CENTRO INTERNACIONAL DE ARREGLO DE DIFERENCIAS RELATIVAS A INVERSIONES

EN EL PROCEDIMIENTO ENTRE OCCIDENTAL PETROLEUM CORPORATION

OCCIDENTAL EXPLORATION AND PRODUCTION COMPANY (DEMANDANTES)

- Y -

LA REPÚBLICA DEL ECUADOR (DEMANDADA)

(Caso CIADI No. ARB/06/11)

LAUDO

Miembros del Tribunal

Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, C.C., Q.C., Presidente Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx, Q.C., Xxxxxxx Profesora Xxxxxxxx Xxxxx, Xxxxxxx

Secretario del Tribunal

Xxxxxxx Xxxxxx

Asistente del Tribunal (hasta el 16 de diciembre de 2011)

Xxxxx Xxxxxxxxx

Representando a las Demandantes

Xxxxx X. Xxxxxx Xxxxxxxx X. Xxxxx

Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP

Xxxxxx X. Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxxxxxx & Xxxxxxx LLP

Xxxxxx X. xx Xxxxx Xxxxx X. Xxxxxxxxxx

Occidental Petroleum Corporation

Representando a la Demandada Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx Procurador General del Estado

Xxxxxx von Xxxxxx Xxxxxxx X. Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP

Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx Xxxxxx Xxxxx

Xxxx Xxxxxx Xxxxxx Represa Xxxxxxx LLP

Fecha de envío a las partes: 5 de octubre de 2012

ÍNDICE

I. PROCEDIMIENTO 1

A. Registro de la Solicitud de Arbitraje 1

B. Constitución del Tribunal y comienzo del procedimiento 3

C. Etapa oral y etapa escrita del procedimiento 4

II. ANTECEDENTES DE HECHO 34

A. Introducción 34

B. Desarrollo y operación del Bloque 15 de Ecuador por parte de OEPC 36

C. El Contrato de Participación 38

D. Los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados 43

E. El Acuerdo de Farmout con AEC 45

F. El Oleoducto de OCP 53

G. El Farmout y Ecuador 55

X. Xx auditoría xx Xxxxxx Xxxxxxx 62

I. La controversia sobre el IVA 65

J. El Procedimiento de Caducidad y hechos relacionados 65

K. El Decreto de Caducidad 71

III. RECLAMOS DE LAS DEMANDANTES 74

A. La posición de las Demandantes 74

1. Síntesis de la posición de las Demandantes 74

2. Primer argumento principal de las Demandantes: violación

por inexistencia de una Causal de Terminación 76

(a) Supuestas violaciones de los Artículos 74.11 y

74.12 de la LHC 78

(b) Supuestas violaciones de la normativa sobre hidrocarburos 87

- i -

3. El segundo argumento principal de las Demandantes: violación al margen de cualquier posible Causal de Terminación 89

B. La posición de la Demandada 93

1. Síntesis de la posición de la Demandada 93

2. Defensa planteada por la Demandada respecto del primer argumento principal de las Demandantes: el Decreto de Caducidad cumplió plenamente con el derecho ecuatoriano 97

(a) Supuestas violaciones de los Artículos 74.11 y

74.12 de la LHC 98

(b) Supuestas violaciones de las normas sobre hidrocarburos 107

3. Defensa planteada por la Demandada al segundo argumento principal de las Demandantes: el Decreto de Caducidad cumplió plenamente con las disposiciones del Tratado y del derecho internacional 108

IV. LA RECONVENCIÓN DE LA DEMANDADA 113

A. La posición de la Demandada 113

B. La posición de las Demandantes 115

V. ANÁLISIS 116

A. La competencia del Tribunal sobre las reclamaciones de las Demandantes 116

B. Las conclusiones del Tribunal en relación con las reclamaciones de

las Demandantes 118

1. El incumplimiento del Contrato de Participación por parte

de OEPC. 118

(a) Observaciones preliminares 118

(b) Prueba de la existencia de una transferencia de derechos contemplados en el Contrato de Participación 120

(d) El Acuerdo de Farmout 135

(e) Relación contractual. 137

(f) Las restantes acusaciones de incumplimiento del Contrato de Participación y violaciones de la LHC 139

2. La obligación de OEPC de obtener autorización para transferir derechos contemplados en el Contrato de Participación 140

3. La proporcionalidad de la sanción por la transferencia de derechos no autorizada en virtud del Contrato de Participación 161

(a) Observaciones preliminares 161

(b) Los casos contrapuestos de las partes 163

(d) La proporcionalidad en el contexto de las diferencias internacionales relativas a inversiones 168

(e) Argumentos detallados sobre la proporcionalidad 172

(f) Puntos en común entre las partes 179

(g) Temas pendientes 180

(h) Alternativas a la caducidad 181

(i) Los antecedentes del Decreto de Caducidad 185

(j) La influencia xxx Xxxxx del IVA 189

(k) ¿Constituyó el Decreto de Caducidad una respuesta proporcionada? 193

(l) Expropiación en violación del Artículo III del Tratado 198

(m) Las acusaciones restantes de incumplimiento en

virtud del Tratado y del derecho ecuatoriano 200

VI. MONTO DE LA COMPENSACIÓN. 200

A. Introducción 200

B. Las excepciones procesales presentadas por la Demandada en relación

con la Ley 42 y la Ley Interpretativa del IVA 202

C. La Ley 42 de Ecuador 203

1. Introducción 203

2. El impacto de la Ley 42 204

(a) La posición de la Demandada 204

(b) La posición de las Demandantes 209

(i) Observaciones Preliminares 212

(ii) Caracterización de la Ley 42 y de las excepciones jurisdiccionales de la

Demandada 213

(iii) Análisis de la Ley 42. 218

(iv) Observaciones Finales 227

D. La Ley Interpretativa del IVA de Ecuador 231

1. Introducción 231

2. Las excepciones procesales de la Demandada 232

3. El impacto de la Ley Interpretativa del IVA 232

(a) La posición de la Demandada 232

(b) La posición de las Demandantes 233

E. El Acuerdo de Farmout 240

1. Presentaciones Iniciales de las partes 240

(a) La posición de la Demandada 240

(b) La posición de las Demandantes 241

2. Dictum de la Corte Permanente de Justicia Internacional en

el Caso Chorzów Factory 243

(a) Introducción: Dictum en el Caso Chorzów Factory 243

(b) La interpretación de la Demandada 244

3. Presentaciones adicionales de las partes 247

(a) Presentaciones adicionales de la Demandada 249

(b) Presentaciones adicionales de las Demandantes 252

4. Análisis y conclusión del Tribunal 255

(a) Introducción 255

(b) Derecho ecuatoriano 257

(d) Conclusiones 272

F. La culpa de las Demandantes con anterioridad al Decreto de

Caducidad 277

1. La posición de la Demandada 277

2. La posición de las Demandantes 278

3. Análisis del Tribunal 278

4. Conclusión del Tribunal 286

G. Cuestiones pendientes relacionadas con los daños 287

1. Introducción 287

2. Xxxxx Xxxxx xx Xxxxxxx (“VJM”) 293

(a) La posición de las Demandantes 293

(b) La posición de la Demandada 293

3. El método de Flujo de Caja Descontado (“FCD”) 294

4. Volumen y perfil de producción en el Bloque 15 296

(a) Los informes periciales de las Partes 296

(i) El Informe Pericial de NSAI del 17 de

septiembre de 2007 296

(ii) El Informe Pericial de RPS Scotia xx xxxxx

de 2009 297

(iii) El Informe de RPS Scotia xx xxxxx de 2009 titulado “Estudio de Certificación de Reservas del Bloque 15 en Ecuador y Plan

de Desarrollo al 1 de enero de 2009” 298

(iv) Segundo Informe Pericial de RPS Scotia de septiembre de 2009 298

(v) Informe Pericial Complementario de NSAI

xx xxxxx 12 de 2009 299

(b) Conclusión del Tribunal 300

5. Factores de Ajuste de Reservas (“RAF”) 307

6. Proyecciones de precios del petróleo 310

7. Tasa de descuento 313

8. Proyecciones de costos operativos (OPEX) y de capital (CAPEX) 314

9. Uso de ventas comparables 318

10. Compensación por daños indirectos 320

(a) Cuestiones preliminares 321

(b) La posición de las Demandantes 324

(i) Daños en virtud del contrato de despacho o pago 324

(ii) Costos por despidos 325

(iii) Valor de la carga abandonada 326

(i) Daños en virtud del contrato de despacho o pago 326

(ii) Costos por despidos 327

(iii) Valor de la carga abandonada 328

(d) Conclusión del Tribunal 328

(i) Daños en virtud del contrato de despacho o pago 328

(ii) Costos por despidos 331

(iii) Valor de la carga abandonada 331

11. Cálculo de daños 332

12. Intereses 332

(a) La posición de las Demandantes 333

(b) La posición de la Demandada 334

(i) Intereses simples vs. Intereses compuestos 336

(ii) Tasa de interés 339

(iii) Intervalos para la aplicación de intereses compuestos 340

(d) El período en que deben devengarse los intereses 341

(e) Conclusión del Tribunal 342

13. Impuestos xxxxxxxxxxxx 000

H. Conclusiones del Tribunal en relación con la reconvención de la Demandada 344

1. La acusación de la Demandada de que las Demandantes iniciaron y continuaron con el presente caso de mala fe 345

2. La acusación de la Demandada de que OEPC incumplió con la Cláusula 22.2.1 del Contrato de Participación

mediante el uso de la vía diplomática o consular 345

3. La acusación de la Demandada sobre la conducta destructiva e ilícita de las Demandantes 346

(a) Pérdida de producción del Bloque 15 a causa de la liberación xx xxxxxx de perforación 347

(b) Daño causado a datos y a software 348

4. La acusación de la Demandada de que las Demandantes no pagaron el cargo de cesión ni negociaron un nuevo contrato

de participación más favorable para la Demandada 349

VII. COSTAS. 349

VIII. LAUDO 350

GLOSARIO

Abreviatura Definición

“AEC” Alberta Energy Corporation

“DNH” Dirección Nacional de Hidrocarburos

“RAF” Factores de Ajuste de Reservas

“FCD” Flujo de Caja Descontado

“IVA” Impuesto al Valor Agregado

“LHC” Ley de Hidrocarburos

“OCP” Oleoducto de Crudos Pesados

“OEPC” Occidental Exploration and Production Company

“OPC” Occidental Petroleum Corporation

“Xxxxxxxxxxxx” Xxxxxxxx xxxxxxxxx xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx y sucesora de Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (“CEPE”). Hoy, Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador.

“RAFs” Factores de Ajuste de Reservas

“SOTE” Sistema de Oleoducto Trans-ecuatoriano

“TBI” x xx “Xxxxxxx” Xxxxxxx xxxxx xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx y los Estados Unidos de América sobre Promoción y Protección Recíproca de Inversiones

“VJM” Xxxxx Xxxxx xx Xxxxxxx

EL TRIBUNAL

Conformado según se ha detallado, Después de deliberar,

Dicta el siguiente Laudo:

I. PROCEDIMIENTO

A. Registro de la Solicitud de Arbitraje

1. El 00 xx xxxx xx 0000, Xxxxxxxxxx Petroleum Corporation (“OPC”) y Occidental Exploration and Production Company (“OEPC”), dos empresas estadounidenses (en conjunto, las “Demandantes”), constituidas en los estados de Delaware y California, respectivamente, presentaron ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (“CIADI” o el “Centro”) una Solicitud de Arbitraje en virtud del Convenio sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones entre Estados y Nacionales de otros Estados (“Xxxxxxxx xxx XXXXX”) xxxxxx xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx (“Ecuador” o la “Demandada”) y la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (“PetroEcuador”)1.

2. La diferencia entre las partes se relaciona con la caducidad de un Contrato de Participación de 1999 entre OEPC y PetroEcuador para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Bloque 15 de la región amazónica ecuatoriana (el “Contrato de Participación”).

1 PetroEcuador era la compañía petrolera nacional del Ecuador y sucesora de la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (“CEPE”). Mediante carta al Centro de 29 de septiembre de 2006, las Demandantes retiraron sus reclamos contra PetroEcuador.

3. La Solicitud de Arbitraje invocaba el consentimiento del Ecuador al arbitraje del CIADI previsto en el Xxxxxxx xx 0000 xxxxx xxx Xxxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxxx x xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx sobre Promoción y Protección Recíproca de Inversiones (el “TBI”), y el consentimiento de PetroEcuador al arbitraje del CIADI previsto en el Contrato de Participación.

4. El 22 xx xxxx de 2006, el CIADI acusó recibo de la Solicitud de Arbitraje y, de conformidad con el Artículo 36(1) del Convenio del CIADI, envió copias de la Solicitud de Arbitraje con documentación adjunta a la República del Ecuador y a PetroEcuador.

5. Mediante cartas del 7, 16 y 29 xx xxxxx de 2006, el CIADI solicitó información adicional a las Demandantes. Mediante cartas del 13, 23 y 29 xx xxxxx de 2006, las Demandantes proporcionaron información complementaria de su Solicitud de Arbitraje. Las Demandantes brindaron más información mediante carta del 6 de julio de 2006.

6. El 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx General Interino del CIADI, de conformidad con el Artículo 36(3) del Convenio del CIADI, registró la Solicitud de Arbitraje, y notificó a las partes el acto de registro bajo el número de Caso CIADI ARB/06/11.

7. La Solicitud de Arbitraje incluía (en los párrafos 76 y 77) una Solicitud de Medidas Provisionales. De conformidad con el cronograma fijado por el CIADI en virtud de la Regla 39(5) de las Reglas Procesales Aplicables a los Procedimientos de Arbitraje del CIADI (las “Reglas de Arbitraje del CIADI”) y posteriormente modificado por acuerdo de las partes, las Demandantes presentaron una Solicitud de Medidas Provisionales particularizada el 00 xx xxxxxxx xx 0000. Xxxxxxx respondió a dicha

Solicitud de las Demandantes el 1 de diciembre de 2006, seguido de la Réplica de las Demandantes del 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 x xx Xxxxxxx xxx Xxxxxxx del 30 de diciembre de 2006.

B. Constitución del Tribunal y comienzo del procedimiento

8. Mediante carta del 29 de septiembre de 2006, las Demandantes informaron al Centro que habían seleccionado el método previsto en el Artículo 37(2)(b) del Convenio del CIADI para la constitución del Tribunal (es decir, el Tribunal se constituiría con tres árbitros designados, uno por cada parte y el tercero, que presidiría el Tribunal, de común acuerdo). En esa misma carta, las Demandantes informaron al Centro su designación del Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx, QC, neozelandés, como árbitro. El Xx. Xxxxxxxx aceptó su designación el 18 de octubre de 2006.

9. El 13 de octubre de 2006, las Demandantes solicitaron al CIADI nombrar los árbitros que aún no habían sido nombrados y designar a un árbitro para que actuare como presidente del Tribunal en este caso, en virtud del Artículo 38 del Convenio del CIADI y la Regla 4(1) de Arbitraje del CIADI.

10. Mediante cartas del 25 de octubre, 21 de noviembre, 1, 12, 13 y 27 de diciembre de 2006 y 5 de enero de 2007, el Centro consultó con las partes en relación con la designación de los árbitros que aún no habían sido nombrados, según lo previsto en el Artículo 38 del Convenio del CIADI y la Regla 4 de las Reglas de Arbitraje del CIADI.

11. Mediante carta del 25 de enero de 2007, el Centro informó a las partes que, en virtud del Artículo 38 del Convenio del CIADI y la Regla 4 de las Reglas de Arbitraje del

XXXXX, el Presidente Interino del Consejo Administrativo del CIADI había nombrado a la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx, de nacionalidad francesa, como coárbitro y al Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, QC, de Canadá, como tercer árbitro y Presidente del Tribunal. La Profesora Xxxxx aceptó su designación el 31 de enero de 2007 y el Xx. Xxxxxxx hizo lo propio el 5 de febrero de 2007. Al momento de sus respectivas designaciones, la Profesora Xxxxx era miembro del Panel de Árbitros del CIADI designado por Francia y el Xx. Xxxxxxx era miembro del Panel de Árbitros del CIADI designado por el Presidente del Consejo Administrativo del CIADI.

12. Mediante carta del 0 xx xxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx General del CIADI notificó a las partes que, habiendo los tres árbitros aceptado sus nombramientos, el Tribunal se consideraba constituido y el procedimiento iniciado ese mismo día. En esa misma carta, la Secretaria General proporcionó copias de las declaraciones de independencia e imparcialidad firmadas por cada uno de los miembros del Tribunal de conformidad con la Regla 6 de Arbitraje del CIADI e informó a las partes que la Xxx. Xxxxxxxx Xxxxxxx-Xxxxx, Consejera Jurídica Superior del CIADI, actuaría como Secretaria del Tribunal.

C. Etapa oral y etapa escrita del procedimiento

13. El Tribunal y las partes llevaron a cabo una conferencia telefónica preliminar el 16 de febrero de 2007, durante la cual se acordó que la Primera Sesión del Tribunal tendría lugar el 0 xx xxxx xx 0000 xx xx xxxx xxx Xxxxxx en Washington, D.C. También se acordó que se llevaría a cabo una audiencia sobre la Solicitud de Medidas Provisionales de las Demandantes el 3 xx xxxx de 2007. La conferencia telefónica se

grabó y se entregaron copias de las grabaciones de audio a las partes y a los miembros del Tribunal.

14. Mediante carta del 19 de febrero de 2007, se invitó a las partes a presentar simultáneamente cualquier otra documentación o testimonio relativos a la Solicitud de Medidas Provisionales de las Demandantes sobre los cuales quisieran basarse, a más tardar el 20 xx xxxxx de 2007. Ambas partes presentaron documentación adicional el 18 xx xxxxx de 2007.

15. Con el consentimiento de las partes y los miembros del Tribunal, el Presidente del Tribunal sostuvo con las partes una conferencia telefónica organizativa previa a la audiencia el 26 xx xxxxx de 2007. En la conferencia estuvieron presentes los Sres. Xxxxx X. Xxxxxx, Xxxx X. Xxxxxxxx y Xxxxxx Xxxxxxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP y la Xxx. Xxxxx X. Xxxxxxxxxx, Consejera General Asistente de OPC, en representación de las Demandantes; el Xx. Xxxx Xxxxxxxx y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxx, xx Xxxxx Xxxx LLP, el Xx. Xxxxxxx Xxxx, en ese entonces miembro del estudio jurídico Cabezas & Xxxx Abogados en Xxxxx, x xx Xxxx. Xxxxxxx Xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx, participaron en representación de la Demandada; la Xxx. Xxxxxxxx Xxxxxxx-Xxxxx y los Sres. Xxxxxxx Xxxxxx y Xxxxxx Xxxxxxxxx-Xxxxxxx, del Secretariado del CIADI, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, en ese entonces miembro del estudio jurídico Ogilvy Renault LLP en Ottawa, estudio jurídico del Xx. Xxxxxxx, también participaron de la conferencia telefónica. Durante la conferencia, se alcanzaron varios acuerdos en relación con la organización de la inminente Primera Sesión y la audiencia sobre la Solicitud de Medidas Provisionales de las Demandantes. Entre ellos, las partes acordaron

designar a la Xxx. Xxxxxxxxx como Asistente del Tribunal. La conferencia telefónica se grabó y se entregaron copias de las grabaciones de audio a las partes y a los miembros del Tribunal.

16. La Primera Sesión del Tribunal y la audiencia sobre la Solicitud de Medidas Provisionales de las Demandantes se llevaron a cabo, según lo previsto, el 2 y 0 xx xxxx xx 0000 xx xx xxxx xxx Xxxxxx en Washington, D.C. Estuvieron presentes los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx

A.R. Xxxxxxxx. Ante la ausencia de la Xxx. Xxxxxxx-Xxxxx, estuvo presente el Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Consejero Jurídico Superior del CIADI, en representación del Secretariado del CIADI. También estuvo presente la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal. Las Demandantes estuvieron representadas por los Sres. Xxxxx X. Xxxxxx, Xxxx X. Xxxxxxxx, Xxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxxx X. Xxxxx y Xxxxxx Xxxxxxxxx, xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP, y por la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx y los Sres. Xxxxxx Xxxxx y Xxxxx Xxxxxxxxx de OPC. La Demandada estuvo representada por el Xx. Xxxx Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx, el Xx. Xxxxxxx Xxxx xx Xxxxxxx & Xxxx Xxxxxxxx en Quito, el Xx. Xxxx Xxxxxxxx, la Xxx. Xxxxx Xxxxxxx y la Srta. Xxxxx Xxxxxxxxxxxx xx Xxxxx Xxxx, LLP en Washington, D.C., la Srta. Xxxxxxx Xxxxxxx, xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx, la Srta. Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx xx XxxxxXxxxxxx y el Xx. Xxxxx Xxxxxxx de TrialTek Consulting.

17. Durante la Primera Sesión, las partes confirmaron que el Tribunal había sido constituido debidamente de conformidad con el Convenio del CIADI y las Reglas de Arbitraje del CIADI y que no tenían objeciones respecto de la designación de ninguno de

los miembros del Tribunal. Las partes también confirmaron estar de acuerdo con la designación de la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, miembro del estudio jurídico Ogilvy Renault del Xx. Xxxxxxx, como Asistente del Tribunal. Finalmente, las partes acordaron varias cuestiones procesales que se vieron reflejadas en el acta confeccionada por el Secretariado y que se circuló a las partes y el Tribunal. Durante la sesión, las partes convinieron en separar las fases de jurisdicción/responsabilidad y la de daños (quantum), pero las Demandantes solicitaron que el calendario para la fase de daños fuere establecido al mismo tiempo que el calendario para la fase de responsabilidad para evitar demoras innecesarias. [Se adjunta copia del Acta como Anexo 1 al presente Laudo (solo en idioma inglés)].

18. Al finalizar la Primera Sesión, las partes se dirigieron al Tribunal con respecto a la Solicitud de Medidas Provisionales de las Demandantes. Los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de las Demandantes y el Xx. Xxxxxxxx se dirigió al Tribunal en representación de la Demandada. Durante la audiencia, y luego que las partes consultaran entre sí, se efectuaron modificaciones significativas a la Solicitud de las Demandantes.

19. De acuerdo con el cronograma fijado durante la Primera Sesión (el cual el Tribunal modificó levemente, tras demoras de las partes en la producción de documentos), las Demandantes presentaron un Memorial sobre Responsabilidad, con documentación adjunta, el 23 de julio de 2007. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, las declaraciones testimoniales de los Sres. Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxx

Xxxxx, Xxxxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxx X. Xxxxxxxxx, Xxxx XxxXxxxx y Xxxxxx Xxxx; y el informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx.

20. El 17 xx xxxxxx de 2007, el tribunal emitió de forma unánime su Decisión sobre Medidas Provisionales2. En dicha Decisión, el Tribunal, después de analizar detenidamente la posición de cada una de las partes, llegó a la conclusión de que las Demandantes no habían demostrado que la emisión de una orden de medidas provisionales estuviera justificada bajo las circunstancias y, por lo tanto, desestimó su Solicitud.

21. Mediante carta del 24 xx xxxxxx de 2007, se informó a las partes que el Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Consejero Jurídico Superior del CIADI, reemplazaría a la Xxx. Xxxxxxx-Xxxxx como Secretario del Tribunal, luego de que aquella dejara el CIADI.

22. El 17 de septiembre de 2007, las Demandantes presentaron un Memorial sobre Daños con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, las segundas declaraciones testimoniales de los Sres. Xxxxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx y Xxxxxx Xxxxxxxxx; la declaración testimonial del Dr. Xxxxxxxx Xxx (S.P.) Sing; los informes periciales del Profesor Xxxxxx X. Xxxx y Xxxxxxxxxx, Xxxxxx & Associates, Inc., y un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx.

23. Cambios sucesivos en la representación de la República del Ecuador hicieron que la Demandada solicitara, el 17 de septiembre de 2007, que se modificara el cronograma para la presentación de escritos acordado durante la Primera Sesión. Las Demandantes se

2 Disponible en Internet en xxxxx.xxxxxxxxx.xxx y adjunta al Laudo como Anexo 2.

opusieron a la solicitud de la Demandada mediante carta del 24 de septiembre de 2007. La Demandada respondió mediante carta del 15 de octubre de 2007.

24. El 31 de octubre de 2007, con el consentimiento de sus coárbitros, el Presidente del Tribunal llevó a cabo una conferencia telefónica con las partes para abordar: (a) la solicitud de la Demandada de un nuevo calendario procesal y (b) la representación de la Demandada en este caso. Durante la llamada, se llegó a la conclusión de que los plazos procesales establecidos por el Tribunal durante la Primera Sesión debían ser modificados. También se decidió que las partes se consultarían e intentarían acordar las modificaciones pertinentes del calendario y que se llevaría a cabo otra conferencia telefónica el 31 de enero de 2008 con el fin de analizar las modificaciones al calendario procesal. La conferencia telefónica se grabó y se entregaron copias de las grabaciones de audio a las partes y a los miembros del Tribunal.

25. Mediante carta del 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx informó al Tribunal que había seleccionado el estudio jurídico xx Xxxxxx, Xxxxxxx & Xxxxxxx LLP como su nuevo consejero jurídico y representante. El estudio es conocido hoy como Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP.

26. El 23 de enero de 2008, las partes escribieron por separado al Tribunal para informarle que no habían logrado llegar a un acuerdo respecto de las modificaciones del calendario procesal y, en sus respectivas cartas, cada una propuso un calendario procesal.

27. Tal como se había acordado, se llevó a cabo una conferencia telefónica entre el Presidente del Tribunal y las partes el 31 de enero de 2008. La Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx de

OPC, así como el Xx. Xxxxx X. Xxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP, participaron en la teleconferencia en representación de las Demandantes. La Demandada estuvo representada en la conferencia telefónica por el Xx. Xxxxxx Xxxxxxx, la Srta. Xxxxxxx Xxxxxxx x xx Xxxx. Xxxxxxxx Xxxxxx, xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx y por los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx y Xxxxxxx X. Xxxxx, xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP. Durante la conferencia telefónica, ambas partes tuvieron la oportunidad plena y equitativa de elaborar sobre sus respectivas presentaciones del 23 de enero de 2008. La conferencia telefónica se grabó y se entregaron copias de las grabaciones de audio a las partes y a los miembros del Tribunal.

28. El 11 de febrero de 2008, el Tribunal emitió la Resolución Procesal No. 1 mediante la cual estableció un calendario procesal modificado, que incluía plazos para la fase jurisdiccional del arbitraje y calendarios separados para la fase de responsabilidad y para la fase de daños (de acuerdo con lo solicitado).

29. En virtud de la Resolución Procesal No. 1, la Demandada, el 7 xx xxxxx de 2008, presentó un memorial con excepciones sobre competencia, con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, un informe pericial del Xx. Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx. Las Demandantes presentaron un memorial de contestación sobre competencia, con documentación adjunta, el 4 xx xxxxx de 2008. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, un tercer informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx.

30. Mediante carta del 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx informó al Tribunal que, además xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP, el estudio jurídico Xxxxxxx LLP, representaría a la Demandada en este procedimiento.

31. De conformidad con la Resolución Procesal No. 1, la Demandada presentó una réplica sobre competencia, con documentación adjunta, el 23 xx xxxxx de 2008. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, un segundo informe pericial del Xx. Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx.

32. Mediante carta del 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx informó al Tribunal la designación del Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx como nuevo Procurador General del Estado, tras la renuncia del Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx. Xx xxx xxxxx xxxxx, xx Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx solicitó que se modificara el calendario procesal establecido en la Resolución Procesal No. 1. Las Demandantes se opusieron a esta solicitud mediante carta del 29 xx xxxxx de 2008.

33. El 0 xx xxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx emitió la Resolución Procesal No. 2, donde modificaba el calendario establecido en la Resolución Procesal No. 1.

34. Las Demandantes presentaron una dúplica sobre competencia, con documentación adjunta, el 12 xx xxxx de 2008. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, un cuarto informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx.

35. Según lo prescrito por la Resolución Procesal No. 1, se llevó a cabo una audiencia de dos días sobre competencia en la sede del Banco Mundial en París, los días 22 y 23 xx xxxx de 2008. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la

Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx, asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal, también estuvieron presentes en la audiencia. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxxx y la Srta. Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP y por la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxx de OPC. La República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx y Xxxxxxxxx Xxxxxxx y la Srta. Xxxxxxx Xxxxxxx, de la Procuraduría General del Estado; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx, Xxxxxxx X. Xxxxx, Xxxxxxxx Xxxx y Xxxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP; los Sres. Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxx y Xxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxx LLP; el Xx. Xxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxxxx xx Xxxxxxx x Xxxxx xxx Xxxxxxx; y la Dra. Xxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxx, de PetroEcuador.

36. Durante la audiencia, los abogados de las respectivas partes presentaron extensos alegatos de apertura y cierre sobre las diversas cuestiones planteadas a partir de la excepción jurisdiccional de la Demandada. El Xx. Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx también estuvieron presentes como peritos en la audiencia y fueron interrogados por los abogados bajo la supervisión del Tribunal.

37. El 16 xx xxxxx de 2008, de conformidad con el calendario procesal modificado por el Tribunal en la Resolución Procesal No. 2, la Demandada presentó su Memorial de Contestación sobre Responsabilidad, con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, las declaraciones testimoniales de los ministros Xxxxx Xxxxx e Xxxx Xxxxxxxxx y del Xx. Xxxxxx Xxxxxxx. También incluyó un informe

pericial del Xx. Xxxxxxx Xxxxxx y un tercer informe pericial del Xx. Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx. De conformidad con la Regla 40 de las Reglas de Arbitraje del CIADI, el Memorial de Contestación de la Demandada también incluyó una Reconvención.

38. El 11 xx xxxxxx de 2008, las Demandantes presentaron una Réplica sobre Responsabilidad, con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, un quinto informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx, informes periciales de los Sres. Xxxxxx X. Xxxxxx y Xxxxxx X. Xxxxxx Xx.; primeras declaraciones testimoniales de los Sres. Xxxxx Xxxxxxxxxx, Xxx Xxxxx y Xxxx Xxxxxx; segundas declaraciones testimoniales de los Sres. Xxxxxx Xxxx, Xxxx X. Xxxxxxxxx, Xxxx XxxXxxxx y Xxxxx Xxxxx; y terceras declaraciones testimoniales de los Sres. Xxxxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx y Xxxxxx Xxxxxxxxx. La Réplica de las Demandantes incluyó una Respuesta a la Reconvención de la Demandada.

39. El 9 de septiembre de 2008, el Tribunal emitió su Decisión sobre Competencia.

En su Decisión, la cual forma parte integral del presente Xxxxx y se adjunta a él como Anexo 3, el Tribunal abordó las dos excepciones jurisdiccionales planteadas por la República del Ecuador, a saber: (a) que la resolución de la controversia entre las partes se regía por el Contrato de Participación, el cual excluía del arbitraje la caducidad; y (b) que las Demandantes no cumplieron con el periodo de espera de 6 meses establecido en el TBI. En sus conclusiones, el Tribunal, de forma unánime, resolvió que (a) “[s]obre la base de elementales principios de interpretación de los contratos, toda excepción a la disponibilidad del arbitraje de CIADI para la resolución de diferencias que surjan en el marco del Contrato de Participación – en este caso diferencias relacionadas con la

caducidad – requiere un texto claro en ese sentido. […] Si [las partes] hubieran querido exceptuar esas diferencias de la jurisdicción del CIADI y conferir competencia exclusiva a los tribunales de lo contencioso administrativo ecuatorianos en esa materia, podrían haberlo hecho. Como no lo hicieron, el Tribunal no admite que esa exclusión esté implícita en la referida cláusula”; y (b) que “el procedimiento de caducidad de que se trata en el presente arbitraje de hecho se inició en 2004. Como ya se señaló, en el período de alrededor de 18 meses que precedió a la sanción del Decreto de Caducidad, el 00 xx xxxx xx 0000, XXXX presentó varios escritos en que intentó infructuosamente refutar las alegaciones basadas en las cuales se había iniciado el procedimiento de caducidad. Además, el Tribunal acepta, aunque sin prejuzgar sobre el fondo del asunto, que en efecto, en las circunstancias del caso, los intentos de llegar a una solución negociada fueron inútiles”.

40. Por consiguiente, el Tribunal se declaró competente para pronunciarse sobre las reclamaciones de OEPC y OPC en este procedimiento y que los procedimientos arbitrales continuarían, hasta ingresar en la fase de consideración del fondo del asunto, de acuerdo con el calendario establecido en la Resolución Procesal No. 1 tal y como fue modificada por la Resolución Procesal No. 2 del Tribunal.

41. El 19 de septiembre de 2008, la Demandada presentó una Dúplica sobre Responsabilidad, con documentación adjunta, la cual incluyó, entre otros documentos, una declaración testimonial del Xx. Xxxxx Xxxxxxxx; las segundas declaraciones testimoniales de los ministros Xxxx Xxxxxxxxx y Xxxxx Xxxxx; una tercera declaración testimonial del Xx. Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxx; un informe pericial del Xx. Xxxxxxx Xxxxx

Xxxxxxxxx; un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxxx Xxxxxx; y un cuarto informe pericial del Xx. Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx. La Dúplica de la Demandada incluyó una Réplica sobre su Reconvención.

42. El 23 de septiembre, 10 de octubre y 20 de octubre de 2008, el Tribunal emitió las Resoluciones Procesales Nos. 3, 4 y 5 relativas a la producción de documentos.

43. Mediante carta del 27 de octubre de 2008, el Tribunal fijó el lugar y las fechas para la celebración de una audiencia sobre responsabilidad. La audiencia se llevaría a cabo en la sede del Centro en Washington D.C. del 13 al 20 de diciembre de 2008.

44. El 14 de noviembre de 2008, las Demandantes presentaron una Dúplica a la Reconvención de la Demandada, con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, un sexto informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx; un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxx X. Xxxxxx; un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxx X. Xxxxxx Xx.; y una cuarta declaración testimonial del Xx. Xxxxxx Xxxxx.

45. El 2 de diciembre de 2008, el Tribunal emitió la Resolución Procesal No. 6 relativa a la audiencia sobre responsabilidad y las excepciones formuladas por la Demandada frente a ciertas secciones de la Dúplica de la Demandante a la Reconvención de la Demandada.

46. Según lo previsto, se llevó a cabo una audiencia sobre responsabilidad en la sede del Centro en Washington D.C. del 13 al 20 de diciembre de 2008. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx,

asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal, también estuvieron presentes en la audiencia.

47. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por el Xx. Xxxxxx

X. xx Xxxxx, Vicepresidente Ejecutivo y Consejero Jurídico Principal de Occidental Petroleum Corporation, la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx, Xxxxxxxxx Xxxxxxxx Principal Asistente de OPC, el Xx. Xxxxx Xxxxxxx de OPC y los Sres. Xxxxx X. Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxxx X. Xxxxx, Xxxxx Xxxxxxx, Xxx Xxxxx y Xxxxxxxx Xxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP.

48. Durante la audiencia, la República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxx Xxxxxxx y Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxx-Xxxxxx de la Procuraduría General del Estado; los Sres. Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxx Represa, Xxxxxx Xxxxxx y Xxxxxxx Xxxxxx, xx Xxxxxxx LLP; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx, Xxxxxxx

X. Xxxxx, Xxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxx Xxxxxxxx-Xxxxx y la Xxx. Xxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxx, la Srta. Xxxxx van Xxxx y la Srta. Xxxxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP; el Xx. Xxxxxx X. Xxxxxxx, xx Xxxxx Xxxx LLP; los Sres. Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxxxxxx Xxxxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxx, la Srta. Xxxxx Xxxxxx y la Dra. Xxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxx, de PetroEcuador.

49. Durante la audiencia, los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de las Demandantes. Los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx, von Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxx y Xxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de la Demandada. Durante los ocho días de audiencia, los siguientes veintiún testigos y peritos fueron interrogados por los

abogados, bajo la supervisión del Tribunal: Xxxx XxXxxxxx, Xxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxx, Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxxxxxx, Xxxx Xxxxxx, Xxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxx Xxxxxxxxxx, Xxxxx Xxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxx Xxxxxxxx, Xxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx Xxxxx, Xxxxxxx Xxxxx, Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx Xx., y Xxxxxxx Xxxxxx.

50. Mediante carta de la Demandada del 9 de enero de 2009, las partes informaron al Tribunal su acuerdo respecto de un cronograma de presentación de escritos para la fase de daños del procedimiento. En virtud de este acuerdo, el cual las Demandantes confirmaron mediante un correo electrónico del 15 de enero de 2009, la Demandada presentaría un Memorial de Contestación sobre Daños el 9 xx xxxxx de 2009; las Demandantes presentarían una Réplica sobre Daños el 12 xx xxxxx de 2009; la Demandada presentaría una Dúplica sobre Daños el 8 de septiembre de 2009 y las Demandantes presentarían una Dúplica sobre Daños de la Reconvención el 15 de octubre de 2009. Finalmente, según el acuerdo de las partes, se llevaría a cabo una audiencia sobre daños en noviembre de 2009. Se informó a las partes la aprobación del Tribunal de los plazos acordados mediante un correo electrónico enviado por el Secretario del Tribunal el 16 de enero de 2009.

51. De conformidad con las instrucciones del Tribunal al cierre de la audiencia sobre responsabilidad, ambas partes presentaron escritos posteriores a la audiencia, con documentación adjunta, el 13 de febrero de 2009. También de conformidad con las instrucciones del Tribunal, el 26 de febrero de 2009, las partes presentaron una Cronología Conjunta de Eventos Relevantes.

52. De conformidad con los plazos acordados, el 9 xx xxxxx de 2009, la Demandada presentó un Memorial de Contestación sobre Daños y un Memorial sobre Daños de la Reconvención, con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, una declaración testimonial del Xx. Xxxxxxx Xxxxxx; una cuarta declaración testimonial del Xx. Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxx; y los informes periciales del Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx, RPS Scotia, el Xx. Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx.

53. El 20 y 21 xx xxxxx de 2009, el Tribunal sostuvo una audiencia con las partes en la sede del Banco Mundial en París. La audiencia fue una continuación de la audiencia sobre responsabilidad celebrada en Washington D.C. en diciembre de 2008. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx

A.R. Xxxxxxxx, asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal, también estuvieron presentes en la audiencia.

54. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por el Xx. Xxxxxx

X. xx Xxxxx y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx de OPC, los Sres. Xxxxx X. Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx y Xxxxxxx X. Xxxxx (por videoconferencia) y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx, la Srta. Xxxx Xxxxxx y la Xxx. Xxxxxxxx Xxxxx (por videoconferencia) de Debevoise & Xxxxxxxx LLP. También estuvo presente durante la audiencia el Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx, perito legal de las Demandantes.

55. Durante la audiencia, la República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx

Xxxxxxx y Xxxxxxxxx Xxxxxxx y la Srta. Xxxxxxx Xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx x xx Xxxx. Xxxxxxx Xxxxxxxxxxxx, xx Xxxxxxx LLP; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx y Xxxxxxx X. Xxxxx, xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP.; y el Xx. Xxxxxx Xxxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxx xx XxxxxXxxxxxx.

56. Durante la audiencia, los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de las Demandantes. Los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx, von Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxx y Xxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de la Demandada. Al concluir la audiencia, el Presidente del Tribunal informó a las partes que, si bien el Tribunal intentaría emitir una decisión sobre responsabilidad antes de la audiencia sobre daños programada para noviembre de 2009, habían muchos temas, de gran complejidad e importancia, a ser considerados por el Tribunal. En consecuencia, las partes debían continuar preparándose para la audiencia sobre daños, sin perjuicio de que esta pudiera o no resultar necesaria, dependiendo de la decisión sobre responsabilidad.

57. Mediante carta del 4 xx xxxx de 2009, los abogados de las Demandantes informaron al Tribunal que el Xx. Xxxxxx Xxxxxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx se habían incorporado al estudio jurídico Xxxxxxxxx and Xxxxxxx LLP, pero que continuarían formando parte de la representación de las Demandantes.

58. El 12 xx xxxxx de 2009, las Demandantes presentaron una Réplica sobre Daños y un Memorial de Contestación sobre Daños de la Reconvención, con documentación adjunta. La documentación adjunta incluyó, entre otros documentos, una cuarta declaración testimonial del Xx. Xxxxxxxx Xxxxxx, una segunda declaración testimonial del

Xx. Xxx Xxxxx, una quinta declaración testimonial del Xx. Xxxxxx Xxxxx, una tercera declaración testimonial del Xx. Xxxx XxxXxxxx, una declaración testimonial del Xx. Xxxx

X. Xxxxxx, una cuarta declaración testimonial del Xx. Xxxxxx Xxxxxxxxx, una segunda declaración testimonial del Xx. Xxxxxxxx Xxxxx, un séptimo informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxx Xxxxx, un informe pericial complementario xx Xxxxxxxxxx, Xxxxxx & Associates, y un segundo informe pericial del Profesor Xxxxxx X. Xxxx.

59. Mediante carta del 11 xx xxxxxx de 2009, la Demandada objetó la admisibilidad de parte de las reclamaciones de las Demandantes. Mediante carta del 20 xx xxxxxx de 2009, las Demandantes presentaron observaciones a las objeciones de la Demandada. El 27 xx xxxxxx de 2009, la Demandada contestó a la respuesta de las Demandantes. El 28 xx xxxxxx de 2009, las Demandantes presentaron una refutación.

60. El 31 xx xxxxxx de 2009, el Tribunal emitió la Resolución Procesal No. 7 relativa a la objeción a la admisibilidad de ciertas reclamaciones de las Demandantes formulada por la Demandada.

61. El 8 de septiembre de 2009, la Demandada presentó una Dúplica sobre Daños y Contestación sobre Daños de la Reconvención, con documentación adjunta, la cual incluyó, entre otros documentos, una quinta declaración testimonial del Xx. Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxx; una segunda declaración testimonial del Xx. Xxxxxxx Xxxxxx; un quinto informe pericial del Xx. Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx; un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx; un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx; un segundo informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx; y un segundo informe pericial de RPS Scotia.

62. El 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx informó por carta a las partes que no se encontraba en posición de emitir sus conclusiones sobre responsabilidad antes de la audiencia sobre daños de noviembre de 2009. El 2 de octubre de 2009, el Tribunal llevó a cabo una conferencia telefónica con las partes antes de la audiencia. La conferencia se grabó y se entregaron copias de las grabaciones de audio a las partes y a los miembros del Tribunal.

63. El 5 de octubre de 2009, el Tribunal emitió la Resolución Procesal No. 8 relativa a la producción de documentos.

64. El 15 de octubre de 2009, las Demandantes presentaron su Dúplica sobre Daños de la Reconvención, con documentación adjunta.

65. Mediante correo electrónico del 16 de octubre de 2009, las Demandantes informaron al Tribunal que, tal como se había solicitado durante la conferencia telefónica del 2 de octubre de 2009, las partes habían llegado a un acuerdo en cuanto a la manera en la que se celebraría la audiencia sobre daños.

66. El 29 de octubre de 2009, las partes, según lo solicitado por el Tribunal, presentaron simultáneamente los Escritos Preliminares Previos a la Audiencia. El 30 y 31 de octubre de 2009, ambas partes presentaron anexos adicionales con respecto a la audiencia sobre daños.

67. Del 3 al 7 de noviembre de 2009, el Tribunal llevó a cabo una audiencia sobre daños con las partes en la sede del Banco Mundial en París. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx,

asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal, también estuvieron presentes en la audiencia. Al comienzo de la audiencia, el Tribunal confirmó que (como ya se le había anticipado a las partes), pese a haber sostenido continuas deliberaciones, no le había resultado posible al Tribunal emitir su decisión sobre responsabilidad con anterioridad a la audiencia sobre daños. Dicha posibilidad había sido anticipada a las partes durante la audiencia de responsabilidad, pero, dado que las fechas de la audiencia sobre daños habían sido fijadas con considerable anticipación, las partes había decidido seguir adelante con la audiencia.

68. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por el Xx. Xxxxxx

X. xx Xxxxx, la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx, la Srta. Xxxxxxx Xxxxxx y el Xx. Xxxxx Xxxxxxx de OPC; los Sres. Xxxxx X. Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxx Xxxxxxxxxx y Xxxxxxx X. Xxxxx y la Xxx. Xxxxxxxx Xxxxx y la Srta. Xxxx Xxxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP; y por el Xx. Xxxxxx Xxxxxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxx LLP.

69. Durante la audiencia, la República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx x Xxxxxxxxx Xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxx, Xxxxxxx Fragata Xxxxxxx xx Xxxxxx y Xxxx Xxxxxxxx, xx Xxxxxxx LLP; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxxxxxx x xx Xxxx. Xxxxx Xxxxxx y la Srta. Xxxxx van Xxxx xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP.; el Cptn. Xxxxx Xxxxxx xx XxxxxXxxxxxx; y el Xx. Xxxxxx Xxxxxx de Petroamazonas.

70. Durante la audiencia, los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de las Demandantes. Los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx, von Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxx, Xxxxx y Xxxxxx y la Srta. Xxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de la Demandada.

71. Durante los seis días de audiencia, los siguientes diecisiete testigos y peritos fueron interrogados por los abogados, bajo la supervisión del Tribunal: Xxxxxxxx Xxxxxx,

S.P. Xxxxx, Xxxx X. Xxxxxx, Xxxx XxXxxxxx, Xxx Xxxxx (por videoconferencia), Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, Xxxx Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxx Xxxxxx, Xxxx X. Xxxxxxx, Xxxxxx X. Xxxx y Xxxxxx Xxxxxxxx.

72. El 18 de diciembre de 2009, de conformidad con las instrucciones del Tribunal, las partes presentaron simultáneamente (a) escritos posteriores a la audiencia sobre daños y (b) escritos posteriores a la audiencia sobre la Ley 42 (Enmienda a la LHC) y la Ley Interpretativa del IVA sobre daños, con documentación adjunta. La documentación adjunta de la Demandada incluyó, entre otros documentos, un tercer informe pericial del Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx.

73. El 22 de enero de 2010, las partes presentaron simultáneamente (a) escritos posteriores a la audiencia de contestación sobre daños y daños de la reconvención, y

(b) escritos posteriores a la audiencia de contestación sobre la Ley 42 (Enmienda a la LHC) y la Ley Interpretativa del IVA sobre daños, con documentación adjunta.

74. El 4 de febrero de 2010, el Tribunal llevó a cabo una segunda audiencia sobre daños (argumentos de cierre) en la sede del Centro en Washington, D.C. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx

A.R. Xxxxxxxx, asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal, también estuvieron presentes en la audiencia.

75. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por el Xx. Xxxxxx

X. xx Xxxxx, la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxx de OPC; los Sres. Xxxxx X. Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx y Xxxxxxx X. Xxxxx y la Xxx. Xxxxxxxx Xxxxx y la Srta. Xxxxxxxxx Xxxxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP; y por el Xx. Xxxxxx Xxxxxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxx LLP.

76. Durante la audiencia, la República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxx Xxxxxxx y Xxxxxx Xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx, los Sres. Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxx Represa, Xxxxxx Xxxxxx y Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxxx LLP; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx y Xxxxxxxxxxx Xxxxx y la Srta. Xxxxx Xxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP; y los Sres. Xxxx Xxxxxxx y Xxxxxxxx Xxxxx xx XxxxxXxxxxxx.

77. Durante la audiencia, los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de las Demandantes. Los Sres. Xxxxxx Xxxxxxx, xxx Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxx, Xxxxx, Xxxxxx y Xxxxxx Represa se dirigieron al Tribunal en representación de la Demandada.

78. El 15 de febrero de 2011, el Presidente del Tribunal escribió a las partes lo siguiente:

… El Tribunal ha llegado al punto en sus deliberaciones en que requiere la asistencia de los peritos de ambas partes, el Xx. Xxxxxx Xxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx, para que lo ayuden a determinar el cálculo adecuado de los daños y perjuicios.

Por lo tanto, de conformidad con la Regla 34(2) de las Reglas de Arbitraje del CIADI, el Tribunal solicita a las partes que presenten a los Sres. Kalt y Xxxxxxxx para realizar una consulta con el Tribunal en la sede del CIADI en Washington a las 10.30 a.m. el miércoles 27 xx xxxxx de 2011. Si las partes están de acuerdo, el Tribunal desearía realizar una consulta con los peritos de las partes a solas, sin la presencia de los abogados.

79. El 23 de febrero de 2011, el Presidente del Tribunal, en respuesta a la reacción de las partes a su carta del 15 de febrero de 2011, escribió a las partes lo siguiente:

En nombre del Tribunal, acuso recibo de las respuestas de las partes, de cuyo contenido hemos tomado conocimiento.

Para ser claro, el Tribunal reitera que sus deliberaciones continúan. El Tribunal solicita a las partes que reserven el día 27 xx xxxxx de 2011 para realizar una consulta con los Sres. Kalt y Xxxxxxxx. Una vez más, para ser claro, dicha consulta no se llevará a cabo sin la presencia de los abogados a menos que ambas partes estén de acuerdo.

Por último, el Tribunal advierte que ambas partes solicitan que se les informe las cuestiones que desea debatir con sus peritos. El Tribunal está de acuerdo. Tal información se comunicará a las partes una vez que la consulta del 27 xx xxxxx de 2011 se haya confirmado definitivamente. Se invita a las partes a que confirmen su disponibilidad en la fecha propuesta, así como la de sus peritos, a más tardar el lunes 7 xx xxxxx de 2011….

80. El 11 xx xxxxx de 2011, el Tribunal emitió la Resolución Procesal No. 9, en relación con la producción de informes periciales adicionales. En su Resolución, el Tribunal advirtió que “[e]n caso de que el Tribunal, una vez finalizada la primera fase de sus deliberaciones, falle positivamente respecto de la cuestión de responsabilidad, se deberá determinar el valor xxxxx xx xxxxxxx del Bloque 15 al 16 xx xxxx de 2006 … [P]ara asistir al Tribunal en la continuación de sus deliberaciones, el Tribunal considera

necesario requerir la asistencia de los peritos de las partes con respecto a ciertas cuestiones relativas a la determinación del valor xxxxx xx xxxxxxx del Bloque 15 al 16 xx xxxx de 2006”. Por consiguiente, el Tribunal invitó a los peritos de las partes, el Profesor Xxxx y el Xx. Xxxxxxxx, a “consultarse y elaborar de manera conjunta un informe donde proporcionen un cálculo del valor xxxxx xx xxxxxxx del Bloque 15 al 16 xx xxxx de 2006, utilizando el método de flujos de fondos descontados”. El Tribunal además estableció un procedimiento para que las partes realizaran comentarios sobre el informe pericial conjunto y dejó sin efecto la fecha de consulta del 27 xx xxxxx de 2011.

81. Según lo solicitado por el Tribunal, el 11 xx xxxxx de 2011, los peritos de las partes, el Profesor Xxxxxx X. Xxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx, emitieron un Informe Pericial Conjunto, el cual se envió a las partes y a los miembros del Tribunal.

82. De conformidad con las instrucciones del Tribunal en la Resolución Procesal No.

9, ambas partes presentaron observaciones al Informe Pericial Conjunto el 18 xx xxxxx de 2011.

83. El 0 xx xxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx informó a las partes su decisión de llevar a cabo una audiencia en la sede del Centro en Washington D.C. con las partes y sus peritos, el Profesor Xxxx y el Xx. Xxxxxxxx.

84. El 00 xx xxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx emitió la Resolución Procesal No. 10, donde proporcionó instrucciones para las partes con respecto a la organización de una audiencia de un día a celebrarse el 30 xx xxxxx de 2011 en la sede del Centro en Washington D.C. En dicha Resolución, el Tribunal solicitó que el Profesor Xxxx y el Xx. Xxxxxxxx se

consultaran nuevamente y emitieran de manera conjunta para el Tribunal, como máximo el 10 xx xxxxx de 2011, un informe complementario donde abordaran los comentarios de las partes. El Tribunal solicitó a los dos peritos que estuvieran presentes en la audiencia del 30 xx xxxxx para asistir al Tribunal y responder las preguntas que éste pudiera efectuarles.

85. El 10 xx xxxxx de 2011, el Profesor Xxxx y el Xx. Xxxxxxxx presentaron a las partes y al Tribunal su Informe Pericial Conjunto Complementario. El 17 xx xxxxx de 2011, ambas partes presentaron observaciones al Informe Pericial Conjunto Suplementario, según lo previsto en la Resolución Procesal No. 10.

86. El 20 xx xxxxx de 2011, el Tribunal emitió la Resolución Procesal No. 11, donde proporcionó instrucciones adicionales para los peritos de las partes.

87. El 24 xx xxxxx de 2011, el Profesor Xxxx y el Xx. Xxxxxxxx, en virtud de los términos de la Resolución Procesal No. 11, presentaron a las partes y al Tribunal un Segundo Informe Pericial Conjunto Suplementario.

88. Según lo previsto, el Tribunal llevó a cabo una audiencia de un día en la sede del Centro en Washington D.C. el 30 xx xxxxx de 2011. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx, asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, y la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxx, Asistente del Tribunal, también estuvieron presentes en la audiencia.

89. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx y los Sres. Xxxx XxxXxxxx y Xxxxxx Xxxxx de OPC; los señores Xxxxx X.

Xxxxxx, Xxxx Xxxx, Xxxxxx X. Xxxx-Xxxxxxx, Xxxx Xxxxx y Xxxx Xxxxxx y las Sras. Xxxxxxxx Xxxxx y Xxxxxxx X. Xxxxx Xxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP. El perito de las Demandantes, el Profesor Xxxxxx X. Xxxx, el Xx. Xxxxxxx Xxxxxxx y la Srta. Xxxxxxx Xxxxxx, de Compass Lexecon, también estuvieron presentes durante la audiencia.

90. Durante la audiencia, la República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx, el Xx. Xxxxxxxxx Xxxxxxxx, la Srta. Xxxxxxxx Xxxxxx y la Xxxx. Xxxxxxx Xxxxx xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP; los Sres. Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxxx y Xxxxxx Xxxxxxx xx Xxxxxxx LLP. El perito de la Demandada, el Xx. Xxxxxx Xxxxxxxx, así como los Sres. Xxxxx Xxxxxxxx y Xxxx Xxxxxx, también estuvieron presentes durante la audiencia.

91. Al comienzo de la audiencia, el Presidente del Tribunal hizo la siguiente declaración:3

Como recordarán las partes el 00 xx xxxxxxx 0000, el Tribunal informó a las partes que había llegado a un punto en sus deliberaciones, tanto en cuanto a la responsabilidad y la cuantía, en que requería la ayuda de las dos partes y sus peritos de daños, el profesor Xxxxxx Xxxx y el señor Xxxxxx Xxxxxxxx. En forma más específica el Tribunal declaró que [si] luego de completar la primera fase de sus deliberaciones […] tenía -- llegaba a una decisión favorable [en cuanto a responsabilidad] después de la primera fase, tenía que determinar el valor xxxxx xx xxxxxxx del Bloque15 a partir de o a la fecha de 16 xx xxxx de 2006. En el caso de que decidiera utilizar el método del flujo de efectivo actualizado para determinar este valor, el Tribunal era de opinión que el profesor Xxxx y el señor Xxxxxxxx, que anteriormente habían dado prueba sobre el uso de este

3 Transcripciones de la audiencia (30 xx xxxxx de 2011) páginas 11-12.

método, podrían responder ciertas preguntas especificas y ayudar con algunos de los cálculos necesarios.

Durante la audiencia, los miembros del Tribunal formularon preguntas a los peritos y los abogados de las partes.

92. El 6 de octubre de 2011, el Presidente del Tribunal, en nombre del Tribunal, escribió a las partes lo siguiente:

Los miembros del Tribunal continúan sus intensas deliberaciones. El Tribunal lamenta haber demorado más de lo deseado en finalizar su decisión. Sin embargo, las partes han planteado al Tribunal, en sus extensas presentaciones escritas y orales, un sinfín de cuestiones de hecho y de derecho, todas las cuales deben ser analizadas y resueltas. El Tribunal confía que sus deliberaciones finalizarán pronto y que se emitirá una decisión poco después.

En los últimos días, el Tribunal ha estado abordando una cuestión que, en su opinión, ninguna de las partes ha tratado integralmente en sus presentaciones anteriores. Dicha cuestión se relaciona con la interpretación del Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta.

La Demandada sostiene […] que el cálculo de los daños y perjuicios (de haberlos) que se concedan a las Demandantes bajo las circunstancias debe limitarse a una participación del 60% en el Bloque 15 debido a la transferencia de las Demandantes a AEC bajo los términos del Acuerdo de Farmout del 40% de su participación bajo el Contrato de Participación. Las Demandantes no aceptan lo manifestado por la Demandada […].

La cláusula de derecho aplicable del Acuerdo de Farmout establece:

Este Contrato se regirá y se interpretará y aplicará de acuerdo con las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, excluyéndose cualquier selección de reglamento de derecho o conflicto con principios de derechos que refiriesen el asunto a las leyes de otras jurisdicción, excepto en la medida que las leyes de Ecuador requieran la aplicación de las leyes de Ecuador a los Contratos Participativos y al Bloque 15 u otra propiedad situada u operaciones o actividades realizadas en Ecuador.

El Tribunal advierte que las Demandantes argumentaron que la transferencia de un “interés económico” a AEC no se consideraría una cesión según el derecho de Nueva York y que, en consecuencia, no se habría incumplido la prohibición de cesión prevista en el Artículo 16(1) del Contrato de Participación […]. Por consiguiente, las Demandantes no analizaron el efecto y la validez de una cesión (suponiendo que hubiera efectivamente ocurrido una cesión como producto del Acuerdo de Farmout y del Contrato de Operación Conjunta), en contravención

del Artículo 16(1) del Contrato de Participación y el Artículo 79 de la Ley de Hidrocarburos. Las Demandantes tampoco analizaron el derecho ecuatoriano y neoyorquino en este sentido. El Tribunal advierte, asimismo, que la Demandada argumentó que el derecho neoyorquino es irrelevante en cuanto a la cuestión de si una cesión bajo el Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta (de haberla) constituye una contravención al derecho ecuatoriano (Memorial de Contestación sobre Responsabilidad, párrafo 185).

En síntesis, ninguna de las partes, en sus presentaciones sobre daños, hizo referencia al efecto del Artículo 79 de la Ley de Hidrocarburos o al Artículo 16(1) del Contrato de Participación basadas en el supuesto de que había ocurrido una cesión de derechos como producto del Acuerdo de Farmout y del Contrato de Operación Conjunta.

El Tribunal ahora invita a las partes a que supongan que ocurrió una cesión de derechos como producto del Acuerdo de Farmout y del Contrato de Operación Conjunta. En función de tal supuesto, se solicita a las partes que realicen un análisis detallado del efecto de una cesión de derechos realizada en virtud de un contrato regido por el derecho de Nueva York (es decir, el Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta) en contravención de una cláusula de prohibición de cesión prevista en un contrato regido por el derecho ecuatoriano (es decir, el Artículo 16(1) del Contrato de Participación) y en contravención del Artículo 79 de la Ley de Hidrocarburos. Se solicita además a las partes que aborden el derecho neoyorquino y el derecho ecuatoriano y realicen las presentaciones pertinentes, incluso aunque una o ambas partes consideren que, por algún motivo, el derecho neoyorquino o ecuatoriano no resulta relevante a los fines de determinar el efecto del Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta.

Los escritos de las partes se intercambiarán de manera simultánea y se presentarán al Tribunal en el plazo de 28 días contados desde el día de la fecha. El Tribunal luego decidirá si es necesario presentar escritos de contestación.

Si bien las partes podrán hacer referencia a nuevas autoridades legales con sus respectivas presentaciones, no podrán presentar ningún documento que no forme parte ya del expediente.

93. El 3 de noviembre de 2011, las partes presentaron simultáneamente escritos en respuesta a las instrucciones del Tribunal del 6 de octubre de 2011. Según las directivas del Tribunal, las partes presentaron simultáneamente escritos de respuesta el 22 de noviembre de 2011.

94. El 16 de diciembre de 2011, la Xxx. Xxxxxxxxx, asistente del Tribunal, dejó el estudio jurídico sucesor xx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxx Xxxx OR, y en consecuencia cesó en sus funciones.

95. El 23 de febrero de 2012, el Presidente del Tribunal, en nombre del Tribunal, escribió a las partes lo siguiente:

…Los miembros del Tribunal se han consultado respecto de la posibilidad de programar una audiencia en persona, según lo solicitado por la Demandada, con el fin de abordar verbalmente las cuestiones planteadas por el Tribunal en su comunicación del 6 de octubre de 2011 a las partes sobre las cuales éstas presentaron extensos escritos el 3 y el 22 de noviembre de 2011.

Si bien el Tribunal mantiene su postura de que no es necesario realizar una audiencia, advierte que las Demandantes, en su comunicación del 20 de febrero, manifestaron que no tenían objeciones respecto de la celebración de una audiencia. En tales circunstancias, el Tribunal ha decidido acceder a la solicitud de la Demandada y programar, con carácter perentorio, una audiencia a celebrarse en Londres el jueves 12 xx xxxxx de 2012. La audiencia comenzará a las 10 a.m. y finalizará a las 5 p.m.

Se invita a las partes a consultarse y acordar un cronograma para la audiencia, el cual comunicarán al Tribunal a más tardar el 23 xx xxxxx de 2012.

Las partes quedan en conocimiento ahora de que, inmediatamente después de la audiencia del 12 xx xxxxx, el Tribunal declarará cerrado el procedimiento de conformidad con la Regla 38 de Arbitraje del CIADI

96. De conformidad con las directivas del Tribunal, se llevó a cabo con las partes una audiencia en Xxxxxxx, Xxxxx Unido, el 12 xx xxxxx de 2012. Los tres miembros del Tribunal, el Sr. L. Xxxx Xxxxxxx, la Profesora Xxxxxxxx Xxxxx y el Sr. Xxxxx X.X. Xxxxxxxx, asistieron a la audiencia. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxx, Secretario del Tribunal, también estuvo presente en la audiencia.

97. Durante la audiencia, las Demandantes estuvieron representadas por el Xx. Xxxxxx

X. xx Xxxxx, la Xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxx, el Xx. Xxxxxxx X. Xxxxxxx y el Xx. Xxxxxx Xxxxx de

OPC; el Xx. Xxxxx X. Xxxxxx y la Xxx. Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxxx LLP; los Sres. Xxxxxx Xxxxxxxxx y Xxxxx O’Xxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxxx & Xxxxxxx, LLP.

98. Durante la audiencia, la República del Ecuador estuvo representada por el Xx. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx, la Srta. Xxxxxxxx Xxxxxx y la Xxxx. Xxxxxxx Xxxxx xx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxxxx xxx Xxxxxxx; los Sres. Xxxxxx von Xxxxxx, y Xxxxxxx X. Xxxxx xx Xxxxxx, Xxxxxxx (US) LLP.; los Sres. Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx y Xxxxxx Xxxxx y la Srta. Xxxxxx Xxxxxxxxx de Dechert LLP; y S. E. Embajadora Xxx Xxxxx, Embajadora del Ecuador ante el Xxxxx Unido.

99. Durante la audiencia, los Sres. Xxxxxx y Xxxxxxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de las Demandantes. El Xx. Xxxxxx Xxxxxxx y los Sres. xxx Xxxxxx, Anway, Xxxxx Xxxxxx y Xxxxx se dirigieron al Tribunal en representación de la Demandada.

100. Al finalizar la audiencia, el Presidente del Tribunal, de conformidad con la Regla 38(1) de las Reglas de Arbitraje del CIADI, declaró cerrado el procedimiento e invitó a las partes a presentar las declaraciones de los costos incurridos por ellas en el curso de este procedimiento.

101. De conformidad con las instrucciones del Tribunal, las partes presentaron simultáneamente sus Declaraciones de Costos el 30 xx xxxxx de 2012 (corregidas por la Demandada el 9 de julio de 2012 y las Demandantes el 16 de julio de 2012).

102. Como demuestra sobradamente la historia procesal de este caso, el presente procedimiento ha sido muy extenso. De hecho, la historia procesal de este arbitraje detallada anteriormente no es exhaustiva. Desde el comienzo, las partes han planteado un sinfín de cuestiones de hecho y de derecho relativas a medidas provisionales, competencia, cuestiones de fondo y responsabilidad. Asimismo, el Tribunal, a lo largo de este procedimiento de arbitraje, ha debido abordar numerosos pedidos y solicitudes procesales, todos las cuales han sido objeto de extensos y minuciosos escritos presentados por las partes, lo que produjo literalmente miles de páginas de presentaciones y anexos. El Tribunal considera que es innecesario describir dichas presentaciones más allá del resumen que antecede.

103. Como se ha observado, el Tribunal ha emitido una Decisión sobre la Solicitud de Medidas Provisionales de las Demandantes, con una extensión de 47 páginas, una Decisión sobre Competencia de 44 páginas y 11 importantes Resoluciones Procesales. Las Demandantes han presentado 32 declaraciones de 14 testigos y 15 informes de 5 peritos. Por su parte, la Demandada ha presentado 18 declaraciones de 11 testigos y 17 informes de 7 peritos. Las Demandantes han presentado 662 anexos y 667 autoridades legales y la Demandada 379 anexos y 378 autoridades legales. En total, han habido 9 audiencias, completando 22 días, desde la Primera Sesión del Tribunal el 2 xx xxxx de 2007. Las numerosas presentaciones escritas de las Demandantes constan de 2.226 páginas y las de la Demandada, de 1.964 páginas. Las transcripciones de todo el procedimiento constan de 5.291 páginas.

104. El Tribunal desea reconocer la dedicación y el profesionalismo de los abogados tanto de las Demandantes como de la Demandada que han asistido al Tribunal a lo largo de este arbitraje.

II. ANTECEDENTES DE HECHO

A. Introducción

105. El presente arbitraje se refiere a diversos supuestos incumplimientos por parte de Ecuador conforme a la legislación interna y al derecho internacional, especialmente bajo el Tratado entre la República del Ecuador y los Estados Unidos de América sobre Promoción y Protección Recíproca de Inversiones (el “Tratado” o el “TBI”). Además, las Demandantes fundan su reclamo en un acuerdo denominado “Contrato de Participación”, de fecha 00 xx xxxx xx 0000, xxxxxxxxx xxxxx XXXX, Xxxxxxx y PetroEcuador en relación con la exploración y explotación de hidrocarburos en lo que se ha denominado “Bloque 15” en la Amazonía ecuatoriana. El 00 xx xxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx xx Xxxxxxx x Xxxxx xxx Xxxxxxx dictó el Decreto de Caducidad del Contrato de Participación, lo que dio lugar a la terminación del Contrato de Participación.

106. A modo de introducción, el Tribunal recuerda que la reparación pretendida por las Demandantes se encuentra descrita en la Solicitud de Arbitraje en los siguientes términos:

Las Demandantes solicitan respetuosamente que se dicte un laudo en su favor, por el cual:

(a) Se declare que las Demandadas han incurrido en incumplimiento de las obligaciones que les imponen el Contrato de Participación y los Acuerdos Operativos, el Tratado y el derecho ecuatoriano e internacional;

(b) Se ordene a las Demandadas que declaren nulo y carente de valor el Decreto de Caducidad y restablezcan plenamente los derechos de OEPC conforme al Contrato de Participación y a los Acuerdos Operativos;

(c) Se ordene a las Demandadas que indemnicen a las Demandantes por todos los daños y perjuicios causados por sus incumplimientos, incluidos los costos y gastos de este procedimiento, por montos que se determinarán en la audiencia, y que a juicio de las Demandantes superarán los $1.000 millones;

(d) Se ordene a las Demandadas que paguen a las Demandantes intereses por todas las sumas que sean condenadas a pagarles, cuyo monto se determinará en la audiencia, y que disponga toda otra reparación admisible y apropiada en las circunstancias del caso”.

107. Asimismo, el Tribunal recuerda que, en respuesta, la Demandada, negó las acusaciones de incumplimiento y presentó una reconvención en la que planteaba lo siguiente:

Ecuador respetuosamente solicita al Tribunal que:

1. Declare que Ecuador ha cumplido con todas sus obligaciones en virtud del Contrato de Participación, de la ley del Ecuador y del Tratado y rechace todas las reclamaciones de los Demandantes con pérdida de derecho a un nuevo juicio.

2. Declare que las Demandantes han violado el Contrato de Participación al utilizar canales diplomáticos e interponer recursos frente al Gobierno de los Estados Unidos en relación con los conflictos derivados de o relacionados con el cumplimiento del Contrato de Participación, contraviniendo la Cláusula 22.2.1.

3. Declare que las reclamaciones de las Demandantes en este arbitraje no fueron hechas de buena fe y, por el contrario, se alegaron ya sea por negligencia o con el fin de causar algún daño al Ecuador, daño que de hecho fue ocasionado.

4. Declare que Ecuador sufrió daños y perjuicios derivados de la violación del contrato por parte de las Demandantes, de las reclamaciones de mala fe/abuso del derecho, de la destrucción del funcionamiento del Bloque 15 y de la negativa a pagar los cargos por cesión y ordene a las Demandantes a pagar por tales daños y perjuicios un monto sujeto a prueba;

5. Ordene a las Demandantes pagar intereses sobre este monto según tasas legales vigentes;

6. Ordene a las Demandantes pagar los gastos correspondientes a este arbitraje, incluidos todos los costos pagados al CIADI y al Tribunal, junto con los honorarios y erogaciones de los abogados ecuatorianos, así como los intereses sobre los cargos mencionados.

108. Para poder comprender cabalmente el análisis y las decisiones del Tribunal respecto de la responsabilidad, es necesario exponer detalladamente el conjunto de hechos revelados por la prueba oral y escrita producida por las partes durante el presente arbitraje. A continuación, el Tribunal procederá a exponer los hechos.

X. Xxxxxxxxxx x xxxxxxxxx xxx Xxxxxx 00 xx Xxxxxxx por parte de OEPC

109. La porción de tierra en Ecuador denominada Bloque 15 abarca aproximadamente

200.000 hectáreas y se encuentra ubicada a varios cientos de kilómetros al este de Quito, en la región productora de petróleo más prolífica del Ecuador, conocida como la Cuenca Oriente, en las profundidades de la selva tropical de la Amazonía ecuatoriana.

110. En el área occidental del Bloque 15, se encuentran los yacimientos petrolíferos de Limoncocha, Yanaquincha y el Complejo Indillana, y en el área oriental, se encuentra el yacimiento Edén Yuturi. Los yacimientos Limoncocha y Edén Yuturi se encuentran ubicados parcialmente dentro del Bloque 15 y parcialmente fuera de dicho bloque. Dichos yacimientos sobrepasan el límite entre el Bloque 15 y las propiedades administradas por Petroproducción, la filial operativa de PetroEcuador. De conformidad con la Ley de Hidrocarburos de Ecuador (la “LHC”), una vez que el Ministro de Energía y Minas declara que este tipo de yacimientos son comunes a un contratista y a PetroEcuador, los yacimientos deberán “unificarse” y ser administrados conjuntamente

por la contratista y por Petroproducción conforme a los convenios de explotación unificada.

111. OEPC inició sus actividades en Ecuador el 25 de enero de 1985, cuando celebró un contrato de servicios con Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (actualmente denominada PetroEcuador)4. En virtud de dicho contrato, OEPC prestaba servicios relativos a la exploración y producción de petróleo en el Bloque 15 (el “Contrato de Servicios”).

112. En virtud del Contrato de Servicios, OEPC prestaba la totalidad de los servicios requeridos para la producción de petróleo en el Bloque 15. Dichos servicios incluían desde la identificación de potenciales depósitos de petróleo a través de actividades exploratorias, hasta actividades de extracción de petróleo. Si OEPC descubría petróleo, se le reembolsaban los costos y las inversiones, conforme a las condiciones y fórmulas establecidas en el contrato. No obstante, el 100% del petróleo crudo producido era propiedad de PetroEcuador.

113. En el momento en que se firmó el Contrato de Servicios, el Bloque 15 se encontraba relativamente inexplorado. Por este motivo, OEPC enfocó inicialmente sus tareas en la identificación de potenciales reservas para su explotación. Transcurridos ocho años de exploración, en 1993, OEPC inició las actividades de producción en el Bloque

15. En mayo de 1993, OEPC y PetroEcuador celebraron, además, un convenio de explotación unificada para operar conjuntamente el yacimiento Xxxxxxxxxx. Xx xxxxx xx

0 Xxx, Xxxxxxx Xxxxxxx xx Xxxxxxxxxxxxx xxx Xxxxxxx.

finalización del convenio de explotación unificada era aquella en la que finalizaría el Contrato de Servicios.

X. Xx Xxxxxxxx xx Xxxxxxxxxxxxx

000. Xx 0000, Xxxxxxx reformó su LHC para permitir la negociación de los “contratos de participación”. En esencia, un contrato de participación es un tipo de contrato de participación en la producción: aquel por el cual el Estado y los contratistas participan en la producción de petróleo crudo, y los gastos son costeados por la contratista. Este modelo contractual le otorgó un interés en la producción a los productores que tornó los riesgos de exploración más atractivos. Además, le garantizó a Ecuador las ganancias provenientes de su participación en la producción, dado que ya no tenía gastos asociados con la producción de petróleo.

115. En enero de 1997, OEPC y Ecuador comenzaron a negociar su contrato de participación. Las negociaciones se extendieron por aproximadamente dos años y, finalmente, el 21 xx xxxx de 1999 las partes celebraron el Contrato de Participación (el “Contrato de Participación” antes definido). Según lo dispuesto en la Cláusula 1, el contrato fue celebrado entre el “Estado ecuatoriano, por intermedio de [...] Petroecuador [...] [y] la Compañía Occidental Exploration and Production Company, sucursal Ecuador”. De acuerdo con la Cláusula 6.1 del Contrato de Participación, OEPC tenía el derecho a desarrollar y explotar el Complejo Indillana, denominado como el Área Base en el Contrato, hasta 2012, así como otros yacimientos en los que la producción comenzó luego de que las partes celebraran el Contrato de Participación, tales como Xxxx Xxxxxx y Yanaquincha y, posiblemente, los yacimientos Paka Sur y Paka Norte, hasta 2019.

116. El Contrato de Participación, donde se establecía expresamente que el mismo iba a regirse “exclusivamente por la legislación ecuatoriana”, modificó las condiciones bajo las que OEPC operaba en Ecuador. En virtud de la Cláusula 4.2 del Contrato de Participación, ya no se reembolsarían los gastos de exploración y producción del Bloque 15 a OEPC. A cambio de aceptar la obligación de explorar, desarrollar y explotar el Bloque 15, y por soportar todos los gastos asociados con dichas actividades, OEPC recibía un porcentaje del petróleo producido en el Bloque 15, referido como la “participación” de OEPC. La Cláusula 4.3 disponía que el “Contratista deberá invertir los capitales y utilizar personal, equipos, maquinarias y tecnología necesarios para el cabal cumplimiento de dichas actividades, a cambio de lo cual la Contratista recibirá, como participación, el porcentaje de la Producción Fiscalizada establecido en la cláusula 8.1”. Asimismo, OEPC tenía diversas obligaciones bajo el Contrato de Participación, las cuales incluían el pago de impuestos y aranceles, proveer cierta información a Ecuador en forma periódica, establecer buenas relaciones con la comunidad y proteger el medio ambiente.

117. El monto de la participación de OEPC se determinó sobre la base de la ecuación descrita en la mencionada Cláusula 8.1. Dicha ecuación tomaba en cuenta un número de factores, tales como el yacimiento, la tasa de producción y ciertos porcentajes acordados. A fines de 2005, la participación de OEPC era, aproximadamente, el 70% del petróleo producido por el Bloque 15. No obstante, una vez deducidos los gastos, impuestos y otras cargas, entre 1999 y 2006, OEPC habría recibido alrededor del 30% de las ganancias totales netas.

118. La Cláusula 8.5 establecía la participación de Ecuador en el petróleo producido por el Bloque 15. Dicha participación se calculó como el saldo del petróleo producido por el Bloque 15 por sobre la participación de OEPC. En virtud de la Cláusula 5.1.2, OEPC tenía la obligación de “[e]ntregar a Petroecuador la Participación del Estado en el Centro de Fiscalización y Entrega”.

119. El Tribunal observa, dado que esta disposición será analizada más adelante en el presente Laudo, que OEPC podía disponer libremente de su porcentaje en la producción del Bloque 15 a su entera discreción. En virtud de la Cláusula 5.3.2, OEPC tenía derecho de “[r]ecibir y disponer libremente de la Participación de la Contratista establecida en la cláusula 8.1 de este Contrato de Participación”. Si bien OEPC podía disponer libremente de su participación, su capacidad para transferir o ceder sus derechos y obligaciones en virtud del Contrato de Participación se encontraba sujeta a condiciones estrictas. Estas condiciones se encuentran en el Capítulo 16 del Contrato de Participación, titulado “De la transferencia y cesión”, en disposiciones que son el eje de la controversia del presente arbitraje. Estas disposiciones, que serán analizadas en mayor detalle más adelante en el presente Laudo, incluyen las siguientes:

16.1 La transferencia de este Contrato de Participación o la cesión a terceros de derechos provenientes del mismo deberán ser autorizadas por el Ministro del Ramo, de conformidad con las leyes y reglamentos vigentes; de manera especial se cumplirán las disposiciones previstas en el artículo 79 de la Ley de Hidrocarburos y en los Decretos Ejecutivos Nos. 809, 2713 y 1179.

16.2 La prohibición de transferir o ceder los derechos de este Contrato de Participación, sin la autorización del Ministerio xxx Xxxx prescrita en el artículo

79 de la Ley de Hidrocarburos, no obsta para que puedan ser negociadas libremente las acciones de la Contratista sin necesidad de dicha autorización, a condición de que la negociación de dichas acciones no cambie, modifique o extinga la personalidad jurídica de la Contratista, ni constituya disminución en su

capacidad administrativa, financiera y técnica con relación a este Contrato de Participación.

[…]

16.4 Si la Contratista juzgare conveniente constituir consorcios o asociaciones para una o varias de las operaciones de explotación o exploración adicional, objeto de este Contrato de Participación, podrá hacerlo previa aceptación de PETROECUADOR y autorización del Ministerio xxx Xxxx. Las obligaciones de la Contratista subsistirán en todas sus partes, y las compañías que formaren el consorcio o asociación serán solidariamente responsables por el cumplimiento de las mismas; y a este efecto extenderán las garantías correspondientes. El compromiso de solidaridad será requisito indispensable para que PETROECUADOR acepte la constitución de consorcios o asociaciones antes mencionados. PETROECUADOR mantendrá sus relaciones jurídicas directamente con la Contratista, tanto para exigir el cumplimiento de las obligaciones como para el reconocimiento del porcentaje de participación acordados.

16.5 La integración de tales consorcios o asociaciones, o el retiro de la Contratista de los mismos, sin autorización del Ministerio xxx Xxxx constituirá causal para la declaratoria de caducidad de este Contrato de Participación.

[…]

120. El Tribunal también destaca que estas disposiciones se encontraban reflejadas en las disposiciones de “terminación y caducidad” del Contrato de Participación, las cuales establecían que “[e]ste Contrato de Participación terminará”, entre otros, por las siguientes causales:

21.1.1 Por declaratoria de caducidad emitida por el Ministerio xxx Xxxx por las causales y bajo el procedimiento establecido en los artículos setenta y cuatro (74), setenta y cinco (75) y setenta y seis (76) de la Ley de Hidrocarburos, en lo que sean aplicables.

21.1.2 Por transferir derechos y obligaciones del Contrato de Participación, sin autorización del Ministerio xxx Xxxx.

[…]

21.3 Para los efectos de caducidad y sanciones se aplicará lo dispuesto en el Capítulo IX de la Ley de Hidrocarburos.

121. En este contexto, el Tribunal también observa que dichas disposiciones del Contrato de Participación hacen referencia a numerosas disposiciones de la Ley de Hidrocarburos5 de Ecuador, en particular, las siguientes:

CAPITULO IX

Caducidad, Sanciones y Transferencias

Art. 74. El Ministerio xxx Xxxx podrá declarar la caducidad de los contratos, si el contratista:

[…]

11. Traspasare derechos o celebrare contrato o acuerdo privado para la cesión de uno o más de sus derechos, sin la autorización del Ministerio;

12. Integrare consorcios o asociaciones para las operaciones de exploración o explotación, o se retirare de ellos, sin autorización del Ministerio; y,

13. Reincidiere en infracciones a la Ley y sus reglamentos.

Art. 75. La declaración de caducidad de un contrato implica la inmediata devolución al Estado de las áreas contratadas, y la entrega de todos los equipos, maquinarias y otros elementos de exploración o de producción, instalaciones industriales o de transporte, sin costo alguno para PETROECUADOR y, además, la pérdida automática de las cauciones y garantías rendidas según la Ley y el contrato, las cuales quedarán a favor del Estado.

Art. 76. Previamente a la declaración de caducidad de un contrato, el Ministerio xxx Xxxx notificará al contratista fijándole un plazo no menor de treinta ni mayor de sesenta días, contado desde la fecha de la notificación, para el cumplimiento de las obligaciones no atendidas o para que desvanezca los cargos.

Art. 77. El incumplimiento del contrato que no produzca efectos de caducidad o la infracción de la ley o de los Reglamentos se sancionará con una multa impuesta por el Director Nacional de Hidrocarburos, de doscientos a tres mil dólares estadounidenses, según la gravedad de la falta, además de la indemnización de los perjuicios y la reparación de los daños producidos.

[…]

Art. 79. La transferencia de un contrato o la cesión a terceros de derechos provenientes de un contrato, serán nulas y no tendrán valor alguno si no precede

5 Disposiciones de la LHC en vigencia desde el 15 xx xxxx de 2006.

autorización del Ministerio xxx Xxxx, sin perjuicio de la declaración de caducidad según lo previsto en la presente Ley.

El Estado recibirá una prima por el traspaso y la empresa beneficiaria deberá celebrar un nuevo contrato en condiciones económicas más favorables para el Estado y para PETROECUADOR, que las contenidas en el contrato primitivo.

Como será evidente, las disposiciones contenidas en el Artículo 74(1) y en el Artículo 79 son de central importancia en este caso.

D. Los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados

122. En el transcurso de las negociaciones del Contrato de Participación, OEPC procuró celebrar un acuerdo global que le permitiera recibir la totalidad de los beneficios devengados de la operación del Bloque 15. De este modo, en la misma fecha en que se firmó el Contrato de Participación, OEPC y Petroproducción también celebraron convenios para la explotación unificada de las reservas comunes de los yacimientos Edén Yuturi y Limoncocha (los “Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados”).

123. Conforme a la Cláusula 3.3 de los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados, OEPC y Petroproducción acordaron “[p]ara obtener mayor eficiencia y economía en la operación, [...] la administración del Campo Unificado, se tratará como parte de la administración del Bloque 15, siendo por tanto aplicables a este Convenio Operacional los mismos derechos y obligaciones de las Partes según el Contrato de Participación, en lo que fuere pertinente”.

124. Hubo una modificación significativa a las condiciones del Contrato de Participación respecto de dichos campos unificados. OEPC no era considerada la única operadora de los yacimientos Limoncocha y Edén Yuturi. Por el contrario, y a diferencia

de la Cláusula 4.2 del Contrato de Participación, en donde se le otorgaba a OEPC el “derecho exclusivo” de desarrollar y explotar el Bloque 15, la Cláusula 5.1 de los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados disponía que “[b]ajo el esquema de Gestión Compartida, la Contratista y PETROPRODUCCION constituyen la Operadora del Campo Unificado a partir de la Fecha Efectiva de este Convenio Operacional”.

125. Esta operación conjunta se logró mediante la creación de un comité de gestión compartida (el “Comité de los Campos Unificados”), que era el órgano ejecutivo responsable de la operación conjunta de los yacimientos Limoncocha y Edén Yuturi. El Comité de los Campos Unificados aprobó, entre otros asuntos, los presupuestos y planes de desarrollo, y recibía información sobre las operaciones diarias de los campos unificados.

126. El Tribunal observa que en 1999, año en el que se celebraron el Contrato de Participación y los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados, la producción de OEPC del Bloque 15 era de aproximadamente 28.000 barriles por día. Después de la firma de estos contratos, OEPC implementó un significativo programa de gastos de capital en el Bloque 15, lo cual habría incrementado la producción diaria del Bloque 15, que pasó de producir 28.000 barriles por día a producir más de 100.000, un nivel de producción que mantuvo a lo largo de 2006. La mayor parte de este aumento habría correspondido al yacimiento Xxxx Xxxxxx. Durante este período, el yacimiento pasó de haber sido completamente no desarrollado a producir el 70% del petróleo del Bloque 15.

E. El Acuerdo de Farmout con AEC

127. Con el fin de financiar la expansión de sus operaciones en Ecuador, OEPC buscaba celebrar un acuerdo que le otorgara los fondos necesarios y que al mismo tiempo diversificara y redujera su riesgo. Al mismo tiempo, Alberta Energy Corporation Ltd. (“AEC”), a través una compañía relacionada AEC International (“AECI” o “AEC”), buscaba expandir sus inversiones en Ecuador. Originalmente, AEC había considerado comprar el Bloque 15 directamente de OEPC en 1999 y adquirir dos compañías no vinculadas, City Investing y City Oriente, las cuales operaban los bloques ubicados al norte del Bloque 15. Sin embargo, si bien AEC efectivamente adquirió las compañías City ese año, no contactó a OEPC para una posible compra del Bloque 15 sino hasta el año 2000. El 15 xx xxxx de 2000, AEC le hizo una propuesta formal a OEPC para adquirir el interés de OEPC en el Bloque 15. OEPC rechazó la propuesta de AEC.

128. Más tarde, XXX propuso realizar un “farmin” en el Bloque 15. XXXX declaró ante el Tribunal que un acuerdo farmout con AEC era una alternativa interesante, ya que le permitía a OEPC continuar invirtiendo en el Bloque 15, pero con menos capital propio, y que a la vez le brindaba la posibilidad de diversificar su riesgo en el país. Las negociaciones culminaron el 9 xx xxxxxx de 2000 con la firma de una Carta de Intención, cuyo primer párrafo describía con cierto detalle el farmout propuesto como una transacción en dos etapas, como se transcribe a continuación:

1. PROPUESTA DE TRANSACCIÓN FARMIN

AEC International, una División de Alberta Energy Company Ltd., o su filial designada de propiedad directa o indirecta (conjuntamente “AECI”), adquirirían un interés económico del 40% de parte de OEPC en

el Bloque 15 mediante un acuerdo farmout, tal como se explica a continuación (la “Transacción Farmin”).

(a) AECI celebraría un acuerdo farmout respecto del Bloque 15 para adquirir un interés económico del 40% de parte de OEPC sobre dicho bloque. El interés económico consistiría en un “interés de trabajo” o un “interés participativo”, pero no incluiría el título legal nominal sobre el Bloque 15 o un interés como parte del Contrato de Participación. En tanto que OEPC continuaría siendo propietaria del 100% del título legal sobre el interés participativo en el Bloque 15 en virtud del Contrato de Participación, OEPC tendría el 40% del interés económico de AECI en calidad de “nominado” o “fiduciario” con la obligación de transferir el título legal, sujeto a la obtención de las aprobaciones gubernamentales necesarias, en un plazo mutuamente acordado luego de que AECI pague todas las cantidades requeridas para ganar el interés. Con anterioridad a dicha transferencia, mientras que OEPC posee el interés de AECI en fideicomiso, OEPC estará obligada a representar el interés de AECI, como si AECI participara con un 40% del interés en virtud de un Contrato de Operación Conjunta estándar a ser celebrado entre las partes. Con posterioridad a dicha adquisición, la participación en los intereses económicos sobre el Bloque 15 será la siguiente (sujeto a las disposiciones del párrafo (b)):

OEPC 60%

AECI 40%

(b) AECI ganaría su interés económico del 40% mediante el pago de un total de $180 millones (sujeto a los aumentos que se indican a continuación) del porcentaje de OEPC sobre los gastos de exploración y desarrollo del Bloque 15. De estos $180 millones deberán abonarse $70 millones según se describe en la Cláusula 1(c) a continuación, más el 90% de la participación del 60% de OEPC (el “Arrastre de OEPC”) sobre: (A) el total de los gastos de capital a realizarse en relación con el desarrollo del Bloque 15, que incluyen, entre otros, los gastos derivados de la construcción de tuberías auxiliares o instalaciones relacionadas con la producción de petróleo crudo del Bloque 15 y (B) los gastos incurridos en virtud del Contrato de Participación por las actividades de perforación, exploración y explotación (conjuntamente, el “Capex del Bloque 15”), para los años calendario descriptos a continuación (cada uno, una “Cantidad de Arrastre Anual”), según el siguiente programa:

Año calendario Cantidad de Arrastre Anual

2001 $50 millones

2002 $25 millones

2003 $20 millones

2004 $15 millones

Por cada año calendario anteriormente citado (un “Año”) AECI deberá pagar el Capex del Bloque 15 por su participación del 40%, más la Cantidad de Arrastre Anual para cubrir el Arrastre de OEPC, y la Cantidad de Arrastre Anual constituirá el límite máximo de la obligación de AECI de pagar el Arrastre de OEPC, sujeto a las siguientes condiciones:

(i) si AECI cumple con el Arrastre de OEPC por cada Año, entonces, el Capex del Bloque 15 adicional para dicho Año deberá ser dividido entre OEPC y AECI como se dispone en el párrafo (a);

(ii) si la cantidad de Arrastre de OEPC para cualquier Año, excepto 2004, es menor a la Cantidad de Arrastre Anual para ese Año, AECI deberá añadir 110% de la cantidad de déficit (la “Cantidad Arrastrada”) a la Cantidad de Arrastre Anual para el Año siguiente, incrementando así la Cantidad de Arrastre Anual para el Año siguiente; y

(iii) si la cantidad de Arrastre de OEPC para el año 2004 es menor a la Cantidad de Arrastre Anual para ese Año, AECI deberá pagar a OEPC, a más tardar el 31 de enero de 2005, una cantidad igual a la cantidad de déficit en concepto de anticipo de AECI a OEPC de la participación del 60% de OEPC en el Capex del Bloque 15 a devengarse posteriormente. AECI y OEPC deberán actuar de buena fe y deberán emplear su mejor esfuerzo para realizar actividades de desarrollo, perforación, exploración y explotación del Bloque 15 para minimizar la cantidad de déficit para el año 2004.

(c) En la fecha de Cierre, definida a continuación, AECI deberá pagar a OEPC la suma de $70 millones como anticipo de AECI a OEPC por la participación del 60% de OEPC del Capex del Bloque devengado con posterioridad a la Fecha de Vigencia, definida a continuación, en exceso del Arrastre de OEPC. Sin perjuicio de la obligación de OEPC de utilizar estos $70 millones y cualquier otra cantidad de déficit que deba pagarse a OEPC en virtud de la Cláusula 1(b)(iii) por su participación del 60% del Capex del Bloque 15, ninguna disposición de la presente prohibirá, limitará o de algún modo restringirá que OEPC otorgue la totalidad o parte de los $70 millones y/o dicha cantidad de déficit en préstamo a una o más de sus filiales, a una tasa de interés de mercado razonable, debiendo ser dicho interés a favor de OEPC y utilizarse para pagar el Capex del Bloque 15 devengado con posterioridad a la Fecha de Vigencia en exceso del Arrastre de OEPC.

(d) La fecha de vigencia de la Transacción de Farmin propuesta será el 1º de agosto de 2000 (la “Fecha de Vigencia”) y la fecha de cierre será aquella fecha y horario acordados por las Partes y tan pronto como sea posible (la “Fecha de Cierre”), sujeta al cumplimiento o la renuncia de las condiciones establecidas en la Sección 5 de esta carta. En la Fecha de Cierre, y con vigencia desde la Fecha de Vigencia, AECI adquirirá un interés económico del 40% en el Bloque 15 y un 40% del interés de OEPC (o su filial, según sea el caso), si lo hubiera, sobre el Proyecto del Oleoducto OCP.

(e) Alberta Energy Company Ltd. y Occidental Oil and Gas Corporations instruirán a sus filiales respectivas a cumplir con sus obligaciones en virtud de los Documentos de la Transacción (según se los define a continuación).

(f) OEPC será el Operador en virtud del Contrato de Operación Conjunta.

(Traducción del Tribunal)

129. Las negociaciones continuaron durante el final del verano y a principios del otoño. El 19 octubre de 2000, las partes celebraron el Acuerdo de Farmout (el “Farmout” o “Acuerdo de Farmout”), que incluía los términos inicialmente propuestos en la Carta de Intención. Asimismo, las partes firmaron un acuerdo operativo a fines de implementar el Farmout (el “Contrato de Operación Conjunta” o “JOA” (por su sigla en inglés) y, conjuntamente con el Acuerdo Farmout, los “Acuerdos Farmout”). No obstante lo anterior, las partes no cerraron el acuerdo sino hasta el 31 de octubre de 2000. El contrato surtió efectos con retroactividad al 1º de octubre de 2000, es decir, a comienzos del cuarto trimestre.

130. El Farmout, acuerdo regido por las leyes de Nueva York, establecía la existencia de dos etapas. Durante la primera etapa de la transacción, AEC adquirió un 40% del denominado “interés económico” en el Bloque 15. Básicamente, mediante contribuciones a las inversiones de OEPC en el Bloque 15, AEC adquirió el derecho al 40% del interés

de OEPC en la producción del Bloque 15. El Artículo II del Farmout, denominado “Farmout de Intereses en la Propiedad sujeta al Farmout”, provee una descripción de esta etapa. Las principales disposiciones del Artículo II del Farmout establecen lo siguiente:

Sección 2.01 Con vigor en la Hora de Vigencia y sujeto a obtener las aprobaciones gubernamentales requeridas, en caso de haberlas, OEPC acuerda en el momento del Cierre (tal como se define en la Sección 2.06) entregar en “farmout” y transferir a AECI, y AECI acuerda en el momento del Cierre asumir todas las obligaciones que se originen, se acumulen o surgen después de la Hora de Vigencia, respecto de un 40% de interés económico (el “Interés Farmout”) en la Propiedad Sujeta al Farmout, sujeto a que AECI pague las cantidades necesarias para ganar dicho interés tal como se indica y sujeto a los términos y disposiciones establecidos más adelante en este documento. El Interés Farmout a ser transferido a AECI a partir de la Hora de Vigencia incluye un “interés de trabajo” o “interés participativo” en los Contratos Participativos y el Bloque 15, excepto que no incluye el título legal nominal a un interés en el Bloque 15 o un interés como parte en los Contratos Participativos. OEPC continuará siendo propietaria del 100% del título legal de los Contratos Participativos, y de los intereses en el Bloque 15 otorgados o indicados en los Contratos Participativos; siempre y cuando, a partir de la Hora de Vigencia, OEPC posea el título legal del interés en la Propiedad Sujeta al Farmout representada por el Interés Farmout de AECI en los Contratos Participativos y el Bloque 15 como “nominada” con la obligación de traspasar el título legal de dicho interés a AECI, sujeto a la obtención de las aprobaciones gubernamentales necesarias, con prontitud después que AECI haya pagado todas las cantidades requeridas para ganar el interés en la Propiedad Sujeta al Farmout representada por el Interés Farmout, tal como se indique de aquí en adelante, y el gasto de dichas cantidades por parte de OEPC como Operador bajo el JOA para el Capex del Bloque 15 (tal como se define más adelante en este documento). Antes de dicho traspaso, mientras OEPC posee el título legal del interés de AECI en la Propiedad Sujeta al Farmout a favor de AECI, OEPC estará obligada, al riesgo, costo y gasto exclusivos de AECI, a actuar con respecto al Interés Farmout de AECI en la forma indicada ocasionalmente por AECI, como si AECI fuese una parte a los Contratos Participativos con posesión del título legal del 40% de interés en los Contratos Participativos y de los intereses otorgados en los mismos con respecto al Bloque 15, sujeto a y de acuerdo con los términos y disposiciones del JOA descrito en la Sección 2.02.

[…]

Sección 2.03 Durante el período de tiempo que según las leyes ecuatorianas OEPC tiene título legal del Interés Farmout a favor de AECI conforme a este Contrato, OEPC y AECI reconocen y acuerdan que se requerirá que se incluyan los aspectos impositivos atribuibles al Interés Farmout en las declaraciones tributarias ecuatorianas de la sucursal de OEPC registrada en Ecuador y que OEPC pagará la parte de los Impuestos Ecuatorianos correspondiente al Interés Farmout de AECI a favor de AECI. Si se lleva a cabo el Cierre, AECI acepta

reembolsar a OEPC todo Impuesto Ecuatoriano pagadero por OEPC o su sucursal en Ecuador, que sea atribuible al Interés Farmout. […]

[…]

Sección 2.07 Si todas las aprobaciones gubernamentales requeridas, en caso de haberlas, para la transferencia a AECI del Interés Farmout conforme a la Sección

2.01 (siendo la transferencia de un interés económico en la Propiedad Sujeta al Farmout en la forma allí indicada, al contrario de la transferencia de un interés de título legal como se indica en la Sección 4.01) no se han obtenido a más tardar el 31 de marzo de 2001, entonces cualquier parte del presente puede decidir, a su opción, terminar este Contrato mediante una notificación por escrito presentada a las otras partes, con lo cual este Contrato se terminará sin otra responsabilidad u obligación de ninguna de las partes. […]

131. La segunda etapa del Farmout se encuentra descrita en el Artículo IV del Acuerdo de Farmout, titulado “Cesión de Título Legal”. La Sección 4.01 establecía que la segunda etapa sólo comenzaría una vez cumplidas las siguientes dos condiciones: que AEC hubiere realizado los pagos requeridos y que el gobierno hubiere otorgado la autorización previa:

Sección 4.01 Con prontitud después que AECI haya efectuado todos los pagos del Arrastre de OEPC indicados en las Secciones 3.03, 3.04 y 3.05, y que OEPC como Operador bajo el JOA haya gastado dichas cantidades para el Capex del Bloque 15, OEPC y AECI deberán celebrar y entregar los documentos que sean necesarios para traspasar el título legal a AECI como parte de los Contratos Participativos y como propietaria de dicho 40% de interés económico (sujeto a obtener las aprobaciones gubernamentales requeridas). Toda prima de transferencia o cargo administrativo aplicado por una agencia o departamento gubernamental con respecto a dichas transacciones será pagada por AECI.

132. A cambio del interés económico sobre la producción del Bloque 15, AEC acordó pagar el 40% de los gastos operativos y de capital originados con ocasión del desarrollo del Bloque 15. La Sección 2.02 del Farmout disponía lo siguiente:

Entre OEPC y [AEC], [AEC] después del Cierre estará obligada y acepta cumplir con todas las obligaciones y asumir y pagar todos los costos, cargos, gastos y responsabilidades atribuibles al Interés Farmout en los Contratos Participativos y en el Bloque 15 [...].

133. Asimismo, AEC se comprometió a pagar, aproximadamente, $180 millones en concepto de costos de desarrollo histórico de OEPC. En virtud de la Sección 3.02, aproximadamente $70 millones debían abonarse en el momento del Cierre. Según lo dispuesto por la Sección 3.03, AEC debía abonar el saldo en los siguientes cuatro años, de acuerdo al siguiente esquema: $50 millones en 2001, $25 millones en 2002, $20 millones en 2003 y $15 millones en 2004.

134. En su Artículo 3.2.1, el Contrato de Operación Conjunta se refiere al Farmout en los siguientes términos:

En virtud del Acuerdo de Farmout, AECI dispone, desde la fecha efectiva, de un interés del cuarenta por ciento (40%) en los Contratos Participativos, que hasta la Fecha de Cesión será el equivalente económico de la titularidad nominal legal, si bien no comprenderá dicha titularidad, que se otorgará a partir de la Fecha de Cesión. En lo que a OEPC y AECI se refiere, AECI estará obligada y acepta cumplir todas las obligaciones y correr con todos los costos, cargos, gastos y responsabilidades atribuibles al Interés Farmout en los Contratos Participativos y el Bloque 15, y tendrá derecho a los derechos y beneficios atribuibles a tal Interés Farmout que devenguen de y después de la fecha efectiva y atribuible a periodos de tiempo a partir de las 4:00 hora local de Ecuador de la fecha efectiva, bajo y sujeto a las condiciones y disposiciones del presente Contrato, del mismo modo y hasta el mismo extremo que si AECI tuviera la titularidad legal de un interés económico del 40% como participante en los Contratos Participativos y el Bloque 15 como No Operador bajo el presente Contrato, tanto antes como después de la cesión por parte de OECP a AECI de la titularidad legal del interés del 40% correspondiente al Interés Farmout en los Contratos Participativos y el Bloque 15 con arreglo a la Sección 4.01 del Acuerdo de Farmout. De igual modo, en lo que a OEPC y AECI se refiere, sujeto a lo dispuesto en el Artículo III del Acuerdo de Farmout, OEPC estará obligada a desempeñar todas las obligaciones y a correr con todos los costos, cargos, gastos y responsabilidades atribuibles al interés del 60% restante en los Contratos Participativos y el Bloque 15 como propietario y titular por su propia cuenta, y tendrá derecho a los derechos y beneficios atribuibles a tal interés del 60% que surjan y se atribuyan a periodos de tiempo posteriores a la Hora de Vigencia, y con posterioridad a ésta, bajo y sujeto a las condiciones y disposiciones del presente Contrato, aplicables a OEPC como Operador y titular de tal interés del 60% restante. Ello da como lugar a los siguientes Intereses Participativos efectivos a los efectos del presente Contrato.

OEPC 60%

AECI 40%

135. Según el Artículo 4.2.1 del Contrato de Operación Conjunta, OEPC, como única operadora, era titular de “todos los derechos, funciones y deberes del Operador bajo los Contratos Participativos [es decir, el Contrato de Participación y los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados] y […] se hará cargo en exclusiva de todas las Operaciones Conjuntas”. Según la definición establecida en el Artículo 1.40 del Contrato de Operación Conjunta, una Operación Conjunta es toda “operaci[ón] o activida[d] llevada a cabo por el Operador en virtud del presente Contrato para el Bloque 15 [...], cuyos costos sean cobrables a cuenta de la totalidad de las Partes”.

136. En virtud del Contrato de Operación Conjunta, se creó una comisión de administración compuesta por dos miembros, los cuales debían ser elegidos uno por OEPC y el otro por AEC, (la “Comisión de Administración”). De acuerdo con el Artículo

5.2 del Contrato de Operación Conjunta, la Comisión de Administración tenía el “poder y el deber de autorizar y supervisar las Operaciones Conjuntas que sean necesarias o deseables para cumplir con los Contratos Participativos, y explorar y explotar adecuadamente el Área de Contrato de acuerdo con el presente Contrato y en un modo apropiado para las circunstancias”. Esa responsabilidad debía ser ejercida “sin perjuicio de los derechos y deberes del Operador en virtud del presente Contrato”.

137. Más aún, el Artículo 4.2.2 disponía que “en el transcurso de las Operaciones Conjuntas, el Operador: deberá llevar a cabo las Operaciones Conjuntas de acuerdo con las disposiciones de los Contratos Participativos, este Contrato y las autorizaciones e instrucciones de la Comisión de Administración que no entre en conflicto con este Contrato [...]”.

138. Finalmente, el Artículo 5.13.5 establecía que “[n]inguna decisión por parte de la Comisión de Administración será vinculante si entra en conflicto con una decisión tomada por una Comisión de Administración integrada con Petroecuador para los campos unificados de Eden-Yuturi o Limoncocha o cualquier otro campo unificado al que la totalidad o parte del Bloque 15 se unifique en adelante”. AEC carecía de representación en el Comité de los Campos Unificados.

F. El Oleoducto de OCP

139. Al tiempo en que se celebró el Contrato de Participación, el único modo de transportar petróleo de la Cuenca Oriente hacia la costa para su exportación era a través de un antiguo oleoducto propiedad del Estado, denominado SOTE. Sin embargo, para ese entonces, el SOTE se encontraba operando al máximo de su capacidad y no era apto para transportar la variedad de crudo más denso que OEPC descubrió en el yacimiento Edén Yuturi.

140. La idea de construir un nuevo oleoducto que se extendiera desde la Cuenca Oriente hasta Esmeraldas, en la costa de Ecuador, fue planteada por primera vez por un consorcio de productores extranjeros en 1998. No obstante, Ecuador finalmente decidió someter el contrato para construir el oleoducto a un proceso de licitación. Con este fin, Occidental y otras compañías petroleras extranjeras que operaban en Ecuador formaron dos compañías, Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) Ltd. (“OCP Ltd.”) y su filial operativa, Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) Ecuador S.A. (“OCP S.A.”).

141. En agosto de 2000, OCP Ltd. presentó su oferta para construir el oleoducto. En el último trimestre del año 2000, Ecuador eligió la oferta de OCP Ltd. por sobre la de los

otros dos grupos y el acuerdo se finalizó entre noviembre de 2000 y febrero de 2001. El proyecto OCP revestía tal importancia para Ecuador que el entonces Ministro de Energía y Minas, Pablo Terán, llevó adelante las negociaciones personalmente.

142. Inicialmente, Occidental adquirió un 24% de las acciones de OCP Ltd. No obstante, posteriormente Occidental le transfirió un 40% de esa participación accionaria a AEC, lo que redujo el interés de Occidental a un 14,3%. El interés de Occidental en OCP Ltd. fue ulteriormente reducido a un 14,15% debido a diversas revisiones menores de la estructura de propiedad de OCP Ltd. que no estaban relacionadas con esta cuestión.

143. El 15 de febrero de 2001, OCP Ltd. y Ecuador celebraron el “Contrato de construcción y operación de un oleoducto de petróleo crudo y de suministro de servicios públicos de transporte de hidrocarburos” (el “Contrato OCP”). Posteriormente, el 3 de julio de 2001, OCP Ltd. celebró un contrato de cerca de $700 millones con Techint International Construction Corporation para la construcción del oleoducto OCP. La construcción finalizó en agosto de 2003. El costo total del proyecto OCP fue de, aproximadamente, $1.500 millones. El oleoducto se extiende a lo largo de 500 kilómetros, desde Lago Agrio en la Cuenca Oriente hasta Balao en la provincia de Esmeraldas en la costa del Pacífico, y asciende y desciende alrededor de 3.000 metros de altura a lo largo de su extensión. El oleoducto posee una capacidad para transportar

450.000 barriles por día, capacidad que no ha sido alcanzada todavía. El primer transporte de petróleo a través del oleoducto se realizó en el otoño de 2003.

144. La construcción del oleoducto OCP se financió mediante una combinación de aportes de capital realizados por los propietarios de OCP Ltd., la emisión de deuda

garantizada y con financiamiento de prestamistas. Hasta 2004, Occidental había realizado aportes de capital por un monto de $78 millones al proyecto de $1.500 millones y emitió deuda garantizada por un valor de $118 millones.

145. OCP Ltd. aseguró la mayor parte del financiamiento a través de compromisos de despacho o pago asumidos por los usuarios del oleoducto. Estos compromisos se encontraban contemplados en acuerdos celebrados entre OCP S.A. y los usuarios denominados Acuerdos Iniciales de Transporte (“AIT”). El 30 de enero de 2001, OEPC celebró un AIT con OCP S.A., el cual fue posteriormente modificado el 29 de mayo de 2001 y el 31 de julio de 2001.

146. En virtud de los compromisos de despacho o pago, cada patrocinador compró una determinada porción de la capacidad del oleoducto y se comprometió a pagar por dicha capacidad, incluso si no la utilizaba. Originalmente, OEPC había considerado comprar

70.000 barriles por día de dicha capacidad garantizada. Sin embargo, luego de celebrarse el Acuerdo Farmout, OEPC se comprometió en su AIT a comprar 42.000 barriles por día. La diferencia, el 40% ó 28.000 barriles por día, fue adquirida por AEC en cumplimiento del Farmout.

G. El Farmout y Ecuador

147. El 24 de octubre de 2000, altos ejecutivos de OEPC y AEC viajaron a Quito desde los Estados Unidos y Canadá para reunirse con el Ministro de Energía y Minas, Pablo Terán, en su despacho. El propósito de la reunión era informar al Ministro acerca del Farmout y discutir acerca del compromiso con el oleoducto OCP y de nuevos proyectos en Ecuador. Casey Olson, entonces Vicepresidente Ejecutivo de Desarrollo de Negocios

de Occidental y Paul MacInnes, entonces Presidente y Gerente General de OEPC, asistieron a esta reunión en representación de OEPC. Steven Bell, el entonces Vicepresidente Internacional de AEC y Stephen Newton, entonces Presidente y Gerente General de AEC Ecuador, asistieron en representación de AEC. El Ministro Terán era el único representante de Ecuador que se encontraba presente en la reunión.

148. Durante la reunión, se trataron dos temas distintos y la propia reunión consistió en dos etapas bien definidas. El propósito de la primera sesión, que duró cerca de 45 minutos, fue el de presentar el Farmout al Ministro Terán. A dicha sesión concurrieron funcionarios tanto de OEPC como de AEC. En la segunda sesión, a la que asistieron únicamente los funcionarios de OEPC y el Ministro Terán, las partes discutieron nuevos proyectos que OEPC estaba interesado en llevar a cabo en Ecuador.

149. Existe una gran controversia en el presente procedimiento acerca de qué fue lo que se dijo, o no se dijo, durante la primera sesión de dicha reunión. El Tribunal analizará la reunión realizada el 24 de octubre y los hechos que tuvieron lugar con posterioridad a la reunión más adelante, en otra sección del presente Laudo6. En esta sección, el Tribunal sólo expondrá los hechos que conforman los antecedentes del presente arbitraje.

150. Ambas partes reconocen que, durante dicha reunión, no se le entregaron copias del Acuerdo de Farmout o del Contrato de Operación Conjunta al Ministro Terán.

151. Al día siguiente, el 25 de octubre de 2000, el Sr. MacInnes le escribió al Ministro Terán en relación con la reunión del día anterior. En su carta, el Sr. MacInnes

6 Ver infra, Parte V.B.1.

manifestaba que el Farmout era una “inminente transacción mediante la cual Occidental Exploration and Production Company (“OEPC”), intenta ceder a [AEC] el 40% de sus intereses económicos en el Contrato de Participación”. El Sr. MacInnes también expresaba que, luego de la primera etapa de la transacción, “OEPC continuará siendo la única entidad “Contratista” bajo el Contrato del Bloque 15”; y que “una vez que [AEC] haya cumplido sus obligaciones contempladas en el acuerdo de cesión, OEPC transferirá [a AEC] el título legal correspondiente a un 40% de sus intereses [...] sujeta a las aprobaciones que el Gobierno del Ecuador requiera en esa oportunidad”. La carta finalizaba con un pedido al Ministro para que “confirme […] su consentimiento con respecto a la transferencia de los intereses económicos anteriormente indicados a favor de [AEC]”.

152. Tal como se explicará más adelante en el presente Laudo, una de las principales cuestiones controvertidas en este procedimiento es si, efectivamente, durante la reunión del 24 de octubre de 2000, el Ministro Terán indicó que la aprobación del gobierno era (o no) necesaria para transferir el interés económico a AEC a través al Farmout. Al respecto, el Tribunal hace notar que, al momento del cierre del Farmout, el 31 de octubre de 2000, OEPC y AEC celebraron una carta acuerdo en la que ambas renunciaban mutuamente a su derecho a solicitar cualquier aprobación del gobierno para la primera etapa del Farmout. Además, dicha carta preveía expresamente el requisito de aprobación del gobierno para la transferencia futura prevista del título legal a AEC.

153. Inmediatamente después del cierre del Farmout, el 1º de noviembre de 2000, la sociedad matriz de OEPC, OPC, emitió un comunicado de prensa en el que anunciaba el

Farmout. El comunicado de prensa confirmaba que OEPC continuaría siendo la operadora del Bloque 15 y que AEC recibiría un interés económico del 40% en las operaciones.

154. Desde fines de octubre y hasta fines de noviembre de 2000, el Sr. MacInnes y el entonces Presidente Ejecutivo de PetroEcuador, el Sr. Rodolfo Barniol, mantuvieron varias reuniones, durante las cuales se mencionó el Farmout.

155. El 8 de noviembre de 2000, el Director de Control de Operaciones le envió un memorando al Director de Economía de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, el cual rezaba lo siguiente:

ASUNTO: TRANSFERENCIA DEL 40% DE LOS INTERESES ECONÓMICOS DEL CONTRATO DE PARTICIPACIÓN DEL BLOQUE 15 POR PARTE DE LA COMPAÑÍA OCCIDENTAL EXPLORATION A FAVOR DE CITY INVESTING COMPANY

En referencia de la carta No. GG-014-00 de octubre 25 de 2000, mediante la cual la compañía Occidental hace conocer de la transferencia del 40% de los intereses económicos en el Contrato de Participación para la Explotación y Exploración Adicional de Hidrocarburos del Bloque 15, incluyendo los derechos de OEPC en los Convenios Operacionales de Explotación Unificada de los Campos Unificados Edén Yuturi y Limoncocha a City Investing Company, cúmpleme manifestarle lo siguiente:

La Compañía City Investing, actualmente mantiene con el Estado un Contrato de Participación en el Bloque Tarapoa y Campos Unificados Fanny-18B y Mariann- 4A y es la actual operadora de los mencionados Campos, por lo que ha demostrado que tiene solvencia técnica, razón por la cual no existiría ningún impedimento para tal cesión de derechos.

156. En una carta de fecha 22 de noviembre de 2000, el Dr. Raúl Salgado, Director de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (“DNH”), le solicitó a OEPC información acerca de la capacidad técnica y financiera de AEC. La carta expresaba lo siguiente:

ANTECEDENTES:

Con comunicación GG-014-00 de octubre 25 del 2000, su representada solicita autorización para transferir el 40% de los derechos que tiene en el Bloque 15, incluyendo los Convenios Operacionales de Explotación Unificada de los Campos Unificados Edén Yuturi y Limoncocha a favor de City Investing Company.

ANÁLISIS:

Según lo estipulado en el art. 3 del Dcto. Ejecutivo No. 2713, publicado en el

R.O. No. 694 de mayo 12 de 1995, con el que se expidió el Reglamento al art. 79 de la Ley de Hidrocarburos, en ningún caso la transferencia total o parcial de los derechos y obligaciones derivados de un contrato, podrán originar el deterioro de la solvencia financiera y capacidad operativa de la contratista, ni afectar negativamente el cronograma de trabajos e inversiones contemplados en el contrato original o la participación económica del Estado y PETROECUADOR.

En tal virtud, el Ministerio de Energía y Minas previo a la autorización de transferencia de dichos derechos y obligaciones debe realizar un análisis técnico- económico con el objetivo de que se garanticen los trabajos y operación del contrato vigente.

CONCLUSIÓN:

La Dirección Nacional de Hidrocarburos, como organismo técnico del Ministerio de Energía y Minas, requiere información que avalice la solvencia económica de la compañía City Investing Company Limited, referente a:

Declaración de Impuesto a la Renta de los dos últimos años.

Balances auditados y debidamente protocolizados de los 2 últimos años.

157. Luego, el 14 de diciembre de 2000, el Dr. Salgado se reunió en su despacho con el Vicepresidente de Relaciones Gubernamentales de OEPC, el Sr. Fernando Albuja, y con otros dos representantes de OEPC para discutir la carta que OEPC le enviara el 25 de octubre al Ministro Terán.

158. El 12 de enero de 2001, el Dr. Salgado le envió un memorando al Ministro Terán, el cual se transcribe en su totalidad a continuación:

ANTECEDENTES:

Mediante comunicación GG-014-00 de octubre 25 del 2000, Occidental Exploration and Production Company hace conocer al Ministerio de Energía y Minas la intención que tiene de ceder en el futuro el 40% de los derechos y obligaciones del bloque 15, incluyendo los Convenios Operacionales de Explotación Unificada de los Campos Unificados Edén Yuturi y Limoncocha a favor de City Investing Company.

ANÁLISIS:

En reunión mantenida el día 14 de diciembre del año en curso, en la Dirección de Economía de Hidrocarburos de esta Dirección Nacional, funcionarios de Occidental manifestaron que la compañía está en conversaciones con la compañía City Investing Company para realizar la transferencia del 40% de los derechos y obligaciones que mantiene en el bloque 15, decisión que comunicarán de llegar a un acuerdo definitivo.

Los representantes de esta Dirección Nacional le aclararon a la compañía que en el momento que ellos decidan realizar la cesión de derechos deberán solicitar la autorización al Ministerio de Energía y Minas, de lo contrario sería nula cualquier participación de City Investing Company dentro del contrato vigente, como lo estipula el Decreto Ejecutivo No. 809, en el que se expide el Reglamento al art. 79 de la Ley de Hidrocarburos, publicado en el R.O. No. 197 de mayo 31 de 1985.

CONCLUSIONES:

De la explicación dada por funcionarios de Occidental Exploration and Production Company se concluye que la compañía no está solicitando autorización de transferencia de derechos sino únicamente comunicando sobre la posible negociación a realizarse en un futuro inmediato.

Cuando la compañía decida realizar dicha transferencia, solicitará al Ministro de Energía y Minas la autorización correspondiente la que se legalizará previo el pago de las primas de traspaso y mejoramiento de las condiciones económicas del contrato.

La única compañía que seguirá participando en el contrato vigente con el Estado Ecuatoriano será Occidental Exploration and Production Company, propietaria del 100% de las acciones.

159. Finalmente, el 17 de enero de 2001, el Ministro Terán respondió a la carta de OEPC del 25 de octubre de 2000, en la que señalaba la “intención que [la compañía] tiene para en el futuro ceder el 40% de los derechos y obligaciones del bloque 15”, e indicaba que se requeriría autorización gubernamental para llevar a cabo dicha

transferencia en el futuro. Asimismo, el Ministro Terán manifestó que OEPC será “la única compañía que seguirá participando en el contrato vigente con el Estado Ecuatoriano por ser propietaria del 100% de los derechos y obligaciones”. Esta carta, que citaba expresiones del mencionado memorando de fecha 12 de enero de 2001, expresaba, en su totalidad, lo siguiente:

Acuso recibo de su comunicación GG-014-00 de octubre 25 del 2000, en la que su representada hace conocer a esta Cartera de Estado la intención que tiene para en el futuro ceder el 40% de los derechos y obligaciones del bloque 15, incluyendo los Convenios Operacionales de Explotación Unificada de los Campos Unificados Edén Yuturi y Limoncocha a favor de City Investing Company, y en base a la reunión mantenida con funcionarios de Occidental, manifiesto lo siguiente:

El Decreto Ejecutivo No. 809, en el que se expide el Reglamento al art. 79 de la Ley de Hidrocarburos, publicado en el R.O. No. 197 de mayo 31 de 1985, en su artículo I estipula que la transferencia total o parcial de los derechos y obligaciones derivados de un contrato, podrán cederse a favor de terceros, previa la autorización del Ministro del Ramo, caso contrario será nula y dará origen a la caducidad del contrato.

En la reunión mantenida en la Dirección Nacional de Hidrocarburos, funcionarios de Occidental manifestaron que la transferencia del 40% de los derechos y obligaciones mencionados, no sé llevará a cabo todavía, por lo tanto, una vez que su representada decida realizar dicha cesión solicitará a este Portafolio de Estado la autorización respectiva y la emisión del Acuerdo Ministerial por el cual se legalice la misma, previo el pago de las primas de traspaso y mejoramiento de las condiciones económicas del contrato, como lo estipula el art. 1 del Decreto Ejecutivo 2731, publicado en R.O. No. 694 de mayo 12 de 1995.

Es importante señalar, que la única compañía que seguirá participando en el contrato vigente con el Estado Ecuatoriano será Occidental Exploration and Production Company por ser propietaria del 100% de los derechos y obligaciones.

160. No hay registro en el expediente de respuesta alguna por parte de OEPC a la carta del Ministro Terán del 17 de enero de 2001.

H. La auditoría de Moores Rowland

161. La cuestión de la transferencia de derechos por parte de OEPC a AEC surgió nuevamente cuando, en 2003, la DNH contrató los servicios de la compañía auditora Moores Rowland Ecuador (“Moores Rowland”) para que realizara una auditoría de OEPC. Durante la auditoría, Moores Rowland analizó facturas enviadas por OEPC a AEC por la venta de petróleo crudo correspondiente al año calendario 2002 y, en relación con ello, el 29 de enero de 2004 le solicitó a OEPC que revise el contrato celebrado por OEPC y AEC en virtud del cual se efectuaron dichas ventas.

162. Poco tiempo después, el 9 de febrero de 2004, Moores Rowland le escribió a la DNH respecto de la “situación actual y decisión del Ministerio de Energía y Minas” en relación con la “intención de OEPC de ceder en el futuro el 40% de los derechos y obligaciones sobre el Bloque 15” a AEC.

163. Posteriormente, el Sr. Fabián Revelo de OEPC le facilitó copias fieles, pero sin firma, tanto del Acuerdo de Farmout como del Contrato de Operación Conjunta a Moores Rowland. Posteriormente, Moores Rowland entregaría estas copias a la Dra. Patricia Zurita, coordinadora de auditorías de la DNH.

164. Moores Rowland le solicitó a OEPC una copia firmada de sus acuerdos con AEC. OEPC decidió no acceder a este pedido. El Tribunal destaca el siguiente correo electrónico interno de OEPC de fecha 8 de marzo de 2004:

No entregaremos una copia del acuerdo con Encana a los auditores de la DNH. Informalmente, los auditores de la DNH nos han comunicado que de no proveerles una copia de dicho acuerdo, ello determinará la inclusión de un párrafo denominado “limitación al alcance”. Considero no debemos hacer nada

hasta que los auditores emitan su informe y/o la DNH nos solicite información sobre el acuerdo con AEC.

(Traducción del Tribunal.)

165. El 15 de marzo de 2004, el Sr. MacInnes le escribió lo siguiente a Moores Rowland:

En el año 2000, OEPC y AEC Ecuador suscribieron un acuerdo mediante el cual, y sujeto a la satisfacción de ciertas condiciones y sujeto a las aprobaciones que requiera el Gobierno del Ecuador, se comprometieron en el futuro a transferir el título legal correspondiente a un 40% de los intereses en el Contrato del Bloque 15 y en los Convenios Operacionales de Explotación Unificada. OEPC comunicó loa anterior al Ministro de Energía y Minas mediante carta GG-014-00 del 25 de octubre de 2000. En dicha comunicación, se manifestó además que mi representada continuaría siendo la única responsable de la totalidad de las obligaciones bajo el Contrato de Participación del Bloque 15 hasta que se cumplan las indicadas condiciones y reciban las aprobaciones requeridas.

Consistente con lo anterior, OEPC es la única entidad que mantiene suscrito con el Estado Ecuatoriano el Contrato de Participación del Bloque 15, incluyendo el año 2002, período sobre le [sic] cual recae la Auditoría de Costos que la firma Moores Rowland Ecuador Cia. Ltda. Se eneucntra realizando en representación de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (“DNH”). Por lo tanto, OEPC ejerció y asumió en el año 2002 el 100% de los derechos y obligaciones derivadas del Contrato de Participación del Bloque 15.

[…]

En el ejercicio 2004 se habrán cumplido las condiciones acordadas entre OEPC y AEC Ecuador para la transferencia del título legal correspondiente al 40% de los derechos y obligaciones en el Contrato del Bloque 15 en los Convenios Operacionales de Explotación Unificada. Por lo tanto, conforme a la carta GG- 014-00 de OEPC y con el Oficio No. 003-DNH-EH-CE-P1, 01-0079, que emitió el Ministro de Energía y Minas en respuesta, OEPC solicitará las autorizaciones que sean requeridas para efectuar dicha transferencia conforme a las disposiciones legales, reglamentarias y contractuales aplicables, una vez que se hayan satisfecho las referidas condiciones.

166. Posteriormente, como parte del proceso de auditoría, Moores Rowland le solicitó a OEPC que firmara una carta de representación. OEPC lo hizo el 12 de julio de 2004, cuyo efecto era declarar que le había entregado una copia del “Acuerdo con Alberta Energy Corp.” a Moores Rowland:

2. Nosotros hemos puesto a su disposición:

[…]

d) El Acuerdo con Alberta Energy Corp. – AEC, anteriormente City Investing, el mismo que una vez cumplidas las condiciones constantes en dicho acuerdo y previo las autorizaciones de Petroecuador y del Ministerio de Energía y Minas, culminará con la cesión del 40% de los derechos y obligaciones del Contrato de Participación para la exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Bloque 15 de la Región Amazónica y los campos unificados Edén Yuturi y Limoncocha; […].

167. Moores Rowland emitió su informe de auditoría el 14 de julio de 2004, en el que observó que la cesión de derechos y obligaciones estipulada en el Farmout dependía del acaecimiento de hechos futuros y que la cesión “podía ocurrir o no” transcurridos cuatro años en los que se debían cumplir las condiciones. El informe de auditoría le recomendó a la DNH que OEPC solicitara autorización del gobierno para efectuar la cesión durante ese año, siempre que se cumplieran las condiciones para realizar la cesión y que se le otorgara la aprobación ministerial requerida a OEPC para registrar la cesión debidamente.

168. Las pruebas revelan que, en febrero de 2004, AEC había efectuado todos los pagos correspondientes a OEPC en virtud del Farmout. El día siguiente a que Moores Rowland emitiera su informe de auditoría, el 15 de julio de 2004, OEPC le escribió al nuevo Ministro de Energía y Minas, el Sr. Eduardo López Robayo, “solicita[ndo] al Ministerio autorizar la transferencia por parte de OEPC a AEC Ecuador del título legal correspondiente al 40% del interés” en el Bloque 15, según lo previsto en el Farmout. Al realizar este pedido, OEPC hizo referencia a su carta del 25 de octubre de 2000 y a la respuesta del Ministro Terán del 17 de enero de 2001.

169. OEPC no recibió la aprobación solicitada. Por el contrario, el 24 de agosto de 2004, según se expone en mayor detalle más adelante en el presente Laudo, el Procurador

General de Ecuador le ordenó al Ministro de Energía y Minas que diera por terminado el Contrato de Participación y los Convenios de Explotación Unificada de los Campos Unificados a través de una declaración de caducidad.

I. La controversia sobre el IVA

170. En agosto de 2001, la autoridad en materia impositiva de Ecuador, el SRI, contrariamente a su práctica habitual de reintegrar el impuesto al valor agregado (“IVA”) a las compañías petroleras, se rehusó a efectuar dichos reembolsos en el futuro y reclamó retroactivamente el reembolso de aquellos impuestos que ya habían sido abonados. OEPC interpretó que dicha decisión constituía una violación de las leyes impositivas de Ecuador y del Tratado y, en noviembre de 2002, inició un proceso de arbitraje internacional contra Ecuador para recuperar los reintegros del IVA.

171. El 1º de julio de 2004, el Tribunal que entendía en la causa emitió un Laudo del IVA en favor de OEPC por la suma de $75 millones, luego de concluir que la conducta de Ecuador había sido injusta y discriminatoria. El Laudo del IVA fue notificado a las partes el 12 de julio de 2004 y se hizo público inmediatamente.

172. Ecuador impugnó el Laudo del IVA ante los tribunales ingleses. El 2 de marzo de 2006, la Alta Corte denegó la solicitud de impugnación y dicha decisión fue confirmada por el Tribunal de Apelaciones el 4 de julio de 2007.

J. El Procedimiento de Caducidad y hechos relacionados

173. El 20 de julio de 2004, Gerald Ellis y Fernando Albuja se reunieron con el Ministro López con el propósito de presentar al Sr. Ellis como el nuevo Presidente y

Gerente General de OEPC. Hay evidencia en el expediente de que, durante dicha reunión, el Ministro se refirió al Laudo del IVA y a los supuestos incumplimientos de las leyes y los reglamentos de Ecuador por parte de OEPC.

174. En la misma época, el Procurador General de Ecuador viajó a Londres para consultar con los abogados de Ecuador la posibilidad de presentar la solicitud de impugnación del Laudo del IVA ante los tribunales de Londres. Durante una entrevista en la que se estaba discutiendo la validez del Laudo del IVA, el Procurador General respondió que “[n]o reconocemos su validez, a tal punto que propondremos que se declare su nulidad. Actualmente, también estoy analizando el contrato que vincula a Occidental con el país. Quiero verificar el estricto cumplimiento de las normas contractuales”

175. A su regreso de Londres, durante una entrevista radial, el Procurador General manifestó que:

En agosto de 2004, a mi regreso de Londres, visité el Ministerio de Energía y solicité ante la Dirección de Hidrocarburos que me proveyera toda la documentación que pruebe si Occidental Company estaba o no cumpliendo con el contrato. Luego de revisar la información, tras doce horas de trabajo, concluimos que la compañía había incumplido con el contrato.

(Traducción del Tribunal)

176. El 3 de agosto de 2004, luego de recibir la solicitud de OEPC para la aprobación de la transferencia del título legal sobre el 40% del interés en el Bloque 15, la Dra. Zurita, la coordinadora de auditorías de la DNH, presentó un memorando ante el Director Nacional de Hidrocarburos. Tras revisar los términos de la carta de OEPC del 25 de

octubre de 2000 y la respuesta del Ministro Terán del 17 de enero de 2001, la Dra. Zurita concluyó lo siguiente:

Por lo expuesto, se determina que Occidental Exploration and Production Company, en el año 2000, efectuó una transferencia del 40% de sus derechos y obligaciones en el Bloque 15, incluyendo los Convenios Operacionales de Explotación Unificada de los Campos Unificados Eden Yuturi y Limoncocha, a favor de City Investing Company, actualmente Alberta Energy Company, en base a un convenio privado suscrito entre las partes, cuya fecha efectiva fue el 1 de octubre de 2000, transferencia que se llevó a cabo sin contar con la autorización del Ministerio del ramo.

177. Unas semanas después, el 24 de agosto de 2004, el Procurador General le escribió al Ministro de Energía y Minas, el Sr. López, solicitándole que pusiera fin al Contrato de Participación. El Procurador General aseveró que, en 2000:

[OEPC] transfirió el 40% de los derechos y obligaciones del Contrato de Participación de Exploración y Explotación de Hidrocarburos del Bloque 15 a [AEC], sin contar con la autorización del Ministerio de Energía y Minas, conforme lo manda el Artículo 79 de la Ley de Hidrocarburos y el propio Contrato de Participación. (Énfasis en el original)

178. El Procurador General también alegó que OEPC había cometido una serie de infracciones técnicas, las que, afirmó, constituían una causal de terminación de conformidad con los Artículos 74.13 y 77 de la LHC. Finalmente, en esa carta, el Procurador General expresaba que OEPC no había cumplido con sus obligaciones de inversión respecto del Bloque 15, lo cual, argumentó, constituía un causal de terminación del Contrato de Participación conforme al Artículo 74.6 de la LHC.

179. Ese mismo día, el Procurador General le envió una carta al Presidente Ejecutivo de PetroEcuador solicitando que PetroEcuador siguiera el proceso estipulado en la Cláusula 21.2 del Contrato de Participación. El Tribunal recuerda que la Cláusula 21.2 dispone que, en aquellos casos en los que existan causales de caducidad del contrato,

PetroEcuador deberá notificar dicho incumplimiento a OEPC y otorgarle diez días para negar o admitir el incumplimiento. En caso de que OEPC lo admitiera, tenía treinta días para subsanarlo.

180. En una carta dirigida al Presidente Ejecutivo de PetroEcuador de fecha 8 de septiembre de 2004, el Ministro López, cumpliendo con el pedido que le realizara el Procurador General el 24 de agosto de 2004, le ordenó a PetroEcuador que iniciara el proceso de terminación. Adjuntos a dicha carta se encontraban la solicitud presentada por OEPC el 15 de julio de 2004 para transferirle a AEC el 40% del título legal del Bloque 15, el Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta y el informe de la DNH con un listado de las diversas infracciones técnicas cometidas por OEPC. De conformidad con lo que ordenó el Ministro López en su carta, el 15 de septiembre de 2004, PetroEcuador notificó a OEPC sobre su supuesto incumplimiento del Contrato de Participación. Esta notificación le confería a OEPC diez días para responder a las acusaciones. El 24 de septiembre de 2004, OEPC le envió una extensa carta de 28 páginas a PetroEcuador en la que negaba las argumentaciones del Procurador General.

181. La situación permaneció igual hasta los primeros meses de 2005 cuando algunos grupos de manifestantes anti-Estados Unidos y anti-inversores extranjeros realizaron una protesta en las calles de Quito, en particular frente a las oficinas de OEPC. Los manifestantes expresaron su preocupación porque todavía no se había puesto fin al contrato de OEPC.

182. En febrero de 2005, el Ministro López y el Presidente Ejecutivo de PetroEcuador, Hugo Bonilla, fueron citados por el Congreso de Ecuador y fueron indagados respecto de su demora para terminar el contrato de OEPC.

183. El 14 de marzo de 2005, el Procurador General Borja le escribió al Presidente Ejecutivo de PetroEcuador Bonilla. En dicha carta, le recordó al Sr. Bonilla las causales de terminación del Contrato de Participación e insistió en que el proceso de terminación fuera acelerado. En su carta, el Procurador General también solicitó ser informado dentro de los diez días siguientes acerca de todos los avances en el proceso.

184. El Procurador General destacó que el proceso de terminación ya debía haber sido completado y advirtió que “el retardo en la prosecución del trámite de caducidad comporta un lamentable perjuicio al Estado ecuatoriano” y que “no habrá dignatario, autoridad, funcionario ni servidor público exento de responsabilidades por los actos realizados en el ejercicio de sus funciones, o por sus omisiones”. El Procurador General transmitió el mismo mensaje en una carta dirigida al Presidente de la República.

185. El expediente indica que durante los meses de marzo y abril de 2005, Occidental mantuvo reuniones con el Presidente Ejecutivo de PetroEcuador Bonilla, con el Secretario General de la Presidencia, Sr. Carlos Pólit, y con el Ministro de Trabajo, Sr. Raúl Izurieta, en un intento de negociar una solución para dicha situación.

186. En abril de 2005, después de días de protestas violentas en las calles de Quito, el Congreso de Ecuador destituyó al Presidente Gutiérrez. El Ministro López y el Presidente

Ejecutivo Bonilla presentaron sus renuncias. El Presidente Gutiérrez fue sustituido por el entonces Vicepresidente Alfredo Palacio.

187. El 18 de junio de 2005, durante una importante huelga, varios funcionarios de gobierno, entre los que se encontraba el nuevo Ministro de Energía y Minas, Sr. Iván Rodríguez, firmaron resoluciones mediante las que asumieron determinados compromisos para con las provincias ecuatorianas de Orellana y Sucumbios. La primera de estas resoluciones dictaba: “El Ministro de Energía y Minas y el Presidente de PetroEcuador se comprometen a realizar todos los trámites correspondientes, por ser las autoridades competentes, para la salida de Ecuador de las empresas Occidental y Encana AEC por violentar los ordenamientos jurídicos del país”.

188. El 1 de julio de 2005, el Procurador General emitió un comunicado de prensa en el que manifestaba que insistiría para que el Ministro de Energía y Minas finalizara el proceso de terminación y emitiera la “respuesta correspondiente”. Asimismo, en dicho comunicado de prensa, afirmó que la transferencia realizada en favor de AEC el 1º de noviembre de 2000 se había llevado a cabo “sin contar con la autorización del Ministerio de Energía y Minas, conforme lo manda el artículo 79 de la Ley de Hidrocarburos y el propio Contrato de Participación”.

189. Además, en un informe preparado por un comité de PetroEcuador se arribó a la conclusión de que OEPC no había cumplido con la carga de la prueba al negar los alegatos del Procurador General y sugirió que el proceso de caducidad fuera iniciado inmediatamente. El comité hizo especial referencia a los artículos 74, 75, 76 y 79 de la LHC así como también a la Cláusula 21.2.2 del Contrato de Participación.

190. El 2 de agosto de 2005, el nuevo Presidente Ejecutivo de PetroEcuador, el Sr. Carlos Pareja, respondió a la solicitud efectuada por el Procurador General y sugirió que el Ministro declarara la terminación del Contrato de Participación. El Tribunal señala que el Sr. Pareja renunció al día siguiente de efectuar dicha recomendación al Ministro.

K. El Decreto de Caducidad

191. A principios de noviembre de 2005, tal como muestra el expediente, el Ministro Rodríguez enfrentaba numerosos pedidos de censura en el Congreso, ya que no había actuado conforme a la recomendación de PetroEcuador. El 10 de noviembre de 2005, 27 miembros del Congreso le enviaron una carta al Presidente del Congreso donde le solicitaban que se iniciara un juicio político contra el Ministro Rodríguez si no llevaba a cabo el proceso de terminación.

192. El 14 de noviembre de 2005, se notificó esta carta al Ministro Rodríguez. Al día siguiente, el 15 de noviembre, el Ministro notificó formalmente a OEPC acerca de las conclusiones de PetroEcuador respecto de que existían causales de terminación del Contrato de Participación. El Ministro le concedió a OEPC 60 días para subsanar el supuesto incumplimiento o para refutarlo.

193. El 7 de febrero de 2006, OEPC respondió a la notificación del Ministro con una carta de 45 páginas con numerosos documentos adjuntos. OEPC sostuvo que no existían fundamentos para la terminación del Contrato de Participación. Junto con esta carta, OEPC presentó varios pedidos al Gobierno de Ecuador para que produjera ciertos documentos.

194. El 16 de febrero de 2006, el Presidente Ejecutivo de PetroEcuador Román renunció. El Sr. Fernando González fue designado para sucederlo, el sexto Presidente Ejecutivo de PetroEcuador desde mayo de 2004.

195. El 10 de marzo de 2006, el Ministro Rodríguez le encargó a dos expertos que analizaran la prueba documental presentada por el Procurador General, por PetroEcuador y por OEPC. El Ministro Rodríguez también recibió un informe elaborado por Andrew Derman sobre los efectos jurídicos del Farmout. Posteriormente, el Sr. Derman ofició como perito en gas y petróleo por las Demandantes en el presente arbitraje. El Sr. Derman concluyó que la transferencia de un interés económico no constituía una cesión conforme a las leyes de Nueva York, la ley aplicable del Farmout.

196. El 15 de marzo de 2006, el secretario de prensa del Presidente Palacio declaró que el gobierno temía un golpe de estado como consecuencia de las huelgas y protestas que habían bloqueado las autopistas en el norte y el centro del país. El 22 de marzo de 2006, el líder de la huelga realizó una declaración y prometió que “si se declara la caducidad del contrato con Occidental, se levantaría la medida de hecho”.

197. A fines de abril de 2006, el Ministro Rodríguez le envió una carta al Procurador General solicitándole que confirmara si la ley permitía un acuerdo con OEPC. El 2 de mayo de 2006, tras un segundo pedido del Ministro, el Procurador General manifestó, en respuesta a la carta del Ministro, que la ley permitía un acuerdo. PetroEcuador recibió la misma respuesta. La opinión del Procurador General desató una ola de protestas públicas en el país.

198. El 9 de mayo de 2006, el entonces candidato a presidente, Dr. Rafael Correa, encabezó una protesta fuera de las oficinas de OEPC en la que él y otros manifestantes reclamaban simbólicamente que OEPC “cerrara para siempre”. Ese mismo día, diversas organizaciones sociales de Ecuador declararon que exigirían que se le inicie un juicio político tanto al Presidente Palacio por considerar un acuerdo con OEPC y al Procurador General Borja por considerar que un acuerdo de tal naturaleza era legamente viable.

199. El 15 de mayo de 2006, el Ministro Rodríguez emitió el Decreto de Caducidad. El Decreto daba por terminado, con efectos inmediatos, el Contrato de Participación de OEPC y ordenaba que OEPC le entregara a PetroEcuador todos los bienes relacionados con el Bloque 15. El Decreto, que constaba de 33 páginas, incluía: (i) un resumen del proceso de terminación; (ii) citas de las cartas del Procurador General, de PetroEcuador y de OEPC; (iii) una descripción adicional de estas cartas y de las posiciones allí articuladas, así como descripciones de otros documentos del expediente; (iv) una descripción de las normas consideradas; y (v) aproximadamente cuatro páginas de fundamentos. El Decreto citaba como fundamentos legales para dictar la caducidad a los Artículos 74.11, 74.12 y 74.13 de la LHC.

200. El 16 de mayo de 2006, funcionarios públicos se presentaron en las oficinas de OEPC en Quito e incautaron todos los bienes, incluidos computadores, archivos y otros equipos, los cuales pasaban a ser propiedad del Estado. Al día siguiente, el 17 de mayo, otros funcionarios públicos, acompañados por la Policía Nacional, expropiaron los yacimientos de petróleo de OEPC situados en el Bloque 15, incluidos los pozos, las

perforadoras, las instalaciones de almacenamiento y otros activos de exploración y producción de petróleo.

III. RECLAMOS DE LAS DEMANDANTES

A. La posición de las Demandantes

1. Síntesis de la posición de las Demandantes

201. El principal argumento de las Demandantes en este arbitraje es que la caducidad del Contrato de Participación se declaró sin justa causa, es decir, sin que mediaran fundamentos legales en función de lo dispuesto tanto en el propio Contrato de Participación (una “Causal de Terminación”, según la terminología empleada por las Demandantes; también denominada Supuesto de Caducidad) como en el derecho ecuatoriano (más específicamente, en la Ley de Hidrocarburos). A decir de las Demandantes, el Decreto de Caducidad no constituía “una respuesta de buena fe frente al repudio de los intereses contractuales del Ecuador”. Al referirse a los presuntos “cambios de postura sobrevinientes” alegados por la Demandada, las Demandantes sostienen que “[l]as pruebas demuestran que el Decreto de Caducidad se dictó en el afán de encontrar una excusa para llegar a la decisión predeterminada de expulsar a OEPC de Ecuador, que se encontraba motivada por un deseo de venganza por el hecho de que OEPC había prevalecido en el arbitraje anterior sobre el IVA iniciado en virtud de un TBI y por las demandas de rivales políticos y grupos de presión organizados”.

202. Las Demandantes alegan que, debido a su importancia política, el procedimiento administrativo de caducidad se vio empañado de principio a fin por una completa omisión del debido proceso. En particular, las Demandantes aducen que en el

procedimiento de caducidad no se logró un resultado fundado en las pruebas o en la ley, que las autoridades ecuatorianas pre-juzgaron el supuesto acto ilícito cometido por OEPC incluso antes de que el procedimiento de caducidad hubiera comenzado y que se le negó a OEPC toda oportunidad significativa de exponer su testimonio durante dicho proceso.

203. Más aún, las Demandantes manifiestan que poco importa que se haya producido o no una “Causal de Terminación” en las circunstancias particulares del caso dado que “tanto el derecho internacional como el derecho ecuatoriano proscriben la caducidad unilateral de un contrato con el gobierno si, como es este el caso, el supuesto incumplimiento siempre fue conocido y nunca objetado por el Estado, y si dicha caducidad es manifiestamente injusta, arbitraria, discriminatoria o desproporcionada”.

204. En consecuencia, el caso de las Demandantes sobre responsabilidad se funda en los dos argumentos enunciados a continuación.

205. En primer lugar, las Demandantes sostienen que, al rescindir el Contrato de Participación sin causa (es decir, sin que se hubiera verificado una Causal de Terminación), la Demandada incumplió las obligaciones previstas en dicho Contrato y en el Tratado. En sustento de tal argumento, las Demandantes señalan (i) que el Acuerdo de Farmout no hizo efectiva ninguna cesión de derechos y obligaciones contractuales en violación del Artículo 74.11 de la LHC y (ii) que el Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta no dieron lugar a un consorcio en incumplimiento del Artículo 74.12 de la LHC.

206. En segundo lugar, suponiendo que finalmente se comprobara la existencia de una Causal de Terminación, las Demandantes alegan que el Decreto de Caducidad continuaría contraviniendo las obligaciones asumidas por la Demandada en virtud del Tratado y del derecho ecuatoriano, en vista de su carácter injusto, arbitrario, discriminatorio y desproporcionado.7

207. A continuación, se expondrán detalladamente los dos argumentos principales sobre responsabilidad formulados por las Demandantes.

2. Primer argumento principal de las Demandantes: violación por inexistencia de una Causal de Terminación

208. Como ya se indicó, las Demandantes afirman que a raíz de la terminación del Contrato de Participación sin justa causa, la Demandada violó sus obligaciones en virtud del Tratado y el derecho internacional. En palabras de las Demandantes, “[e]l Tratado prohíbe (i) cualquier incumplimiento por parte del Estado de las obligaciones contractuales que ha acordado con respecto a una inversión, y (ii) el repudio injustificado por parte del Estado de los contratos que ha celebrado con un inversor”. (Énfasis en el original)

209. En razón de ello, las Demandantes alegan que la Demandada incumplió las obligaciones del Artículo II.3(c) del Tratado, el cual dispone que Ecuador “cumplirá los

7 El Tribunal observa que la cuestión de la proporcionalidad (o la falta de) del Decreto de Caducidad es una constante en las presentaciones de ambas partes (ver párrafo 425 infra). Lo anterior es comprensible dado que la Constitución Ecuatoriana establece firmemente el principio de la proporcionalidad: ver discusión en párrafos 390 y 396 a 401 infra. Más aún, como se discute en los párrafos 402 a 409 infra, numerosos tribunales en arbitrajes sobre tratados de inversión han concluido que la proporcionalidad es parte del deber general de proporcionar un tratamiento justo y equitativo a los inversores.

compromisos que haya contraído con respecto a las inversiones”, como así también las obligaciones establecidas en el Artículo II.3(a), que prohíbe el trato injusto; el Artículo II.3(b), que prohíbe todo menoscabo arbitrario y el Artículo III, que prohibe la expropiación.

210. En la formulación de su primer argumento, las Demandantes aducen que la Demandada no ha podido demostrar la existencia de una “Causal de Terminación”, también denominada Supuesto de Caducidad, en los términos de la LHC:

Ecuador estima que tenía derecho bajo el Artículo 74 de la Ley de Hidrocarburos a declarar la caducidad del contrato con justa causa. Sin embargo, el Decreto de Caducidad contiene muy pocos elementos de explicación o argumentación y ninguna prueba de esa afirmación. Tampoco se contienen tales elementos en los escritos del Procurador General del Estado ni de Petroecuador, de los cuales el Ministro copió y pegó texto en su Decreto de Caducidad. Esta manifiesta falta de pruebas y de razonamiento refleja la falta de pruebas y de argumentos de Ecuador. Como los Demandantes demostrarán a continuación, ninguno de los Supuestos de Caducidad alegados han ocurrido en realidad. Sólo por esta insuficiencia, el Decreto de Caducidad fue erróneo a la luz de la ley ecuatoriana y del derecho internacional.

211. En consideración de que el Decreto de Caducidad y el procedimiento que lo precedió se basaron primordialmente en la percepción de la Demandada de que la transferencia de un interés económico a AEC de conformidad con los Acuerdos de AEC constituía una cesión de derechos y obligaciones en violación del Artículo 74.11 de la LHC y de que OEPC supuestamente incurrió en varios incumplimientos técnicos de la legislación ecuatoriana sobre hidrocarburos en contra de lo dispuesto por el Artículo

74.13 de dicha ley, las Demandantes niegan que el Contrato de Participación pueda haber sido rescindido adecuadamente con base en dichos fundamentos.

212. Las Demandantes también rechazan lo que dieron en llamar “nuevos argumentos” de terminación de la Demandada, es decir, que el Acuerdo de Farmout haya dado origen a un presunto “consorcio” en contravención del Artículo 74.12 de la LHC y que, paralelamente, se hayan ejercido presiones diplomáticas contra la Demandada en violación de la Cláusula 22.2.1 del Contrato de Participación.

(a) Supuestas violaciones de los Artículos 74.11 y 74.12 de la LHC

213. El Tribunal observa desde un principio que, a pesar de que las acusaciones sobre terminación indebida realizadas por las Demandantes, al igual que las esgrimidas por la Demandada, en relación con los Artículos 74.11 y 74.12 de la LHC se superponen considerablemente, se refieren principalmente a la primera de dichas disposiciones (transferencia o cesión no autorizada) y no a la segunda (consorcio no autorizado). Así, a la luz de la transacción en dos etapas prevista en el Acuerdo de Farmout, las Demandantes rechazan el argumento de la Demandada de que dicho acuerdo viola la LHC por configurar una cesión o transferencia indebida:

En la primera etapa, OEPC transfirió un interés económico del 40% en el Bloque 15 a AEC, a cambio de ciertas contribuciones de capital por parte de AEC. El interés económico de AEC consistía esencialmente en el 40% de la participación de OEPC en el crudo producido en el Bloque 15. La contribución de capital de AEC exigía pagos de AEC a OEPC durante cuatro años y era conocida en la industria como la “obligación earning”.

El Artículo 2.01 del Acuerdo Farmout, que describía esta fase, establecía específicamente que el farmout del interés económico:

no incluye el título legal nominal a un interés en el Bloque 15 o un interés como parte de los Contratos Participativos. OEPC continuará siendo propietaria del 100% del título legal de los Contratos Participativos y de los intereses en el Bloque 15 otorgados o indicados en los Contratos Participativos. CE-9 (OC00347). (Énfasis agregado)

Así, la cláusula operativa del Acuerdo Farmout contradice directamente la alegación de Ecuador de que se produjo una cesión o transferencia.

La segunda etapa, que nunca llegó a implementarse, contemplaba una futura cesión por parte de OEPC del título legal del interés económico del 40%. Tal como se describe en el Artículo 4.01, la cesión estaba sujeta: (i) al hecho de que AEC cumpliera con su obligación earning; y (ii) al hecho de que OEPC obtuviera la aprobación gubernamental previa:

[D]espués que AEC haya efectuado todos los pagos OEPC y AEC deberán celebrar y entregar los documentos que sean necesarios para traspasar el título legal a AEC en y a un interés económico de 40% en los Contratos Participativos y el Bloque 15 y establecer a AEC como parte de los Contratos Participativos y como propietaria de dicho 40% de interés económico (sujeto a obtener las aprobaciones gubernamentales requeridas). CE-9 (OC00353). (Énfasis agregado)

Cuando AEC cumplió con su obligación earning en julio de 2004, OEPC procedió a solicitar la aprobación gubernamental para la transferencia del título legal a AEC. Le envió una carta a este efecto al entonces Ministro de Energía y Minas, Eduardo López Robayo, el 15 de julio de 2004. El gobierno nunca respondió a la petición, y OEPC por consiguiente no procedió con la transferencia. (Énfasis en el original)

214. Las Demandantes destacan, además, que el Acuerdo de Farmout se rige por las leyes de Nueva York y argumentan que, conforme lo dispuesto en ellas, la transferencia de un interés económico no tiene por efecto ninguna cesión:

Bajo el derecho de Nueva York, tal como se presenta en el dictamen presentado por Andrew Derman, perito designado por el Ministro de Energía y Minas, no existe una cesión a menos que “el derecho del cedente al cumplimiento por parte del obligado se extinga en todo o en parte y el cesionario adquiera un derecho a dicho cumplimiento”. CA-236, Restatement Second ¶ 317; CA-235, American Jurisprudence ¶ 1; CA-237, Williston ¶ 74:1. Dicho de otra manera, la cesión requiere que “el cesionario se ponga en[] la piel del cedente y adquiera los[] derechos que este último tenía”. CA-234, Furlong ¶ 382. Bajo el derecho de Nueva York, una mera promesa de ceder derechos y obligaciones en el futuro sujeta a condiciones suspensivas no es una cesión. CA-236, Restatement Second

¶ 330; CE-127. (OC02737; OC02741)

Está claro que de acuerdo con el derecho de Nueva York, la transferencia de un interés económico del 40% no implica una cesión. La mera transferencia de un interés económico de ninguna manera crea una relación contractual bajo el Contrato de Participación entre Ecuador y Petroecuador, por un lado, y AEC, por el otro. Esa transferencia del interés económico no creó ningún derecho de AEC contra Ecuador ni Petroecuador, ni creó obligaciones por parte de AEC hacia ellos.

215. En lo que respecta al derecho ecuatoriano sobre cesiones, las Demandantes agregan:

Por lo tanto, bajo la ley ecuatoriana, para que el traspaso de un interés económico bajo el Farmout constituya una cesión AEC debió haber ejercido derechos y asumido obligaciones frente a Ecuador y Petroecuador bajo el Contrato de Participación, y OEPC debió haber cesado de ejercer dichos derechos y cumplir dichas obligaciones. HPL ER ¶ 49. Adicionalmente, en virtud de la ley ecuatoriana, la cesión de un contrato o de derechos personales tiene lugar solo cuando el cedente otorga al cesionario un título que describe los derechos que están siendo objeto de cesión. HPL ER V ¶¶ 18-27. En otras palabras, no existe cesión si no hay transferencia física de dicho título del cedente al cesionario. HPL ER V ¶ 21. Tal como se explica más adelante, ninguna de estos requisitos para la existencia de una cesión ha sido cumplido.

216. En vista de ello, las Demandantes sostienen que hasta el momento de la transferencia del título legal, sólo OEPC continuaba siendo responsable frente a la Demandada y a PetroEcuador por la ejecución del Contrato de Participación y, además, únicamente OEPC podía hacer valer los derechos que dicho contrato le otorgaba. En otras palabras, según las Demandantes, la cesión o transferencia de derechos contractuales imponía la creación de una relación jurídica entre AEC y la Demandada, y la transferencia de un interés económico del 40% no originaba esa relación. En igual sentido, las Demandantes argumentan que la mera promesa de una futura cesión de derechos y obligaciones sujeta a condiciones suspensivas no constituye una cesión y que un acuerdo contractual que prevea el reintegro de impuestos u otros costos tampoco configura una cesión.

217. En cuanto al argumento de la Demandada de que OEPC ocultó deliberadamente el Acuerdo de Farmout, las Demandantes responden que OEPC no tuvo ni motivos ni ocasión para hacerlo. Asimismo, manifiestan que OEPC tenía pleno conocimiento de que

en última instancia sería necesaria una autorización por parte de la Demandada con respecto a los acuerdos en cuestión:

En su Memorial de Contestación sobre Responsabilidad, Ecuador conjetura infundadamente que “supuestamente, OEPC esperaba lograr que la verdadera naturaleza del [Acuerdo de Farmout y el Convenio de Explotación] nunca llegue a oídos de Ecuador …”. En realidad, las pruebas demuestran que en todo momento, con anterioridad a la transferencia del título legal, OEPC reconoció que debería mediar autorización por parte del Ecuador y una completa divulgación de todos los acuerdos. El mismo acuerdo exigía una íntegra divulgación y consentimiento gubernamental. OEPC no sólo dio a conocer su relación con AEC al Ecuador en una serie de reuniones celebradas en el año 2000, sino que además habría proporcionado copias de los contratos subyacentes ese mismo año si el Ministro de Energía y Minas le hubiera hecho saber que era necesaria una aprobación en esa instancia, o en caso de que el Ministro simplemente las hubieras solicitado.

218. Esto conduce a las Demandantes a la premisa que subyace a su caso, es decir, que en el año 2000 las Demandantes no solicitaron aprobación porque lo que OEPC pretendía transferir en ese momento era un interés económico solamente y no un interés legal. Las Demandantes alegan que hubiera sido “irracional” que OEPC y AEC ocultaran la naturaleza del Acuerdo de Farmout y afirman que la “teoría del ocultamiento” esbozada por la Demandada obliga al Tribunal a concluir al menos lo siguiente:

• Los acuerdos constituían una transferencia de los derechos y las obligaciones contemplados en el Contrato de Participación.

• OEPC y AEC entendían que, por la naturaleza de dichos contratos, la transferencia del Acuerdo Farmout y del Contrato de Operación Conjunta requería una inmediata aprobación gubernamental.

• Sin embargo, y a fin de obtener ciertos beneficios a corto plazo, OEPC y AEC prefirieron poner en riesgo sus considerables inversiones y sus ganancias a largo plazo provenientes del Bloque 15 ocultando la “verdadera naturaleza” del Acuerdo de Farmout y del Contrato de Operación Conjunta.

219. Las Demandantes señalan que “el Ministro Terán, el Director de la Dirección Nacional de Hidrocarburos, y otros funcionarios del gobierno ecuatoriano confirmaron la

creencia de OEPC y de AEC de que no era necesaria la aprobación gubernamental en la primera etapa de la transacción, que consistía en el traspaso del interés económico del 40%”. Alegan, además, que OEPC no tenía ninguna razón para dudar de la aprobación de cualquiera de las etapas de su transacción con AEC, en función de sus “excelentes relaciones con Ecuador en el otoño de 2000”, entre otras circunstancias. Las Demandantes también ponen de manifiesto que OEPC nunca contó con ningún incentivo financiero para ocultar su relación con AEC.

220. Por otra parte, las Demandantes aducen que la “teoría del ocultamiento” expuesta por la Demandada contradice los acuerdos alcanzados entre las partes en el período en cuestión, esto es, a fines de 2000. Las Demandantes sostienen que el Acuerdo de Farmout se puso en conocimiento de la Demandada en todos los niveles correspondientes del gobierno y, en particular, se refieren a la reunión del 24 de octubre de 2000 con el Ministro Terán, las reuniones mantenidas con PetroEcuador en noviembre del mismo año, la reunión del 14 de diciembre de 2000 con el Director de la DNH y las posteriores comunicaciones con el Ministro Terán en enero de 2001.

221. Con respecto al testimonio del Ministro Terán, las Demandantes declaran:

El Ministro Terán se queja de que OEPC y AEC nunca le informaron acerca de los detalles del Operating Agreement, pero acepta que OEPC si le informó que el traspaso del título legal estaba sujeto a una negociación futura. Ecuador aparentemente espera que el Tribunal lea estas dos declaraciones del Ministro Terán juntas para deducir que nunca hubo ninguna discusión ni de la participación propuesta a AEC en el Bloque 15 ni del acuerdo entre AEC y OEPC, si bien el Ministro Terán en realidad no dice tanto. Contrariamente a lo que Ecuador trata de insinuar, OEPC y AEC informaron al Ministro Terán que AEC ofrecería su experiencia a OEPC, y que OEPC y AEC estaban en proceso de cerrar el negocio para transferir un interés económico en el Bloque 15. No es plausible que OEPC y AEC programaran una reunión con el Ministro Terán en 2000 sólo para limitar la conversación, desde todo punto de vista, a un hipotético

traspaso de título legal planificado para 2004. En realidad, OEPC informó al Ministro Terán acerca del traspaso inmediato del interés económico y de todo lo que conllevaba ese traspaso.

222. Las Demandantes agregan:

Ecuador acepta que OEPC comunicó en diferentes ocasiones que AEC había adquirido un interés económico en el Bloque 15. Ecuador intenta disminuir el valor de estas presentaciones argumentando que la descripción de OEPC del Acuerdo Farmout como traspaso del interés económico era insuficiente. Sin embargo, como han demostrado los Demandantes, esa descripción era totalmente exacta para el earn-in period de la transacción. A la luz del considerable esfuerzo hecho por OEPC para informar a Ecuador acerca del traspaso del interés económico y de su revelación pública de la transacción, no es plausible suponer que los esfuerzos de OEPC en realidad fueron parte de una campaña para ocultar información. OEPC no tenía motivo para ocultar ningún aspecto de su relación con AEC, en cambio decidió comunicar repetidas veces que AEC estaba adquiriendo un interés económico en el Bloque 15.

223. Las Demandantes refutan como sigue la alegación de la Demandada de que gracias a la auditoría realizada por Moores Rowland en 2003/2004 pudo dilucidar inadvertidamente la verdadera naturaleza de los Acuerdos de Farmout:

La Dirección Nacional de Hidrocarburos participaba continuamente en intercambios o discusiones acerca del “Farmout”, y recibía copias del “Farmout” y de los “Operating Agreements”, entre febrero y principios de mayo de 2004. Ni una sola vez durante ese período – ni después hasta que se dictó el Laudo del IVA – la Dirección Nacional de Hidrocarburos sugirió que se había enterado de algo a través de Moores Rowland que no supiera ya acerca del “Farmout”. Ni una vez la Dirección Nacional de Hidrocarburos sugirió que OEPC haría frente a la caducidad debido al “Farmout”. Por el contrario, el 10 de mayo de 2004, después de haber discutido el asunto con Moores Rowland y con OEPC, la Dirección Nacional de Hidrocarburos sostuvo específicamente la conclusión de que sería “prudente” que OEPC “definiera y acelerara el proceso de cesión de derechos y obligaciones a AEC” para que el Ministro de Energía y Minería pudiera autorizar el traspaso del título legal y “así evitar cualquier observación de parte de las autoridades regulatorias”. Así, no sorprende que, como se mencionó anteriormente […] Ecuador nunca alegó ocultamiento durante todo el procedimiento de caducidad ni en el Decreto de Caducidad.

224. Además de oponerse a la “teoría del ocultamiento” de la Demandada, las Demandantes rechazan el argumento de esta última de que el Decreto de Caducidad haya estado destinado a implementar de buena fe una política regulatoria legítima. En este

sentido, las Demandantes afirman que las preocupaciones sobre políticas expresadas por la Demandada se encuentran contempladas en la Cláusula 16.2 del Contrato de Participación, que dispone:

La prohibición de transferir o ceder los derechos […] no obsta para que puedan ser negociadas libremente las acciones de la Contratista sin necesidad de dicha autorización, a condición de que la negociación de dichas acciones no cambie, modifique o extinga la personalidad jurídica de la Contratista, ni constituya disminución en su capacidad administrativa, financiera y técnica.

225. Las Demandantes sostienen que, conforme a dicha disposición, “OPC podría haber vendido su participación del 100% en OEPC a AEC. Mientras OEPC mantuviera ‘su capacidad administrativa, financiera y técnica’, la transacción no violaría la política inherente a la LHC ni justificaría ninguna sanción”.

226. Las Demandantes sostienen que los Acuerdos con AEC no menoscababan la capacidad de OEPC de cumplir con el Contrato de Participación y que, incluso si AEC hubiera operado el Bloque 15 (hecho que niegan), la Demandada no ha negado el hecho de que ya había examinado exhaustivamente a AEC y estaba dispuesta a aceptarla como operadora de dicho Bloque. Las Demandantes alegan, además, que el Ministro Terán admitió que la existencia de una relación financiera entre OEPC y AEC beneficiaba a la Demandada. Por ende, las Demandantes concluyen que el Acuerdo de Farmout no provocó ningún daño a la Demandada y que, por el contrario, le acarreaba considerables beneficios.

227. En relación con los derechos correspondientes a AEC de conformidad con el Acuerdo de Farmout y el Contrato de Operación Conjunta, las Demandantes niegan la alegación formulada por la Demandada de que existía un “control de las operaciones”:

El argumento de Ecuador de que se produjo una cesión dentro del significado del Artículo 74.11 se basa en la aseveración de que “es suficiente si el Contratista acuerda compartir derechos [bajo el Contrato de Participación] con un tercero, o de otra manera da al tercero la capacidad para influir en el cumplimiento del contrato por parte del Contratista”. Su argumento de que se había formado un consorcio dentro del alcance del Artículo 74.12 también se basa en la afirmación de que OEPC y AEC “celebra[ron] un acuerdo vinculante según el que se comprometieron a trabajar juntos para las operaciones de exploración o producción”.

Ambas afirmaciones son, de hecho, incorrectas. De acuerdo con los términos del Operating Agreement, AEC no podía dirigir ni la administración diaria ni la estrategia de desarrollo a largo plazo del Bloque 15; y AEC nunca dirigió ni la administración diaria ni la estrategia de desarrollo a largo plazo del Bloque 15. (Énfasis en el original)

228. Específicamente, las Demandantes refutan el argumento expuesto por la Demandada de que las disposiciones sobre financiación y voto del Contrato de Operación Conjunta conferían a AEC poder de control sobre las operaciones del Bloque 15. Según las Demandantes, tales disposiciones sólo autorizaban a AEC a tomar decisiones financieras, no operativas. Las Demandantes declaran lo siguiente:

De acuerdo con el Operating Agreement, se preveía que OEPC y AEC financiaran de manera conjunta las operaciones en el Bloque 15 como “operaciones conjuntas” y que sus procedimientos de votación darían a ambas partes un voto sobre si una operación conjunta particular debía recibir esa financiación. Cláusula 5.13. Ecuador cita estos procedimientos de votación para argumentar que “todas las decisiones operativas significativas . . . requerían la aprobación de AEC”. Esto simplemente no es verdad. El único derecho que AEC tenía de acuerdo con estas disposiciones sobre votación era el derecho a negarse a financiar cierta operación mediante la no aprobación de ciertos puntos de un plan y presupuesto de trabajo —no un derecho a impedir que OEPC llevara a cabo la operación en general.

[…]

Incluso disponiendo de total acceso a los voluminosos expedientes que OEPC dejó en Ecuador, las únicas pruebas que Ecuador puede aportar para respaldar su argumento son unos pocos documentos que demuestran nada más que la frustración de AEC frente a su falta de participación en las operaciones del Bloque 15 y unas pocas cartas recomendando o “aprobando” temas operativos específicos. Como se explicó anteriormente, la “aprobación” de AEC sólo afectaba el financiamiento de las operaciones, no las operaciones en sí. Ecuador no ha ofrecido ninguna prueba que demuestre que AEC tenía algún control sobre

las operaciones en el Bloque 15. En realidad, la frustración mostrada en las pocas cartas citadas por Ecuador prueba la ausencia de control por parte de AEC en lugar de la capacidad de hecho para controlar estas operaciones.

[…]

OEPC establecía solo los Planes de Desarrollo estratégicos clave y los Planes de Trabajo y el Presupuesto, y OEPC retuvo para sí la autoridad final para la toma de decisiones sobre las operaciones diarias. AEC aportaba puntos de vista y consejos sobre operaciones específicas basándose en su evaluación independiente y en su experiencia en la operación de otros bloques. AEC nunca retiró fondos y sabía que no podía asumir el riesgo sin contar con OEPC. Tal como los reclamos de AEC acerca de su falta de participación en las operaciones del Bloque 15 prueban, OEPC nunca dudó en ejercer su autoridad final de toma de decisiones. AEC era un inversor cauto, pero nunca ejerció derechos ni asumió obligaciones en virtud del Contrato de Participación ni hizo que OEPC se apartara de sus planes y objetivos operativos. (Énfasis en el original)

229. En palabras de las Demandantes, “OEPC siempre estuvo preparado para escuchar las opiniones de AEC pero, en última instancia era OEPC el soberano en la toma de decisiones operativas”. Las Demandantes sostienen que, en teoría, AEC no adquirió derechos en virtud del Acuerdo de Farmout ni del Contrato de Operación Conjunta para dirigir la administración cotidiana o la estrategia de desarrollo a largo plazo del Bloque 15, por lo que mal pudo ejercerlos en la práctica. En este sentido, las Demandantes agregan que “seguir un consejo gratuito de vez en cuando no equivale a otorgar derechos de control operacional”.

230. Por último, las Demandantes niegan que AEC y OEPC hayan acordado crear un consorcio o una asociación. Esta alegación, según las Demandantes, constituye en realidad un “nuevo” argumento invocado por la Demandada para justificar el Decreto de Caducidad. Las Demandantes rechazan dicho argumento en los siguientes términos:

[N]o ha ocurrido ningún Supuesto de Caducidad contemplado en el Artículo

74.12 porque: (i) un consorcio debe tener una personalidad jurídica separada y AEC y OEPC no crearon ninguna entidad con personalidad jurídica separada; y

(ii) aún cuando no se exigiera una personalidad jurídica separada, los miembros

de un consorcio deben asumir responsabilidad solidaria; OEPC permaneció en todo momento la única parte del Contrato de Participación con Petroecuador y Ecuador, y debido a que AEC nunca asumió responsabilidad alguna bajo el Contrato de Participación, OEPC jamás asumió responsabilidad solidaria con AEC frente a Petroecuador y Ecuador. En cualquier caso, los principios generales del derecho de Ecuador y del derecho internacional impiden la imposición de castigos sobre la base de conceptos tan mal definidos como lo está el término “consorcio” en la ley ecuatoriana.

231. Por consiguiente, las Demandantes cuestionan la definición de “consorcio” propuesta por la Demandada y concluyen lo siguiente:

Ante la imposibilidad de demostrar que OEPC y AEC formaron un consorcio, Ecuador intenta emplear definiciones amplias insostenibles y argumenta que se crea un consorcio según el significado del Artículo 74.12 toda vez que las partes “celebran un contrato vinculante por el cual se comprometen a trabajar juntas en las operaciones de exploración o explotación.”

Tal como se demostró precedentemente, esta definición nebulosa carece de fundamento, pero ni el Farmout ni el Contrato de Operaciones cumplen siquiera con la definición insosteniblemente amplia de Ecuador. Tal como se demostró precedentemente, AEC no adquirió ni ejerció ningún derecho bajo el Acuerdo Farmout ni el Contrato de Operaciones para llevar a cabo las operaciones diarias o para desarrollar la estrategia a largo plazo del Bloque 15. Por lo tanto, aún según la definición equivocada de Ecuador, OEPC y AEC no formaron ningún consorcio.

(b) Supuestas violaciones de la normativa sobre hidrocarburos

232. Las Demandantes califican como infundadas, triviales e irrelevantes a todas las alegaciones sobre infracciones técnicas esgrimidas por la Demandada y, en tal sentido, declaran:

Las 62 supuestas infracciones técnicas a las que se hace referencia en el Decreto de Caducidad ocurrieron a lo largo de un período de 5 años, 2001-2006, y pueden agruparse de la siguiente manera: (i) 12 acusaciones de perforación de pozos individuales sin autorización previa o sin la notificación correspondiente; (ii) 14 acusaciones de producción de pozos individuales sin tasa autorizada o por encima de la tasa autorizada; (iii) 22 acusaciones de presentación de informes, tales como la presentación extemporánea de los informes finales de perforación; y (iv) 11 acusaciones varias. Como consecuencia de la falta de documentación de soporte de casi la mitad de las 62 infracciones alegadas en el expediente administrativo, los Demandantes han sido incapaces de en cualquier modo determinar la naturaleza de tres de esas infracciones.

233. Asimismo, las Demandantes refutan este argumento de la Demandada al señalar que “no ha ocurrido ningún Supuesto de Caducidad contemplado en el Artículo 74.13 ya que Ecuador no ha: (i) documentado casi la mitad de las infracciones sobre las que intentaba fundar el Decreto de Caducidad; ni (ii) refutado que las infracciones documentadas alegadas fueron aplicaciones erróneas de las normas de la HCL, que tuvieron lugar en los campos unificados de PetroEcuador con su conocimiento y la aprobación, y/o que fueron errores administrativos o de otro modo de una naturaleza menor”.

234. Asimismo, las Demandantes alegan que “las únicas infracciones presuntas sobre las que Ecuador dedica algún esfuerzo para describir como serias y sustanciales son aquellas que alegan que OEPC incurrió en sobreproducción en ciertos pozos individuales” y equivalen a 4 de las 62 infracciones aludidas. Las Demandantes indican además que, al igual que las restantes compañías petroleras que operan en Ecuador, OEPC pagó sus multas por sobreproducción (pagó, como máximo, $3.000 por cada una). Por último, remiten expresamente a un dictamen de PetroEcuador referido a Petrobras según el cual las infracciones técnicas por las que ya se hubiera pagado una multa no pueden dar lugar a la caducidad.

235. Las Demandantes se refieren a la acusación de la Demandada de que pretendieron contar con la asistencia del Gobierno de los Estados Unidos de América en incumplimiento del Contrato de Participación señalando desde un principio que se trata

de un argumento completamente “nuevo”, presentado por primera vez por la Demandada en este arbitraje. En particular, las Demandantes declaran los siguiente:

La nueva teoría de Ecuador debería ser desestimada debido a que (i) bajo el derecho internacional el Tribunal debería valorar la legitimidad de la conducta de Ecuador exclusivamente sobre la base de las razones establecidas en el Decreto de Caducidad; (ii) la Cláusula es inexigible como una cuestión de derecho internacional; (iii) Ecuador está impedida de invocar la Cláusula 22.2.1 porque tenía conocimiento de los hechos pertinentes mucho antes de que iniciara este proceso de caducidad en 2004; y (iv) Ecuador no probó que Occidental cometió cualquier conducta prohibida luego de que comenzara el proceso de caducidad (y por supuesto luego de 2002). Por el contrario, una vez que Ecuador inició dicho proceso en 2004, OEPC sistemáticamente informó al Gobierno de los EE.UU. que no solicitaba asistencia diplomática.

236. En consecuencia, las Demandantes sostienen que la Demandada tenía pleno conocimiento del contacto que OEPC mantenía frecuentemente con el Gobierno de los Estados Unidos en relación con la controversia sobre el IVA del período 2001-2002. Sin embargo, OEPC no solicitó la asistencia del Gobierno de dicho país con posterioridad al año 2002, es decir, en lo que respecta a la controversia sobre caducidad.

3. El segundo argumento principal de las Demandantes: violación al margen de cualquier posible Causal de Terminación

237. Subsidiariamente, las Demandantes señalan que incluso si se comprobara la existencia de una Causal de Terminación, la rescisión del Contrato de Participación fue ilícita en virtud de lo dispuesto en el Tratado y en el derecho ecuatoriano, debido a que se trató de una medida manifiestamente injusta, arbitraria, discriminatoria y desproporcionada. En palabras de las Demandantes:

Tanto el Tratado como el derecho ecuatoriano garantizaban a los Demandantes y a sus inversiones un tratamiento justo, no arbitrario y no discriminatorio. Al aprobar el Decreto de Caducidad, Ecuador ignoró manifiestamente estas normas. Habiendo premeditado abiertamente la terminación, Ecuador impuso un castigo manifiestamente desproporcionado a los Demandantes basándose en

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