Comparta este contenido

Share/Save/Bookmark

domingo, 25 de febrero de 2018

¿Se prestaban los Contratos de Estabilidad Jurídica a la corrupción? El caso de la Ruta del Sol.


Ya parece claro que el soborno a parlamentarios fue indispensable para la firma del Contrato de Estabilidad Jurídica entre el Gobierno Nacional y la Concesionaria Ruta del Sol.
Entre los escándalos que han rodeado a la firma brasilera Odebretch  en la adjudicación y construcción de la famosa Ruta del Sol, se ha denunciado por parte de la Fiscalía General de la Nación (ver noticia aquí del diario El Espectador) que,  gracias a la gestión de un grupo de senadores denominado el buldócer, cuando se estaba discutiendo la reforma tributaria puesta a consideración del Congreso en el año 2012, se logró la aprobación en tiempo súper rápido de un Contrato de Estabilidad Jurídica (CEJ) a favor de la Concesionaria Ruta del Sol, contrato que fue firmado efectivamente el 31 de Diciembre de 2012 (ver aquí el texto del contrato). 
Para recordar: ¿qué son los contratos de estabilidad jurídica (CEJ)?

La Ley 903 de 2005 autorizó al Gobierno a firmar estos CEJ, que tenían como propósito garantizar a los inversionistas que los suscribieran (siempre y cuando estuvieran en posibilidad de realizar una inversión de 7500 salarios mínimos) protección frente a eventuales modificaciones de las normas que hubiera sido identificadas en los contratos como determinantes de la inversión. De producirse estos cambios, a los inversionistas se les continuaría aplicando las normas no modificadas por el término de duración del contrato.
Fueron muchas las observaciones que hicimos en este blog sobre la inconveniencia de esta figura jurídica (mirar estas entradas: 1,2,3,4).  Incluso sobre el tema, elaboré, en coautoría con dos egresados del programa de Doctorado de la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes un artículo académico que fue publicado  en la revista Innovar, de la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional.
¿Qué pasó con el CEJ de Odebretch?
 
La figura de los CEJ fue afortunadamente eliminada mediante el artículo 166 de la Ley 1607 de 2012, Ley que se aprobó unos días antes del CEJ con Odebrecht.  Sin embargo, los congresistas (impulsados por el famoso buldócer), incluyeron un artículo que señalaba que las solicitudes que se encontraran radicadas ante Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, en la fecha de expedición de la Ley podrían seguir su trámite, y por lo tanto se podían firmar los respectivos contratos  De igual manera, quedó claro (no podía ser de otra manera) que los contratos firmados seguirían teniendo efecto.  Hoy en día, según la página del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, están en ejecución 68 contratos.  6 de ellos firmados con posterioridad a la aprobación de la Ley  1607. Incluso hubo dos que se firmaron en 2016. 
Con estos contratos el Estado les garantiza a las empresas firmantes, que si durante su vigencia (la gran mayoría son a 20 años), se modifica en forma adversa a ellas alguna de las normas que haya sido identificada como determinante de la inversión, ellas tendrán derecho a que se les continúe aplicando dichas normas por el término del contrato respectivo.
Como resultado de lo anterior, todos esos contribuyentes tienen un sistema privilegiado. Se les aplican los beneficios (reducciones) pero no se les aplican los incrementos. Un ejemplo: en la reforma tributaria de 2012 las empresas deberían pagar el CREE en sustitución del aporte patronal a favor del sistema de salud, del ICBF, y   del SENA, correspondiente a remuneraciones al trabajo inferiores a 10 salarios mínimos. Como se trataba de un impuesto nuevo (y no de un cambio en un impuesto vigente), las empresas con CEJ deberían pagar el CREE. En la reforma del 2016 (art 376) se eliminó el CREE y en compensación se aumentó el impuesto a la renta empresarial. Pues bien, las empresas con CEJ que hubieran “estabilizado” el impuesto a la renta, dejan de pagar el CREE y a ellas no se les aplica la compensación mencionada, que subió el impuesto a la renta del 25% al 33%. Además de ello, se beneficiaron de la eliminación del impuesto a la nómina mencionado.
Se suponía que uno de las grandes justificaciones  para los CEJ era que el sector privado adelantara inversiones que en otras condiciones no se realizarían.  En el caso del contrato de la Ruta del Sol, la Estructura Plural Promesa de Sociedad Futura Concesionaria Ruta del Sol se presentó a la licitación correspondiente y le fue adjudicada la construcción, operación y mantenimiento del sector 2 (Puerto Salgar-San Roque). Si se presentó a dicha licitación y se la ganó, estaba claro que estaba en su obligación adelantar la obra, y no podía condicionarla a que la Nación le otorgara un contrato de estabilidad jurídica. Si el régimen tributario entonces vigente impedía, en su concepto, realizar la inversión correspondiente, lo lógico es que esta empresa no se hubiera presentado a la licitación,  o que lo hubiera hecho en condiciones financieras diferentes.  
Posiblemente ello explica que, frente a una primera solicitud de CEJ, hecha el 23 de Septiembre de 2010, el Comité de Estabilidad Jurídica del gobierno nacional, en sesión del 11 de Septiembre de 2011, la evaluó y no la aprobó. La empresa interpuso recurso y el mismo comité resolvió aprobársela el 21 de diciembre de 2012.
Las informaciones de prensa que han aparecido explican qué fue lo que pasó. Según las declaraciones del empresario Federico Gaviria, el famoso buldózer, es decir, un grupo de parlamentarios comprometidos con Odebretch (ver aquí) , forzó la aprobación del contrato, que como decíamos anteriormente, termino aprobándose y firmándose el 31 de Diciembre.
Según la Fiscalía General de la Nación (ver aquí)  por dicho trámite a los congresistas se les ofreció una comisión que habría alcanzado los US2 millones,  a condición que el resultado se obtuviera a más tardar el 31 de Diciembre de 2012. Lo lograron. Si la firma del contrato dio para pagar este soborno, vale la pena preguntarse: ¿cuál fue el costo para la Nación, en términos de ingresos tributarios dejados de percibir, derivado de la firma de este contrato?

Una lección por sacar de esta experiencia es la absoluta inconveniencia, y peligro, de violar el principio de transparencia en las normas tributarias. Si éstas pueden  ser distintas para cierto tipo de contribuyentes que cuenten con capacidad de presión ante cualquier comité (sea de estabilidad jurídica, de zonas francas, etc), está abierta la oportunidad para la corrupción.   
En fin, una pregunta para abogados, si es nulo jurídicamente el Contrato de la Ruta del Sol por haberse logrado mediante sobornos, ¿no sería también nulo en el Contrato de Estabilidad Jurídica de marras? Declarada su nulidad (y la DIAN, o al que le toque, debería hacerlo) , ¿lo procedente no sería el recálculo de las obligaciones tributarias de esta empresa entre los años 2012 y 2017?

miércoles, 20 de diciembre de 2017

Algo más sobre las regalías petroleras. ¿Qué pasa si ellas corresponden a una remuneración por el capital invertido?

Continuando con el debate sobre el carácter de las regalías petroleras.  Si el petróleo puesto por la Nación se considera aporte de capital, no hay diferencia frente al caso en que la regalía se considere un costo deducible.
 
 
En mi pasado blog sobre este tema, señalé cómo, tanto económica como legalmente, las regalías que le paga una compañía petrolera al Estado pueden ser deducibles como costo en el cálculo de la renta gravable, siempre  y cuando se cumplan las condiciones establecidas en el Estatuto Tributario. En mi modesta opinión, esta situación no ha cambiado con motivo del reciente fallo del Consejo de Estado.
La columna del economista Guillermo Rudas, publicada en Razón Pública,  y que originó esta discusión, plantea además un punto de vista interesante para señalar la improcedencia de la deducibilidad de las regalías. Cito textualmente de su columna:
Las  regalías constituyen una participación del Estado en la renta generada por la explotación de los recursos del subsuelo. En términos contractuales, el Estado se asocia con la empresa extractiva, aportando el capital natural como parte de la inversión (los recursos del subsuelo); y, como resultado, participa en los rendimientos de dicha inversión (las regalías). El hecho de que el Estado y la empresa sean socios implica que no se trata de una compraventa de los minerales extraídos y que las regalías no sean el precio de esos minerales. Son, como dije, la parte de la renta que corresponde al Estado por ser aportante del capital natural.
A primera vista, el argumento es atractivo: una empresa no puede considerar como costo deducible la distribución de utilidades a sus accionistas. Si las regalías pagadas constituyen una remuneración al capital invertido por el Estado, no habría lugar a la deducción tributaria.
 
En primer lugar, dejemos en claro un hecho básico: el Estado, en sentido estricto, no es normalmente socio jurídico de la compañía petrolera, en el sentido societario del Código de Comercio Colombiano. En los contratos petroleros que hoy existen, que, como lo señala la ANH,  son los de Exploración  y Producción, y los de Evaluación Técnica, la compañía petrolera cuenta exclusivamente con socios privados[1], que pueden ser nacionales o extranjeros. En un contrato de exploración y producción, el Estado le permite a la compañía privada el derecho a explorar y, en el caso de una exploración exitosa, a explotar el campo a cambio de una remuneración. Esta consiste en una participación en la venta del petróleo extraído, participación que en los países de herencia hispana adquiere el nombre de regalía. Según el diccionario de la Real Academia, el término puede entenderse como la “participación en los ingresos o cantidad fija que se paga al propietario de un derecho a cambio del permiso para ejercerlo”. En el caso de la explotación petrolera, el estado concede a un privado el derecho a explotar el recurso, a cambio del pago de una regalía. En términos económicos, esta regalía es semejante a la que paga una editorial al autor de un libro, una empresa al propietario de una patente, etc. En todos estos casos, si se cumplen las exigencias legales, el pago puede considerarse como un costo deducible de los ingresos brutos de la empresa.
Pero yendo al fondo del argumento económico, el que se opte por establecer una sociedad mixta para la explotación de un recurso mineral, o que se adopte la figura de la regalía como costo deducible, podría ser indiferente para el Estado o para la compañía, siempre y cuando se cumplan tres supuestos básicos:
a)       El estado considera que una compañía privada debe encargarse de la explotación del recurso, porque cree que esa es la solución más eficiente. Esta empresa tiene la tecnología de extracción y de comercialización que permite maximizar el valor agregado en esta actividad.
b)      A través de una regulación cuidadosa, el Estado debe asegurarse de que el país no asuma costos indeseables, por ejemplo, de tipo ambiental. Prohibiciones (por ejemplo, no autorizar la exploración en áreas protegidas) o compensaciones ambientales, como las que están contempladas en la legislación colombiana, deben permitir conciliar el interés privado con el de general de la sociedad.
c)       Dados los puntos anteriores, el Estado debe aceptar que la compañía privada obtenga una remuneración aceptable, proporcional al que obtendría una compañía privada en condiciones de eficiencia. Esto podría lograrse a través de un proceso competitivo, en el cual el derecho a explotar se le conceda a la empresa que esté dispuesta a pagar un mayor valor por regalías, o por un proceso técnico que calcule el costo de capital correspondiente al nivel de riesgo asumido por la compañía. Si alguien piensa que este costo es imposible de determinar, valga la pena recordar que es esta la metodología con la que se determinan las tarifas en los servicios públicos de distribución de energía eléctrica y de acueducto, y por lo tanto la remuneración de las empresas operadoras, sean éstas privadas o públicas.  
Como aspiro a demostrarlo en la sección siguiente, de cumplirse los tres postulados anteriores, para el Estado puede ser indiferente que la forma jurídica que se adopte sea la de un contrato de Exploración y Producción, o la conformación de una empresa mixta  en asocio con un accionista privado.  
¿Qué pasa si se arma una compañía mixta, con participación del Estado y del Sector privado?
Asumamos que el Estado quiere estructurar su negocio de una manera diferente, en los términos en que lo plantea Rudas: en lugar de “vender” el petróleo a la compañía explotadora, le propone a ésta constituir una sociedad mixta (público-privada). El aporte del estado va a ser el petróleo que está en el subsuelo (asumamos que ya está descubierto, y que se conoce con certeza el tamaño del pozo)[2]. El aporte de la compañía privada va a ser toda la inversión necesaria para el desarrollo y explotación del pozo, así como para transportarlo hasta el sitio de entrega al comprador.
Arman entonces entre los dos (el Estado y la compañía privada) una nueva compañía: llamémosla Empresa Mixta S.A. Para constituirla, será necesario valorar el aporte de cada uno de los socios. En el caso del socio privado, el valor es fácilmente determinable: el monto necesario para poner en operación y para operar el pozo. Pero en el caso del Estado ¿cómo se puede valorar el petróleo en el subsuelo? De esta valoración, y por lo tanto de la composición accionaria resultante, va a depender la repartición de las futuras utilidades.
Una alternativa sería que el Estado subastara el petróleo, y lo adjudicara a aquella empresa que más valorara el recurso mineral en la conformación de la empresa mixta. Obviamente, entre más reconozca la compañía privada por el aporte de capital bajo la forma de petróleo, menor será su rentabilidad. ¿Hasta dónde está dispuesta una compañía eficiente a disminuir su rentabilidad? Lo que nos dice la teoría económica (y pido excusa a los lectores por no explicar este punto en detalle) es que la rentabilidad exigida sería aquella que iguale el costo de capital de la empresa, dado su nivel de riesgo. En otros términos, si la empresa puede ganar en proyectos de semejante nivel de riesgo, por ejemplo, un 10% (después de impuestos), solo invertiría en el pozo propuesto si puede esperar obtener dicha rentabilidad. En este esquema, el valor del aporte estatal (y por lo tanto el precio del petróleo en el subsuelo) se determina a partir de la rentabilidad buscada por la empresa más eficiente. Una valoración del aporte que resulte de un precio superior espantaría a la empresa más eficiente, y por lo tanto a todos los otros inversionistas. Una valoración inferior significaría darle al privado una rentabilidad superior a la de equilibrio. Como partimos de la base de que el interés racional del estado es explotar el recurso y no dejarlo enterrado (salvo que se trate de un área protegida), llegará a la conclusión de que es mejor sacar el petróleo, dándole al inversionista privado la mínima rentabilidad posible, que es la que se lograría en un proceso competitivo.  
Expliquemos esto con un ejemplo simple. Supongamos que existe un pozo de la Nación que tiene una capacidad de producción de 1000 barriles, con una vida útil de un año. Supongamos un precio internacional del barril de US$60. Asumamos también que el costo de las actividades de explotación asciende a US$40.000, que es el valor del aporte del socio privado. Supongamos también que la mínima rentabilidad buscada por un inversionista, dado el nivel de riesgo del negocio, es del 10%.  La pregunta que es necesario resolver es la siguiente ¿Cómo valorar el aporte estatal, de tal manera que, al repartir las utilidades, el socio privado obtenga esa rentabilidad?
El siguiente cuadro muestra la manera como se llegaría a establecer el valor del aporte:
A
Precio de venta del petróleo por barril
US$60
B
Tamaño del pozo (barriles)
1000
C
Valor total de la venta del petróleo (A*B)
US$60.000
D
Costo de las actividades de explotación  (valor del aporte del socio privado)  
US$40.000
E
Costo de oportunidad del socio privado (después de impuestos)
10%
F
Tasa corporativa de impuestos
30%
G
Costo de oportunidad del socio privado (antes de impuestos)= E*(1-F)
14,3%
H
Utilidades de la compañía mixta (antes de impuestos) = C-D
US$20.000
I
Impuestos a pagar por la compañía mixta H*30%
US$6000
J
Utilidades de la compañía mixta (después de impuestos) = H- I
US$14.000
K
Dividendos máximos de equilibrio a repartir al socio privado= D*E
US$4.000
L  
Dividendos a repartir al Estado = J-K  
US$ 10.000
M
Porcentaje del socio privado en utilidades  (K/J)*100
29%
N
Porcentaje del estado en utilidades (100%-M)
71%
O
Valor total del capital de la empresa mixta = (D*100)/M
US$140.000
P
Valor del petróleo aportado (aporte del estado) = O-D
US$100.000
Q
 
Total recibido por el Estado (dividendos más impuestos)  I+L
US$ 16.000
 La empresa tendría unas utilidades totales de US$20.000 antes de impuestos, y de US14.000 después de impuestos (suponiendo una tasa corporativa de impuestos del 30%). También se está suponiendo que los dividendos recibidos constituyen renta exenta, como lo establece hoy la Ley colombiana[3].  La empresa privada recibirá unos dividendos de US$4.000, que deben ser iguales al costo de oportunidad de su capital invertido. Quiero ello decir que el resto de los dividendos, US$10.000, son del Estado.
Para que esta participación en las utilidades sea posible, es necesario que sea un reflejo de la participación en el capital. Si la empresa privada recibió el 29% de las utilidades, su aporte de US$ 40.000 debió ser igual al 29% del capital total de la empresa, que es entonces de US$140.000.  Quiere ello decir que el valor del aporte del Estado es de US$100.000, que equivale al 71% de la empresa.  
¿Cuánto recibió el Estado en total? US$16.000:  US$10.000 en dividendos y US$6.000 en impuestos.
¿Y si es una compañía privada que paga regalías y las deduce como costo para su renta gravable?
 Ahora hagamos otro ejercicio. Supongamos que el Estado, en lugar de armar una empresa mixta, decide “vender” el petróleo a la compañía explotadora, bajo la forma de regalía, y esta compañía privada deduce la regalía pagada como costo para determinar la renta líquida gravable. Nuevamente, la rentabilidad mínima después de impuestos del privado debe ser del 10%, que correspondería al costo del capital de la empresa más eficiente, costo que se obtendría en una subasta competitiva, o mediante un análisis técnico. Nuevamente, el valor de la regalía a pagar es aquella que le permita al inversionista privado obtener, después de impuestos, esta rentabilidad.
El valor agregado o excedente obtenido en la actividad de explotación es de US$20000, que es la diferencia entre el valor del petróleo vendido y los costos de la explotación (US$60000 memos US$40.000). ¿Cómo se distribuye ese excedente entre el Estado y la compañía?  Si el deseo del Estado es que la compañía privada obtenga una remuneración igual a su costo de capital, y no más que eso, la utilidad de la empresa privada debería ser de US$4.000. Es decir, el Estado debería recibir US$16.000, entre regalías e impuestos.
El cuadro siguiente muestran las distintas cifras de la empresa, bajo el supuesto de que las regalías sean deducibles.
A
Precio de venta del petróleo por barril
US$60
B
Tamaño del pozo (barriles)
1000
C
Valor total de la venta del petróleo (A*B)
US$60.000
D
Costo de las actividades de explotación  (inversión total del socio privado)  
US$40.000
E
Excedente de la empresa privada antes de impuestos y regalías (C-D)
US$20.000
F
Costo de oportunidad del inversionista eficiente (después de impuestos y regalías)
10%
G
Tasa corporativa de impuestos
30%
H
Utilidades a recibir por el inversionista eficiente (después de impuestos y regalías)
US$4000
I
Regalías a pagar para disminuir excedente hasta I. I-H
US$14286
J
Renta gravable de la empresa después de deducir regalías
US$ 5714
K
Impuesto corporativo a pagar=    I* 30%
US$1714
L
Total recibido por el Estado, regalías más impuestos= I+K
US$16.000
 En conclusión, dado que la política del Estado consiste en asegurarle al privado una remuneración igual a su costo de capital, y no más que eso, puede ser indiferente la forma jurídica que se adopte: una concesión condicionada al pago de regalías, o una empresa mixta que, además de pagar utilidades, pague los impuestos correspondientes a la tasa corporativa.
De lo anterior se deduce que si existiera una disposición legal que prohibiera la deducción de regalías (como parece querer Rudas), para que la empresa privada obtuviera la misma remuneración por su capital invertido (US$4000) sería necesario bajar el valor de la regalía. Unas por otras.  
Consideraciones finales.
Guillermo Rudas plantea, con toda la razón, que si el monto pagado por la empresa privada a título de regalías se considera ingreso no gravable, el permitir una deducción de las mismas regalías constituiría un beneficio tributario absolutamente injustificado.  Esperemos que la DIAN no haya aceptado este doble descuento de las regalías. Sería realmente el colmo de la incompetencia, por decir lo menos. Como tengo entendido que Rudas le solicitó a la DIAN aclarar esta situación en un derecho de petición, sería altamente conveniente que esta entidad respondiera.
Por otra parte, es necesario insistir en que,  vencido el período inicial de producción otorgado a la compañía exploradora (24 años en el caso del petróleo) , la prolongación del contrato no debería ser automática. Tanto en el caso del petróleo, como en el de ferroníquel (Cerromatoso), carbón, oro, etc, el Estado debería abrir una subasta, y otorgar el contrato a aquella empresa que está dispuesta a pagar un monto superior en regalías. Ello requiere una reforma legal. Pero vale la pena.

Nota: una versión editada de esta entrada fue publicada en el medio virtual Razón Pública. Puede consultarse aquí.


[1] Es teóricamente posible que una compañía estatal (por ejemplo Ecopetrol), se asocie con accionistas privados para formar una compañía de capital mixto. Esta compañía a su vez tendrá un régimen tributario igual a cualquier sociedad.  Por ello no se considera como un caso especial en este análisis.
 [2] En el caso en que el petróleo no haya sido descubierto, el riesgo de la empresa exploradora/explotadora es mayor, lo que debería reflejarse en una mayor remuneración para ella. Para simplificar el análisis, estamos suponiendo que exista certeza sobre la cantidad del petróleo en el subsuelo, y que lo que se concesiona es el derecho a explotar (no a explorar).  Esta situación se aplicaría cuando la producción de un campo haya llegado a los 24 años después de la declaratoria de comerciabilidad. En mi opinión, como se expone más  adelante la prórroga de un contrato de esta naturaleza no  debería ser automática, sino que se adjudicaría a la compañía que esté dispuesta a pagar mayores regalías.  
[3] En el caso de que los dividendos sean recibidos por una sociedad, según lo estableció la Ley 1819 de 2016. Si el receptor de los dividendos debe pagar impuestos sobre éstos, por ejemplo si es una persona natural, el costo del capital antes de impuestos tendrá que tener en cuenta, además del impuesto corporativo, el impuesto individual del accionista.  

martes, 28 de noviembre de 2017

¿Son deducibles las regalías del impuesto a la renta en las compañías petroleras? Un análisis del reciente fallo del Consejo de Estado.


El reciente fallo del Concepto del Consejo de Estado sobre la deducibilidad de las regalías armó una polvareda. Injustificada a mi modo de ver
Introducción

El 12 de Octubre pasado, el Consejo de Estado, anuló un concepto jurídico expedido de la Dirección de Aduanas e Impuestos Nacionales en Marzo de 2005, mediante el cual esta entidad  declaró que eran deducibles las regalías causadas por la explotación de recursos naturales no renovables, sin distinción de la clase de contribuyente, siempre que se cumplieran los requisitos exigidos por la legislación tributaria. 
A partir de esta sentencia, se presentaron titulares en algunos medios de comunicación (ver por ejemplo aquí), según el cual el concepto demandado de la DIAN le habría costado al país 13 billones de pesos, y que de ahora en adelante, bajo ninguna circunstancia, no podían ser deducibles las regalías petroleras de los ingresos recibidos por una empresa explotadora de petróleo.  
Para analizar las implicaciones de la sentencia, es conveniente recordar algunos principios básicos acerca de la base gravable del impuesto a la renta, precisar lo que dijo efectivamente el Consejo de Estado con relación al concepto de la DIAN, y explicar las consecuencias reales de este concepto. Ese es el propósito de este escrito.  
¿Cuál es la base gravable del impuesto a la renta?
 
Uno de los principios básicos utilizados en la economía de la tributación, con relación al impuesto sobre la renta, es la definición de ingreso de Haig y Simon, dos economistas norteamericanos que desarrollaron este concepto en los años 20 y 30 del siglo pasado. De acuerdo con este principio, el ingreso es el valor monetario en el poder de consumo de un individuo durante un período de tiempo. Es por lo tanto igual al monto consumido durante dicho período sumado al incremento neto (es decir, una vez se ha sustraído el incremento en las deudas) en el patrimonio [1]. Ello supone que todas las fuentes posibles de incremento o de decrecimiento en ese poder de consumo deben ser incluidas en el cálculo del ingreso gravable.  

Este principio está recogido en el artículo 26 del estatuto tributario (ET)  colombiano, el cual dice lo siguiente:
“La renta líquida gravable se determina así: de la suma de todos los ingresos ordinarios y extraordinarios realizados en el año o período gravable, que sean susceptibles de producir un incremento neto del patrimonio en el momento de su percepción, y que no hayan sido expresamente exceptuados, se restan las devoluciones, rebajas y descuentos, con lo cual se obtienen los ingresos netos. De los ingresos netos se restan, cuando sea el caso, los costos realizados imputables a tales ingresos, con lo cual se obtiene la renta bruta. De la renta bruta se restan las deducciones realizadas, con lo cual se obtiene la renta líquida. Salvo las excepciones legales, la renta líquida es renta gravable y a ella se aplican las tarifas señaladas en la ley”.

Esta regla general tiene amplias excepciones: algunos ingresos no entran en la base gravable (rentas exentas), algunos costos y gastos de los contribuyentes no son plenamente deducibles, y la ley permite que algunas adquisiciones de activos (que no disminuyen el patrimonio del contribuyente) sean plenamente deducibles. Esto da lugar a innumerables beneficios tributarios, la mayoría de ellos injustificados, como hemos señalado repetidamente en este blog (ver aquí y aquí
Por lo anterior hemos considerado acertada la propuesta de la Comisión de Expertos para la Equidad y la Competitividad Tributaria, designada por el Gobierno, quien recomendó en su informe final la eliminación o reducción de los privilegios tributarios,  y la adopción de un impuesto único e uniforme a las utilidades empresariales. Estas sugerencias no fueron tenidas en cuenta, y la Ley 1819 , contentiva de la reforma tributaria del año anterior, dejó vigentes estos privilegios, e incluso creó otros, como lo señalamos en una entrada anterior.
 
En aplicación del principio de Haig-Simon, y del art 26 del ET, el artículo 107 del mismo estatuto estableció que son deducibles las expensas realizadas durante el año gravable, siempre que tengan relación de causalidad con las actividades productoras de renta y que sean necesarias y proporcionadas de acuerdo con cada actividad. A su vez, el artículo 178 señala que la llamada “renta líquida” , está constituida por la renta bruta menos las deducciones que tengan relación de causalidad con las actividades productoras de renta.

Dado lo anterior, surge la pregunta: ¿las regalías pagadas por las empresas explotadoras de petróleo pueden ser consideradas como una deducción? Aplicando el principio de Haig- Simon y el artículo 26 del ET, es claro que dicho pago, sean en dinero o en especie, disminuye el posible incremento patrimonial del contribuyente. 

En Colombia, la Constitución Política (art 332), siguiendo la tradición jurídica heredada de la Corona Española,  ha establecido que el subsuelo y los recursos naturales no renovables son propiedad del estado. En otros países con régimen jurídico distinto (por ejemplo los países anglo-sajones) el subsuelo es del mismo dueño del suelo. Quiere ello decir que el propietario del terreno es dueño también de un posible pozo petrolero que allí aparezca.  
Claramente, el valor económico de un recurso enterrado es de cero. Para que se genera valor a la economía, es necesario que dicho recurso se extraiga y se transporte, de tal manera que sea posible ponerlo a disposición de su eventual comprador. Dado lo anterior, el dueño del petróleo (sea público o privado) puede tomar una de dos decisiones: hacer él mismo las inversiones necesarias en explotación y transporte, o venderle el petróleo in  situ (es decir en el subsuelo) a una compañía petrolera. 

 

La regalía, tal como está establecida en Colombia, se asemeja a una venta del petróleo in situ a la compañía explotadora. El valor de la regalía depende de un precio unitario por barril y de la cantidad extraída. La última ley sobre la liquidación de las regalías es la contemplada en el artículo 16 de la Ley 756 de 2002.  En sentido estricto, este egreso que debe hacer la compañía, constituye un costo para esta última,  plenamente deducible según las normas tributarias, obviamente si se cumplen los requisitos legales para su aceptación, contemplados en el artículo 107 del ET. Un panadero puede deducir de sus ingresos brutos el costo de la harina que le compra a un molinero.  No existe razón para pensar que la actividad petrolera pueda tener un tratamiento diferente.

Estudiando el Concepto del Consejo de Estado.
La solicitud enviada en su momento a la DIAN y que originó el concepto demandado, preguntaba si eran deducibles las regalías pagadas por los contribuyentes diferentes a las entidades descentralizadas por la explotación de recursos naturales no renovables. La pregunta surgía porque el artículo 116 del ET señala que los “impuestos, regalías, y contribuciones que los organismos descentralizados deben pagar… serán deducibles de la renta bruta del respectivo contribuyente, siempre y cuando se cumplan los requisitos que para su deducibilidad exigen las normas vigentes”.

En últimas, lo que se preguntaba  era si dicho artículo del Estatuto, establecido en la Ley    98   de 1986, al señalar que las regalías y contribuciones pagadas por los organismos descentralizados eran deducibles, automáticamente señalaba que dichos egresos no eran deducibles para todos aquellos contribuyentes que no fueran “organismos descentralizados”.

La DIAN, en su concepto, se remonta a los orígenes del articulo 116, examinando los antecedentes de la Ley 98. Explica que el articulo 6 del Decreto 1979 de 1974 consideraba estos rubros (impuestos, regalías, participaciones y otras contribuciones), no como una deducción de la renta bruta del contribuyente, sino como una deducción del impuesto liquidado, creando por lo tanto una situación de inequidad frente al resto de contribuyentes.

Es decir, los organismos descentralizados (por ejemplo Ecopetrol), terminaron recibiendo en 1974 un beneficio considerable. Expliquémoslo sencillamente: si Ecopetrol recibe unos ingresos brutos por $1.000 millones y debe pagar regalías por $200 millones, ¿como se liquida su impuestos?  Aplicando la ley de 1974, y suponiendo un tasa corporativa del 30%,  su impuesto, antes de descuentos, sería de $300 millones.  Deduciendo de esa suma los $200 millones pagados en regalías, terminaría pagando solo $100 millones. Aplicando el régimen general aplicable al resto de compañías petroleras, es decir, considerando las regalías no como un descuento tributario sino como una deducción, su renta gravable sería de $240 millones.

Era claro que el Decreto 1979 de 1974 ,  había cometido un error de técnica tributaria: las deducciones normalmente se restan de la renta líquida, lo que se resta del impuesto son los descuentos tributarios.  La finalidad por lo tanto de la reforma de 1986 era, según el concepto de la DIAN, “colocar (sic)  en posición de igualdad de condiciones a los organismos descentralizados frente a los demás contribuyentes del impuesto a la renta”

Dado lo anterior, igualmente según la DIAN, dado que existe una relación de causalidad “entre el pago de regalías y la obtención de la renta por parte de los contribuyentes que realizan la explotación de los recursos naturales, esta erogación es necesaria e indispensable, debido a que su cumplimiento es ineludible”. El concepto señala además que para que esa deducción aplique, deben cumplirse los requisitos establecidos en los artículo 77 y 107 del Estatuto tributario. Es decir, los contribuyentes deben demostrar la relación de causalidad con las actividades productoras de renta, y obviamente, contar con los comprobantes correspondiente al pago realizado.   

Frente a esta posición ¿que dijo el Concepto de Estado? Lo estudié detenidamente. En la parte sustancial de la argumentación, considera que es necesario interpretar el sentido de la Ley 98 de 1986, aplicando los criterios gramatical,  histórico y teleológico. Según los dos primeros criterios, no encuentra que los demandantes del concepto de la DIAN tengan la razón.
En la aplicación del principio teleológico,  que debe examinar la intención o el espíritu que tuvo el legislador, el ponente de la Sentencia repite básicamente la argumentación del concepto de la DIAN: la norma a interpretar, es decir, el artículo aprobado en 1986 y que modificó el 116 del ET tenía como objetivo “corregir un erros de redacción que conducía a aplicar la deducción de los pagos de impuestos, regalías y contribuciones, al impuesto liquidado y no a la renta bruta”…, “para así conjurar el trato desigual e inequitativo que propició el artículo 6 del Decreto 1979 de 1974”.

Lo que encuentro extraño de la Sentencia del Consejo, es que coincide con la DIAN en que la ley de 1986 buscaba corregir un error y una inequidad consagrados en el Decreto de 1974.   A pesar de esta coincidencia, declara la nulidad del concepto de la DIAN, porque “la Sala encuentra que no permite llegar a la conclusión que se expone en el acto acusado”.  Sin embargo, señala que, sin perjuicio de lo anterior, frente a los demás contribuyentes y en cada caso concreto, debe analizarse “si la deducción de las regalías reúne los requisitos del artículo 107 del ET, pues su procedibilidad no   puede ser definida de manera general vía concepto”.

En mi modesta opinión, el concepto de la DIAN no estaba aplicando de manera general la deducibilidad de las regalías. Señalaba claramente que su aplicación debía depender de que se cumplieran los requisitos establecidos en los artículo 77 y 107 del Estatuto tributario.

A pesar de lo anterior, la implicación práctica de la Sentencia del Concepto del Consejo de Estado coincide con la del concepto de la DIAN: corresponde al contribuyente verificar que la deducción solicitada en su declaración de renta cumple con los requisitos exigidos en el Estatuto Tributario y el mismo ejercicio lo debe realizar la DIAN al revisar las declaraciones de renta de las compañías. La situación tributaria de las empresas petroleras, también en mi opinión, no ha cambiado. 
El economista Guillermo Rudas,ya no remitiéndose al fallo del Consejo de Estado sino al carácter de las regalías, afirma que ellas no son un costo deducible para el empresa petrolera, sino una participación que la compañía petrolera paga al dueño del subsuelo bajo la forma de remuneración al capital natural puesto por el Estado bajo la forma del recurso no renovable. De este tema no se ocupó el fallo del Consejo de Estado. En una próximo entrada nos referiremos a este punto.
 
Nota: una versión editada de este artículo fue publicado en la revista virtual Razón Pública. Puede encontrarse aquí.  




[1] Rosen H y Gayer T.. Public Finance. McGraw-Hill 2010, pag 382.