Por medio de la Ley 1819 de 2016, el Congreso aprobó la reforma tributaria que prometía ser estructural y, además, traer al país las tendencias globales en tributación, en particular aquellos lineamientos establecidos por los países desarrollados y la OCDE. Este es un breve análisis del impacto de esta normatividad en el sector de Oil & Gas

alejandro posada colombia energiaAlejandro Posada Zabala Gerente | PwC Servicios Legales y Tributarios Oil & Gas & Mining

La reforma recoge modificaciones importantes que impactan las operaciones de las empresas del sector hidrocarburos de Colombia.

En algunos casos, a través beneficios tributarios con mejoras en el flujo de caja, así como cambios significativos en lo que atañe a la amortización de inversiones, amén del aceleramiento de la transición para que el resultado fiscal tome como base la realidad contable, la cual en este momento parte de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). No obstante, queda un sabor agridulce en tanto algunas de las normas de la reforma tributaria son contrarias a la atracción de inversión local y extranjera, lo cual se vuelve particularmente relevante en el sector de hidrocarburos, por cuanto la volatilidad de los precios en el crudo, conllevan a que los jugadores de dicho sector vean con mayor recelo las altas cargas tributarias que pueden impactar sus resultados financieros en Colombia. Estos cambios normativos se producen en un momento en el que los mercados indican que hay un repunte del precio de ciertos commodities, como el carbón, el níquel y el oro, así como cierta estabilidad en el precio del petróleo.

A continuación, explicaremos los principales aspectos de la reforma tributaria que afectan al sector de los hidrocarburos en Colombia.

Imposición directa

El CREE era un impuesto redundante, y que más que generar un beneficio por la eliminación de cargas a seguridad social y a aportes parafiscales, generaba mayores costos de cumplimiento y falta de certeza en la aplicación de las normas que lo regulaban.

Dicho impuesto es eliminado, motivo por el cual hay un incremento en las tarifas del impuesto sobre la renta y complementarios. A nivel consolidado, sin considerar el impuesto a los dividendos, las tarifas serían menores para contribuyentes personas jurídicas o sucursales de sociedades extranjeras. Estas últimas, como se sabe, representan a la gran mayoría de actores en la industria de la exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia. A continuación, mostramos un efecto comparado de las tarifas antes de la reforma y con la reforma tributaria:

En tanto parece que existe una disminución en las tarifas, el efecto debe tener en cuenta que se estableció también un impuesto a los dividendos, el cual se explicará más adelante.

El mantenimiento de una tarifa preferencial (superior en cinco puntos a la anterior pero aun así inferior a la tarifa ordinaria), para las sociedades y sucursales de sociedad extranjera localizadas en zonas francas, constituye un apoyo fundamental para la inversión de la exploración costa afuera, cuyo marco normativo está representado fundamentalmente por los Decretos 2682 de 2014, y 2129 de 2015.

Impuesto a los dividendos

Hasta el año 2016, las distribuciones de dividendos realizadas por parte de sociedades colombianas o de sucursales de sociedad extranjera a sus casas matrices/ principales ubicadas en el exterior, sólo eran gravadas en el momento de su distribución, si la respectiva utilidad no había sido gravada en cabeza de la sociedad/sucursal al momento de la percepción.

La reforma tributaria adoptó un impuesto del 5% para la distribución de dichos dividendos a sociedades ubicadas en el exterior, bien si las correspondientes utilidades han sido o no gravadas en cabeza de la sucursal o sociedad extranjera. Este gravamen solo recaerá sobre utilidades obtenidas a partir del año 2017.

Con respecto a las utilidades que no fueron gravadas, se impone un primer impuesto del 35% al momento de la distribución, y al resultado de utilizar dicha tarifa, se aplica una tarifa del 5%. En uno y otro caso, la implementación de estas alícuotas dependerá del efecto de los Convenios para Evitar la Doble Imposición cuando sean aplicables.

Transición acelerada a la aplicación de NIIF

para efectos fiscales e impactos de las normas contables en el impuesto sobre la renta Uno de los grandes cambios de la reforma tributaria es el adelanto del fin de la transición para que NIIF represente la base fiscal en materia de impuesto de renta, lo cual implica modificaciones importantes en temas como, la depreciación de activos fijos, que bajo NIIF suelen tener vidas útiles más amplias que aquellas que habían sido previstas hasta el año 2016, a lo cual cabe agregar las excepciones que la propia Ley 1819 de 2016 estableció en materia de ingresos, costos, gastos y patrimonio. De todas formas, se debe tener en cuenta que el artículo 137 del Estatuto Tributario estableció topes máximos de depreciación anuales para efectos fiscales, los cuales van del 2,22% al 20%, y que el Gobierno puede reglamentar los topes máximos para cada tipo de activo dentro de los límites mencionados. Por el momento, y sin perjuicio del régimen de transición, será aplicable la tabla con alícuotas máximas por clase de activo que está prevista en esa misma norma.

La amortización de activos intangibles, también sufrió cambios importantes para el sector de hidrocarburos. En particular, se debe tener en cuenta lo siguiente:

  • La amortización tendrá, generalmente, que realizarse por medio del método de unidades de producción para inversiones que se efectúen a partir de 2018. Entre tanto, el método para las inversiones de evaluación y exploración a realizarse durante los años 2017 a 2027 será el de línea recta por un plazo de cinco años.
  • Se modifica la norma sobre la infructuosidad que ya no alude genéricamente a inversiones, sino a minas o yacimientos, lo cual en la práctica puede implicar que aun cuando un pozo no sea exitoso la amortización de la inversión en el mismo no sea susceptible de castigo, en tanto que la infructuosidad se predicaría de todo el yacimiento.
  • Se establecen normas de transición para la amortización de inversiones efectuadas antes de 2017, en cuyo caso el antiguo artículo 143 del Estatuto Tributario aplicará en lo pertinente.

Por último, vale la pena mencionar que varias empresas del sector hidrocarburos tienen como moneda funcional bajo NIIF el dólar americano. No obstante, para efectos fiscales, el artículo 868-2 del E.T. establece (en realidad ratifica) que la información financiera, se debe llevar en pesos colombianos, desde el momento de su reconocimiento inicial y posteriormente.

Tratamiento de los servicios de sísmica y geofísica

 Es común que servicios de sísmica y geofísica, incluyendo su interpretación y lectura, sean contratados con partes residentes en el extranjero. Hasta el año 2016, estos servicios estaban sujetos a retención en la fuente del 10% sin importar que fueran prestados en Colombia o en el exterior, e IVA del 16%, únicamente si: i) el lugar de su prestación era Colombia, o ii) pese a ser prestados en el exterior, existía alguna transferencia de conocimiento.

La reforma tributaria establece que la remuneración por tales servicios estará sujeta a retención en la fuente del 15% e IVA del 19% (la nueva tarifa general de IVA según la Ley 1819 de 2016), sin importar el lugar de su prestación pero siempre y cuando se consuma en Colombia.

Esta medida encarece la importación de servicios desde el exterior, sobre todo por la extendida costumbre comercial de que la remuneración por tales servicios es libre de impuestos.

Vale la pena también mencionar también que en el pasado existía la duda sobre si el costo de estas partidas propias de la etapa exploratoria debía ser capitalizado para ser deducido vía amortización o si era posible considerarlo como un gasto del período, ya que en realidad de dichos servicios no era predicable con algún grado certeza si se iban a obtener o no ingresos futuros.

La reforma tributaria da por terminada esta controversia, al incluir el artículo 74-1 del E.T. dentro del cual menciona que dentro de los gastos que se deben capitalizar obligatoriamente se encuentran los “estudios sísmicos, topográficos, geológicos, geoquímicos y geofísicos, siempre que se vinculen a un hallazgo del recurso natural no renovable”. Este tratamiento riñe con las normas contables, ya que bajo NIIF este tipo de gastos normalmente no se capitalizan, lo cual llevará a diferencias entre la contabilidad y lo fiscal, y una mayor complejidad para efectos del cumplimiento de las obligaciones tributarias.

Pérdidas fiscales

Las pérdidas fiscales no tenían un plazo para su compensación en el impuesto sobre la renta hasta el año 2016. A partir del año 2017, se establece un plazo de máximo doce años para estos efectos.

No obstante, dicha limitación sólo opera para pérdidas obtenidas a partir del año 2017, las pérdidas de años anteriores se mantienen sin limitación para su compensación.

Esta limitación puede convertirse en un costo no susceptible de ser recuperado para las empresas de la industria de hidrocarburos, cuyo tiempo de maduración de sus inversiones en algunas ocasiones puede exceder los doce años.

La tributación indirecta Como es bien sabido, la tarifa general del IVA se incrementa del 16% al 19%.

Venta de crudo para refinación

Hasta antes de la Ley 1819 de 2016, la venta de crudo para refinación se encontraba excluida del impuesto sobre las ventas (IVA).

Dicha exclusión es eliminada, lo cual implica que a partir del año 2017, cuando se venda este tipo de producto se debe facturar el respectivo IVA a la tarifa general, pero a su vez permitirá que los productores del crudo puedan recuperar el IVA pagado para la producción de dicho producto a través del mecanismo de descuento tributario, en sus declaraciones de IVA, lo cual de hecho puede permitir una mejora en los flujos de caja. Bajo el esquema anterior, el IVA se recuperaba vía deducción de los IVA pagados como costo, lo cual sólo se hacía efectivo cada año al presentar la respectiva declaración del impuesto sobre la renta del correspondiente año gravable.

Incentivos En un intento por estimular las inversiones en el sector, la reforma tributaria incluyó algunos incentivos los cuales resumimos a continuación:

  • Certificado de Reembolso Tributario (CERT)

Este es un beneficio para aquellas empresas que incrementen su inversión en la exploración de nuevas reservas de hidrocarburos, la incorporación de nuevas reservas recuperables, y la adición de nuevas reservas probadas. El beneficio consiste en el otorgamiento de un CERT, el cual puede ser usado para pagar impuestos administrados por la DIAN, o también puede ser vendido a otros contribuyentes. Este incentivo sólo estaría disponible para compañías que operen costa adentro.

  • Devolución de IVA

  Se trata de un incentivo sólo disponible para la industria de exploración costa afuera. Permite que las compañías puedan pedir en devolución el IVA pagado a proveedores de bienes y servicios en relación con la exploración, dentro del año siguiente a su obtención. •

ZOMAC (zonas más afectadas por el conflicto)

 En aras de apoyar el posconflicto, se otorgan beneficios tributarios para empresas que tengan su domicilio principal y desarrollen toda su actividad en las zonas más afectadas por el conflicto armado (tarifa progresiva en el impuesto sobre la renta). Además de eso, se otorgan también beneficios para aquellas empresas con ingresos iguales o superiores a 33,610 UVT en el respectivo año gravable, que pese a no estar domiciliadas en dichas zonas, realicen inversiones dentro de las mismas. En este caso, el beneficio consiste en que 50% del impuesto a cargo de un año gravable puede ser pagado por medio de inversiones en proyectos de trascendencia social en dichas zonas, previa aprobación de la Agencia para la Renovación del Territorio, y con el visto bueno previo del Departamento Nacional de Planeación (DNP). Lo anterior posibilita recuperar como deducción, contra el impuesto de renta, lo invertido en proyectos de infraestructura, vía la amortización de la inversión.

 Desafortunadamente, aunque parecería que las empresas dedicadas a la industria de los hidrocarburos no tienen acceso a ninguno de estos incentivos, es posible que mediante un decreto aclaratorio se interprete que la exclusión aplica únicamente para la tarifa progresiva, más no para la posibilidad de pagar parte del

impuesto sobre la renta a través de inversiones en las ZOMAC o la recuperación de una parte de este gravamen con lo invertido en proyectos de infraestructura.

Conclusiones

La Ley 1819 de 2016 constituye el cuerpo normativo que en los últimos veinte años ha tenido un foco más intenso en regular la exploración y explotación de hidrocarburos. En ese sentido, es loable que se hubiera hecho un esfuerzo para adoptar normativas más detalladas sobre esta industria que a la postre derive en reglas de juego más claras para sus actores y el mercado.

La reforma tributaria trae importantes beneficios específicos para la industria de los  hidrocarburos con respecto de los cuales esperamos mayor regulación, así como incentivos para la actividad exploratoria. Resalta, en particular, que para que la devolución de IVA offshore se convierta en un verdadero incentivo para que las empresas continúen en Colombia y mejoren sus flujos de caja, se deberían tener en cuenta los saldos a favor generados con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley 1819 de 2016.

Los efectos de la convergencia a NIIF para efectos fiscales presentan grandes retos para las empresas locales. Debido a lo anterior es importante que se haya establecido un régimen de transición al respecto. Llama la atención, en todo caso, que no se tuvieran en cuenta diferencias frente a NIIF tan importantes, como la no capitalización de los gastos de sísmica y geología.

Por último, vale la pena mencionar que en un país altamente dependiente de los commodities y de la importación de capital extranjero, el establecimiento de normas que castigan dichas inversiones, como la imposición de un impuesto a los dividendos, podría desmotivar la inversión extranjera en el país.

Existen todavía muchos temas aún por regular y aclarar a partir de la Ley 1819 de 2016. Pero es evidente que el nuevo marco normativo para la industria ofrece cierta estabilidad y transmite la intención del Estado de apoyar a una industria que aún no abandona la crisis de precios. El éxito de estas disposiciones será medido por su eficacia, así como por la voluntad estatal para que funcionen y sean aplicadas con equidad y justicia pero, sobre todo, por su estabilidad en el tiempo habida cuenta de la enorme volatilidad legal que impera en Colombia.