Amortización de inversiones en exploración y explotación de petróleos y minas

Revista Nº 168 Nov.-Dic. 2011

Michael Anderson-Gómez 

Abogado especialista en temas tributarios y comerciales 

Traductor especializado de documentos legales, 

tributarios, financieros y técnicos 

Aspectos generales de la determinación del impuesto de renta en las actividades de petróleos(*) 

En Colombia, como en otros países, el impuesto de renta grava el enriquecimiento de las personas, medido generalmente como el valor equivalente a los aumentos del patrimonio neto de un año a otro. En particular, bajo el artículo 26 del estatuto tributario colombiano (E.T.), el enriquecimiento gravado o renta líquida gravable se determina como la suma de todos los ingresos ordinarios y extraordinarios realizados en el año menos los costos realizados imputables a los ingresos y menos los gastos realizados en el año.

En el caso de una compañía de petróleos, los ingresos ordinarios se obtienen de las ventas de petróleo y/o gas, y los costos imputables a estos ingresos son los costos totales de producción del petróleo y/o gas (de aquí en adelante se usa la palabra “petróleo” para referirse al petróleo crudo, el gas natural y los demás hidrocarburos naturalmente asociados a estos). Dichos costos comprenden los costos de adquisición de áreas, los costos de exploración y desarrollo, y los costos directos de producción. Entre otras cosas, el estatuto tributario se refiere a estos costos como “inversiones amortizables” (art. 142), tema que desarrollan las páginas siguientes de este artículo.

Amortización de inversiones en petróleos (AIP). Costos y técnica contable

La amortización de inversiones es un procedimiento que busca determinar el valor de los costos imputables a los ingresos por venta de petróleo, por regla general. En otras palabras, por la amortización de inversiones se determina el costo del petróleo vendido en el año.

Según reza el párrafo 12 del pronunciamiento 19, de diciembre de 1977, expedido por la Junta de Normas de Contabilidad de los Estados Unidos (en inglés FAS 19, donde FAS vale por “Financial Accounting Statement”), el costo del petróleo producido por una empresa (que comprende el petróleo vendido en el año y el petróleo que queda almacenado en tanques) comprende la amortización de los costos previos y directos de los pozos perforados y de los costos del equipo e instalaciones relacionados, más los costos directos de producción del petróleo (“production cost” o “lifting cost”). Es decir, la amortización de todos los costos que preceden la perforación de los pozos, de los costos incurridos en la perforación de dichos pozos, de los costos del equipo y las instalaciones de producción, y los costos directos de producción configuran el costo total de producción del petróleo.

Reiteran la anterior definición en términos menos concretos:

— El artículo 66 num. 2 del estatuto tributario, que establece que el costo de los productos de las industrias extractivas comprende los costos de explotación de los productos extraídos en el año y los costos y gastos necesarios para colocarlos en el lugar de expendio, utilización o beneficio; y

— El artículo 142 del estatuto tributario, que define como una de las típicas inversiones amortizables los costos de exploración y explotación de yacimientos de petróleos y otros productos naturales;

Se cita el FAS 19 porque hace parte de un sistema de técnicas de contabilidad que fue desarrollado en los Estados Unidos en el curso de los últimos 50 años (el FAS 19 es uno de muchos pronunciamientos, que incluyen, entre otros, el FAS 69 de 1982 y varios pronunciamientos de la Securities and Exchange Commission, como los ASR 257 y 258 de 1978). En los EE.UU. floreció la industria del petróleo y allí se desarrollaron normas y técnicas de contabilidad para esta industria de rasgos únicos, las cuales fueron también desarrolladas en otros países donde surgió y se desarrolló la industria (como por ejemplo, Rusia, Canadá, Arabia Saudita, Nigeria, Brasil, Noruega y China)(1). El Decreto 2649 de 1993 (sobre normas de contabilidad aplicables en Colombia) no contiene una sola indicación de cómo contabilizar las numerosas y peculiares transacciones propias de la industria del petróleo, pero contiene principios generales de los cuales puede uno inferir que es posible aplicar sistemas técnicos especializados para ciertas industrias. Por ejemplo, el artículo 18 establece que la contabilidad debe diseñarse teniendo en cuenta “las características y prácticas de cada actividad, tales como la naturaleza de sus operaciones”, con el fin de procurar que la información contable reúna las cualidades deseadas. Esta información debe ser comprensible y útil, y debe servir, entre otras cosas, para “conocer los recursos controlados por un ente económico”, “predecir flujos de efectivo”, “tomar decisiones en materia de inversiones y crédito”, y “fundamentar la determinación de cargas tributarias” (arts. 3º y 4º). ¿Cómo puede una compañía petrolera en Colombia llevar una contabilidad que reúna dichas condiciones y cumpla dichos objetivos basada en un decreto que no dice nada sobre una industria especial, y llena de peculiares transacciones? El único artículo del Decreto 2649 que se refiere a las industrias de explotación de recursos naturales es el artículo 65, el cual establece lo siguiente:

— Que “los activos agotables representan los recursos naturales controlados por el ente económico”; y

— Que “la contribución de estos activos a la generación del ingreso debe reconocerse... con base en las reservas probadas mediante estudios técnicos, en las unidades extraídas o producidas, en el término esperado para la recuperación de la inversión o en otros factores técnicamente admisibles”.

En conclusión, por estas normas se infiere que el Decreto 2649 admite que se apliquen técnicas especiales, diseñadas para ciertos negocios de características peculiares. Por tanto, deben aplicarse en Colombia las técnicas de contabilidad propias de la industria del petróleo, las cuales fueron desarrolladas en los Estados Unidos y en muchos otros países.

Finalmente, puesto que nuestro tema es el impuesto de renta, debo decir que el propio estatuto tributario refiere la determinación de las inversiones amortizables en petróleos a la técnica contable. En efecto, bajo el artículo 142 del estatuto tributario, las inversiones amortizables comprenden “los desembolsos efectuados o causados para los fines del negocio o actividad” que, “De acuerdo con la técnica contable, deben registrarse como activos para su amortización en más de un año o período gravable...”. No hay duda de que este artículo define las inversiones amortizables como ciertos desembolsos que se contabilizan para ser amortizados en más de un año, todo ello “De acuerdo con la técnica contable”.

AIP: bienes depreciables y bienes amortizables

Bajo el artículo 142 del estatuto tributario las inversiones amortizables no incluyen los bienes depreciables, el costo de los cuales se deduce “de acuerdo con otros artículos de este capítulo”. El costo de los bienes depreciables se deduce bajo las reglas de depreciación fijadas en los artículos 127 a 141 del estatuto tributario, aplicables a los activos fijos tangibles.

Así, en principio las inversiones amortizables no incluyen la inversión en activos fijos tangibles sino las inversiones en activos “intangibles” únicamente. Estas comprenden el costo de una variada serie de servicios (geología y geofísica, perforación, lodos, perfilajes eléctricos, pesca, cañoneo, etc.) y el de ciertos activos tangibles que quedan incorporados en el resultado material de esos servicios; por ejemplo, la tubería de revestimiento y la de producción que se fijan en los pozos productores hacen parte de los costos “intangibles” de perforación.

Los activos fijos tangibles que se deprecian y no se amortizan incluyen, entre otros, las instalaciones y equipos de producción (líneas de flujo, válvulas, bombas, separadores, tanques, campamentos, etc.), vehículos y oleoductos.

AIP: métodos de contabilidad - formación de la base amortizable

Método del costo total (full cost): en este método el centro de costos lo constituye un país entero (en nuestro caso Colombia) o una región.

El método del costo total (al igual que el de esfuerzos exitosos, definido más adelante) es un método que define cuáles desembolsos deben contabilizarse como activos y en qué tiempo deben descargarse de los activos y cargarse a los resultados de la empresa como costos del período. Este método se basa en el supuesto fundamental de que todos los desembolsos contribuyen a la obtención del petróleo, y por ende exige que todos se capitalicen (es decir que se contabilicen como activos) hasta que este se obtenga, a partir de lo cual se amortizarán como costos del petróleo producido.

De esta suerte, bajo costo total los siguientes desembolsos se capitalizan:

— Costos incurridos para obtener el contrato de E&P (obtener el área donde explorar y producir petróleo), los cuales incluyen costos legales y las sumas pagadas a terceros por la cesión de intereses en un contrato o por el derecho a firmarlo; también incluyen los costos de operación reembolsados al tercero del cual se adquieren los intereses en un contrato de E&P;

— Costos de estudios topográficos, geológicos, y geofísicos, conocidos como costos de geología y geofísica (G&G);

— Costos de perforación de pozos exploratorios, sea que resulten secos o productores de petróleo;

— Costos de perforación de pozos de desarrollo(2).

Los costos directos de producción (los cuales incluyen jornales de los operarios de producción, combustible y depreciación del equipo de producción) no se capitalizan sino que se cargan directamente a resultados como costos del período.

Método de esfuerzos exitosos (successful efforts): en este método el centro de costos no está constituido por un país entero, sino por cada área o prospecto. En Colombia el centro de costos correspondería a cada contrato de exploración y producción que cubra un área determinada.

El método de esfuerzos exitosos se basa en el supuesto de que únicamente ciertos desembolsos contribuyen a la obtención de reservas de petróleo (principalmente aquellos relativos a la perforación de pozos productores).

De esta suerte, bajo esfuerzos exitosos se cargan directamente a resultados (como costos del período) los siguientes desembolsos:

— Costos de topografía, geología y geofísica (G&G);

— Costos de perforación de los pozos exploratorios que resulten secos;

— Costos de perforación de los pozos exploratorios que resulten productivos;

— Costos de perforación de los pozos de desarrollo (aunque resulten secos);

Los costos de obtención del área se capitalizan y se mantienen capitalizados solamente si se encuentra petróleo en el área; si no se encuentra petróleo, o si, por el transcurso del tiempo y por otras razones se reducen las expectativas de encontrar petróleo, los costos de obtención del área se cargan a resultados en todo o en parte.

Al igual que en el método del costo total, los costos directos de producción se cargan directamente a los resultados del período en que se incurren.

AIP: término de amortización fijado en el artículo 143 del estatuto tributario

El artículo 143 del estatuto tributario fija por principio que el término mínimo para amortizar las inversiones de que trata el artículo 142 es de 5 años, a menos que el contribuyente demuestre que “la amortización debe hacerse en un plazo inferior” dada la naturaleza del negocio. Fija este artículo además otro principio: que las inversiones infructuosas deben amortizarse a más tardar “dentro de los dos años siguientes” al año en que se determine su condición de infructuosas.

Teniendo en cuenta lo anterior, cabe afirmar que ni los costos de geología y geofísica ni los costos incurridos en la perforación de un pozo exploratorio seco hacen parte de las inversiones amortizables en un término mínimo de 5 años según los artículos 142 y 143 del estatuto tributario. Podemos decir que son otro tipo de inversiones representadas en costos imputables a la operación de una empresa de petróleos, y que son amortizables en el año en que se incurren y por regla general en un plazo inferior a 5 años.

Respecto de los pozos exploratorios secos cabe decir: que el costo de la perforación se capitaliza a medida que progresan los trabajos, como “obras en curso”; una vez termina la perforación, se evalúan los resultados, y si el pozo está “seco” se abandona y los costos de este se cargan a resultados (si es pozo productor, los costos se capitalizan para amortización). Solamente cuando el pozo queda terminado puede hablarse en propiedad de capitalizar el costo del pozo o cargarlo a resultados si es seco. En este sentido, los pozos exploratorios secos son asimilables a los costos de G&G.

AIP: cambio de un método a otro

Es legítimo que una empresa cambie el método de costo total por el de esfuerzos exitosos. Este cambio no es solo legítimo sino uno que se presenta con frecuencia en la práctica. Es más, la comisión SEC de los Estados Unidos ha prohibido que las compañías hagan el cambio inverso, es decir que cambien de esfuerzos exitosos a costo total. Aparentemente, tampoco podría hacerse tal cambio bajo la anteriormente citada NIIF número 6 (ver segunda nota al pie).

Como puede comprenderse fácilmente, el cambio de costo total a esfuerzos exitosos es un cambio hacia una práctica contable más conservadora, en la que la empresa elimina casi del todo el riesgo de sobreestimar el valor de los activos en el balance: pues realizar el citado cambio es una de las formas de observar el principio de prudencia a que se refiere el artículo 17 del Decreto Reglamentario 2649 de 1993. En el año en que se haga el cambio este debe revelarse en las notas a los estados financieros, y los efectos que produce el cambio en las utilidades (anteriores y acumuladas) deben revelarse igualmente (D.R. 2649, art. 115).

En lo que se refiere a los activos de la empresa, el efecto inmediato del cambio es el de descargar del balance el costo de una serie de inversiones capitalizadas, entre las cuales se encuentra el costo de G&G y el costo de los pozos exploratorios secos. Al descargar el costo de estos activos del balance se carga directamente a los resultados del período en que se produce el cambio, afectando en medida más o menos importante la utilidad de ese mismo período y parejamente la renta gravable de la empresa (o generando una pérdida más o menos importante).

Aunque el contribuyente se cambie al método de esfuerzos exitosos, o aunque siga este método desde el comienzo de su operación, para fines del impuesto de renta el centro de costos consolidado seguirá siendo el país entero, bajo el artículo 159 del estatuto tributario, que reza así:

“... en las inversiones necesarias realizadas en materia de... petróleos, se incluirán los desembolsos hechos tanto en áreas en explotación como en áreas no productoras, continuas o discontinuas”.

AIP: métodos y tiempo de amortización

En las secciones anteriores he comentado los sistemas de determinación de la base amortizable. Es lógico que los desembolsos que no hacen parte de la base amortizable y que fueron cargados a los resultados en el año en que se realizaron, constituyeron deducciones tributarias en dichos años. Lo que queda en la base amortizable es lo que debe amortizarse como inversión bajo las reglas de los artículos 142 y 143 del estatuto tributario fundamentalmente. Se trata de establecer qué métodos puede emplear el contribuyente para amortizar estas inversiones.

En mi opinión, hay dos métodos para amortizar las inversiones para fines del impuesto de renta: el método de “unidades de producción”, y el método de “línea recta”. En principio, ninguno de los dos métodos autoriza al contribuyente a amortizar las inversiones en un período inferior a 5 años.

El método de las unidades de producción es el método establecido por la técnica contable (por ejemplo, bajo el FAS 19), y por tanto debe ser aceptado sin reservas. Recuérdese que el artículo 142 del estatuto tributario dice que las inversiones amortizables son aquellos desembolsos que deben capitalizarse para ser amortizados en más de un año, de acuerdo con la técnica contable. Pues bien, bajo el método de las unidades de producción el contribuyente asigna a cada unidad de petróleo producida (barriles para el crudo, pies cúbicos para el gas) el costo por unidad, determinado como la relación entre el valor total de los costos de exploración y desarrollo y el número total de unidades de petróleo situadas en el yacimiento, de acuerdo con el último informe geológico de reservas. Fijado así el costo total del petróleo producido en el año, este costo se distribuye entre el petróleo vendido en el año y el petróleo que queda almacenado en tanques. El costo del petróleo vendido constituye naturalmente la deducción tributaria por amortización de inversiones.

El método de línea recta está fijado por la ley, en particular por el artículo 143 que dice que “la amortización de inversiones se hace en un término mínimo de 5 años”. A primera vista, el artículo 143 no fija un método de amortización, simplemente fija un plazo. Pero esta norma establece claramente el derecho de amortizar las inversiones en el plazo mínimo de 5 años. Y lo más sensato es pensar que la amortización a tasas fijas del 20% anual cumple a cabalidad lo que establece el citado artículo 143.

El Decreto Reglamentario 187 de 1975 (art. 69) desarrolló esta idea germinal de la línea recta, estableciendo que “las empresas petroleras... pueden solicitar la deducción por amortización de las inversiones señaladas en el artículo 142 del estatuto tributario en un término de 5 años por partes iguales”. El reglamento, con un sentido práctico (y por lo tanto de modo legal, ya que el fin del reglamento es facilitar la aplicación de la ley) autorizó el empleo del método de línea recta en un término de 5 años, por partes iguales. Es decir, autorizó a los contribuyentes a amortizar las inversiones a una tasa del 20% anual. Si está autorizada la tasa invariable del 20% anual, naturalmente quedan autorizadas todas las tasas invariables que estén por debajo del 20% anual, porque si se puede hacer lo más, se puede hacer lo menos. Y una tasa fija anual del 17% cumpliría la previsión del artículo 143, ya que las inversiones se amortizarían en poco menos a 6 años(3).

Disiento de la opinión que sostiene que el Decreto 187 de 1975 obliga a todo el mundo a usar una tasa fija del 20% anual. Este decreto sencillamente provee un método expedito para obtener el beneficio del artículo 143 del estatuto tributario, que es el de amortizar las inversiones en un mínimo de 5 años. Además, el decreto fija la tasa del 20% como una opción del contribuyente. Quien no acepte esto desconoce el valor de la palabra pueden que contiene ese decreto.

Cambio de método. Puede cambiarse de método (de unidades de producción a línea recta o viceversa) “por una sola vez, con autorización de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales” como establece el artículo 162 del estatuto tributario.

Este artículo 162 se refiere a las deducciones establecidas para las empresas de petróleos que operen bajo contratos vigentes al 28 de octubre de 1974 (de concesión o de asociación) o que exploten petróleo de propiedad privada; dichas deducciones (conocidas como deducciones por agotamiento) se determinan también bajo el método de unidades de producción o con base en un porcentaje fijo. De ello se sigue que la opción de cambiar que establece el artículo 162 es aplicable por analogía a la amortización de inversiones que venimos comentando.

Y entonces procede confirmar que la amortización de inversiones (E.T., arts. 142, 143 y 159) es aplicable a las empresas que operen bajo contratos de asociación suscritos después del 28 de octubre de 1974; a las que operen bajo contratos establecidos antes de esa fecha, o que exploten petróleo de propiedad privada, se aplican las deducciones especiales (principalmente por agotamiento) que rigen los artículos 160 a 166 del estatuto tributario.

AIP: amortización de inversiones en áreas abandonadas contra ingresos obtenidos en la enajenación de intereses en otras áreas

En mi opinión, es razonable pensar que la ley garantiza el derecho de los contribuyentes a amortizar inversiones en áreas abandonadas contra ingresos obtenidos por la enajenación de intereses en otras áreas.

La formulación contenida en el estatuto tributario es muy escasa para resolver esta cuestión. En principio, bajo el artículo 90 del estatuto tributario se pensaría en principio que un contribuyente no puede amortizar inversiones hechas en áreas abandonadas contra los ingresos o la utilidad obtenidos en la venta de intereses en otras áreas. El artículo 90 establece que la renta bruta proveniente de la enajenación de activos equivale a la diferencia entre el precio de la enajenación y el “costo del activo enajenado”. Y parece claro que las inversiones hechas en áreas abandonadas no son costo directo del interés enajenado en otra área.

Sin embargo, esta solución choca con la lógica y la justicia, y hasta cierto punto, con los principios reflejados en los artículos 142 y 159 del estatuto tributario. El artículo 142 define las inversiones amortizables como aquellos desembolsos que deben ser capitalizados para su amortización de acuerdo con la técnica contable. Y el artículo 159 establece que las inversiones amortizables deben incluir todos los desembolsos, ya sean realizados en áreas en explotación como en áreas no productoras. Es decir, no hay ninguna duda de que las inversiones hechas en áreas abandonadas (inversiones infructuosas) pueden amortizarse contra rentas obtenidas por el contribuyente en “otras explotaciones productivas de la misma naturaleza”.

Resalto la frase final del artículo 69 del Decreto 187 de 1975, ya citado. Nótese que la palabra renta que aparece en esta norma comprende no solamente las rentas ordinarias (es decir, las rentas por ventas de petróleo en nuestro caso) sino también las rentas obtenidas en la enajenación de activos “fijos”. Nótese, además, que se tiende a clasificar el interés que posee una compañía en un contrato de E&P como activo fijo, ya que es un activo que, en principio, no se enajena en el giro ordinario de los negocios del contribuyente (E.T., art. 60). Pero yo pondría en tela de juicio esa clasificación, y me atrevo a sugerir que un interés en un contrato de asociación es un activo semifijo o un activo del todo movible para una empresa petrolera. La razón es muy sencilla, y resulta de la naturaleza propia de esta peculiar industria. El interés en un contrato de asociación es el título normal que posee la compañía para hacerse al petróleo; y este interés es uno que las compañías compran y venden frecuentemente: por la necesidad de diluir el riesgo, por la necesidad de levantar capital, y por otros factores, los intereses en los contratos petroleros cambian de manos todo el tiempo. Es algo propio del “giro ordinario de los negocios” de una compañía petrolera adquirir y enajenar intereses en áreas de exploración. Esos intereses representan, actual o potencialmente, inventarios de petróleo.

Por lo anterior, yo pensaría que los artículos 142 y 159 del estatuto tributario, y el artículo 69 del Decreto 187 de 1975, autorizan a las compañías petroleras a agrupar (como en el método del costo total) todos los costos incurridos en Colombia para ser amortizados contra cualquier fruto rendido por sus operaciones en el país. Dichos frutos incluirían naturalmente los ingresos provenientes de la enajenación de intereses en contratos de asociación.

Además de lo anterior, puede tomarse la siguiente posición si el contribuyente sigue el método de costo total al tiempo en que enajena el interés en un contrato de asociación. En primer lugar, tenemos la venta de un activo concreto, el interés en el contrato, con su propio precio, costo y utilidad. En segundo lugar, en el año en que vende el interés en el contrato, el contribuyente cambia de método de contabilidad, a esfuerzos exitosos. Al cambiar de método, el contribuyente se verá obligado a descargar las inversiones en áreas abandonadas de su balance, absorbiendo en parte o totalmente la utilidad en la enajenación del interés, e incluso (si las inversiones en las áreas abandonadas exceden la utilidad en la enajenación del interés y otras rentas obtenidas en el año) declarando una pérdida fiscal por el año en cuestión. Si se presenta este último caso, el contribuyente podrá amortizar la pérdida fiscal (reajustada) contra rentas que obtenga en los 5 años siguientes (E.T., art. 147).

Amortización de inversiones en minería (AIM). Determinación del impuesto de renta

Baste por ahora decir escuetamente que en el caso de las compañías mineras se aplican (mutatis mutandis) los principios anteriormente expuestos dado que la determinación del impuesto de renta de una compañía minera es similar a la de una compañía petrolera: los costos de la compañía minera son similares a los de una compañía petrolera, y en el caso de la minera la base amortizable se determina y la amortización de los costos en ella incluidos se hace bajo las reglas fijadas en los artículos 142 y 143 del estatuto tributario y bajo lo que prescriba la correspondiente “técnica contable”, tal y como se hace en el caso de la petrolera.

(*) La primera versión de este artículo se publicó en el libro Temas Mineros y Petroleros, del Colegio de Abogados de Minas y Petróleos, Tercer Mundo Editores, octubre de 1995.

(1) Según lo expresado aquí, para fines tributarios en Colombia las petroleras tienen y han tenido el derecho de aplicar normas de contabilidad desarrolladas en los Estados Unidos (los US GAAP) o en otros países —a falta de normas colombianas—. Pero hoy, en el 2011, estas compañías ya están aplicando a nivel corporativo las normas internacionales de información financiera (NIIF o IFRS, en inglés), y pronto tendrán que hacerlo en Colombia.

(2) Bajo la NIIF número 6, se limita el uso del método del costo total y se admite por principio solamente durante la fase de “exploración y evaluación de activos minerales”.

(3) En el Concepto 61338 de 1999, la DIAN sostuvo que el inciso 1º del artículo 69 del Decreto Reglamentario 187 de 1975 fue (tácitamente) derogado por el artículo 41 de la Ley 488 de 1998, norma que, con variaciones, rige aún en la forma del actual artículo 143 del estatuto tributario. Aun si eso fuera cierto (lo cual dudo), el principio de la tasa fija admisible del 20% o tasa fija menor se infiere a mi juicio directamente del citado artículo 143.