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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.  

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