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Timestamp: 2018-12-15 11:51:22
Document Index: 379818570

Matched Legal Cases: ['artículo 48', 'Artículo 48', 'artículo 50', 'Artículo 50', 'artículo 83', 'artículo 1', 'artículo 53', 'artículo 53', 'artículo 50', 'Artículo 50', 'artículo 53', 'artículo 10', 'Artículo 10', 'artículo 50', 'artículo 53', 'artículo 8', 'Artículo 8', 'artículo 48', 'Artículo 48', 'artículo 50', 'Artículo 50', 'artículo 7', 'artículo 9', 'artículo 17', 'artículo 24', 'artículo 15', 'artículo 21', 'artículo 7', 'artículo 11']

Tratamiento tributario de las inversiones realizadas en un Lote dado de suelta cuando el contratista tiene más de un Lote en etapa de exploración - El Cristal Roto
by El Cristal Roto on Oct 28, 2016 • 15:19 No hay comentarios
Carla Giovanna Peirano Castañeda[1][2]
El tema que comentaremos en las siguientes líneas se origina en el análisis de un caso que ciertamente puede configurarse en la realidad.
En efecto, de acuerdo con información obtenida en el portal web de PERUPETRO S.A.[3], en la actualidad existen veintitrés (23) contratos de servicios o licencia para la extracción de hidrocarburos celebrados al amparo de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH)[4], y uno (1) de operaciones celebrado al amparo del Decreto Ley N° 22774 – que aprobó las bases generales para los contratos petroleros en operaciones de exploración antes de la LOH.
De acuerdo con la estadística revisada en el portal de PERUPETRO, podemos observar también que existen varios casos en que un mismo contratista mantiene suscritos dos contratos en dos Lotes diferentes. Esto es posible porque las normas no contienen limitaciones al respecto, pudiendo ocurrir que un mismo contratista suscriba contratos en dos, tres o más Lotes a la vez.
Justamente nuestro caso presupone una situación como la descrita, en la que nuestro contratista mantiene suscritos al menos dos contratos – supongamos que ambos de licencia – y se ha mantenido realizando actividades de exploración en ambos lotes por largos periodos de tiempo, sin haber efectuado un descubrimiento comercial. Siendo ello así, decide dar de suelta total (devolver al Estado) uno de los lotes en el que ha invertido fuertes sumas de dinero, siguiendo el procedimiento establecido en el contrato.
¿Qué pasará con esta inversión? ¿Cómo podría recuperarla si no ha efectuado un descubrimiento comercial que le permita obtener ingresos? ¿Podría eventualmente compensarla con ingresos provenientes de otro tipo de actividades, relacionadas o no, con la exploración o explotación comercial del lote?
Estas son algunas de las interrogantes que pretendemos responder a lo largo de este trabajo. Como es evidente, será preciso revisar y analizar no sólo la normativa tributaria, sino también – y de manera muy importante – la legislación en materia de hidrocarburos.
Empecemos por las normas que regulan las actividades de hidrocarburos en nuestra país: la LOH y sus normas reglamentarias.
De acuerdo con lo dispuesto por la LOH, los hidrocarburos[5] “in situ” son de propiedad del Estado, confiriéndose tal título a PERUPETRO S.A. para el caso de los hidrocarburos ya extraídos con el fin de que esta entidad pueda celebrar con los particulares las siguientes modalidades contractuales:
– Contratos de Servicios:
Definidos por la LOH como aquellos celebrados por PERUPETRO S.A. con el contratista para que este ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación, o explotación de hidrocarburos en el área del contrato, recibiendo una retribución en función a la producción fiscalizada[6].
Como podemos ver, lo relevante de un contrato de servicios, en contraste con la segunda modalidad contractual que exponemos a continuación (el contrato de licencia), es que la propiedad de los hidrocarburos extraídos se mantiene en manos de PERUPETRO S.A. El contratista en este caso, sólo recibe una retribución por la prestación de un servicio (justamente, el servicio de extraer los hidrocarburos del suelo).
En la actualidad sólo existen tres (3) contratos de servicio vigentes, en los Lotes I, V y IX (ubicados en el zócalo) que datan de los años 1991 y 1993, según información obtenida del portal de PERUPETRO S.A.
– Contratos de Licencia:
Están definidos en la LOH como aquellos celebrados por PERUPETRO S.A. con el contratista, por el cual este último obtiene la autorización de explorar y explotar, o explotar hidrocarburos en el área del contrato. En mérito de este contrato, PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de los hidrocarburos extraídos al contratista, quien debe pagar una regalía al Estado.
Bajo esta figura contractual, el contratista es libre de comercializar los hidrocarburos extraídos, toda vez que la propiedad de los mismos le ha sido concedida por PERUPETRO S.A.
La regalía que ha de ser pagada se determinará de acuerdo con la extracción de hidrocarburos fiscalizada en el denominado “punto de fiscalización”[7].
En la actualidad existen veinte (20) contratos de licencia que se encuentran en etapa de explotación comercial.
Ahora bien, también es importante mencionar que en cualquiera de los dos escenarios, los contratos pueden encontrarse en etapa de exploración o de explotación.
Al respecto, la LOH señala que, en general, los contratos contemplarán las dos fases, salvo que en el Lote ya se hubieren encontrado reservas probadas con anterioridad a la suscripción del contrato con el contratista, en cuyo caso el contrato tendrá una sola fase, la de explotación.
A continuación destacamos los aspectos más importantes de ambas fases, que incidirán posteriormente en el desarrollo de nuestro caso concreto.
2.1 Etapa de Exploración.-
Para la fase de exploración, la LOH contempla un plazo máximo de siete (7) años contados a partir de la fecha efectiva establecida en cada contrato. Vencido dicho plazo sin que el contratista haya efectuado una Declaración de Descubrimiento Comercial, el contrato termina de manera automática.
En casos excepcionales, la mencionada norma establece la posibilidad de extender el plazo por tres (3) años adicionales, siempre que el contratista haya cumplido de manera estricta con el programa mínimo garantizado previsto en el contrato, y que además se comprometa a la ejecución de un programa de trabajo adicional que justifique la extensión del plazo. Adicionalmente deberá garantizar esto con una fianza.
En general, los programas mínimos que el contratista se obliga a realizar al amparo de un contrato de licencia, incluye las siguientes operaciones (todas ellas efectuadas por su propia cuenta y riesgo)[8]:
– Estudios geológicos y geofísicos, petrofísicos e integrales del área del contrato.
– Registro, procesamiento e interpretación de determinada cantidad de líneas sísmicas.
– Reprocesamiento de líneas sísmicas ya existentes.
– Reparación de instalaciones (si estas ya existieran).
– Pruebas de producción en pozos ya existentes
– Perforación de pozos exploratorios.
Estas inversiones sólo son un ejemplo del trabajo mínimo que el contratista se compromete a efectuar en el área del contrato. La realidad, sin embargo, ha demostrado que la inversión en exploración de lotes de hidrocarburos supera muy de lejos este programa mínimo (como veremos más adelante).
Justamente por este motivo, y al no existir seguridad sobre el éxito o fracaso del proyecto que ha emprendido el inversionista, resulta importantísimo garantizar que las reglas de juego sobre la recuperación de esta inversión van a mantenerse estables a lo largo de toda la vida del contrato.
Esta garantía ha sido incorporada a los contratos en la forma de “estabilidad tributaria”[9], que en la práctica está diseñada sobretodo para la determinación del Impuesto a la Renta de los contratistas[10].
De este modo, la LOH dispone en su artículo 48° lo siguiente:
“Artículo 48°.- Los contratistas estarán sujetos al régimen tributario común del Impuesto a la Renta, a las normas específicas que en esta Ley se establecen y se regirán por el régimen aplicable vigente al momento de la celebración del contrato”.
Teniendo en cuenta que cada contrato está referido a un solo lote, resulta evidente que la determinación del Impuesto a la Renta deberá efectuarse por cada uno de ellos de manera independiente. Así lo dispone justamente la LOH, pero también señala que deben separarse los resultados en función a la actividad a la que se encuentren asociados.
En efecto, el artículo 50° de la LOH establece lo siguiente:
“Artículo 50°.- Los contratistas que realicen actividades de exploración y explotación, o explotación de hidrocarburos en más de un área de contrato y que además desarrollen otras actividades relacionadas con petróleo, gas natural y condensados y actividades energéticas conexas a las de hidrocarburos, determinarán los resultados de cada ejercicio en forma independiente por cada área de contrato y por cada actividad para los efectos del cálculo del Impuesto a la Renta”.
El desarrollo de los tipos de actividades que pueden ser desarrolladas al amparo de un contrato para la exploración o explotación de hidrocarburos, ha sido incluido en el “Reglamento de la Garantía de Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la LOH” (en adelante, el Reglamento)[11],[12].
De acuerdo con el Reglamento, las actividades desarrolladas por el contratista, para efectos tributarios, deben ser clasificadas como sigue:
– Actividades del Contrato:
Definidas como las actividades de exploración o explotación propiamente dichas, efectuadas en ejecución de un contrato.
Al respecto, el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos[13] señala en su artículo 83° a las siguientes como actividades propias de la fase de exploración, indicando que el listado tiene carácter referencial, mas no limitativo:
a) Estudios Geofísicos (Magnetometría, Gravimetría, Sísmica).
b) Estudios de Sensores Remotos (fotos aéreas, imágenes satelitales, radar aéreo, etc).
c) Estudios Geoquímicos.
d) Estudios Geológicos.
e) Perforación y Completación de Pozos.
f) Pruebas de producción.
Continúa la LOH precisando que dentro de las “Actividades del Contrato” se incluye a las actividades complementarias a las de exploración y explotación, requeridas para llevar a cabo la ejecución del contrato, en tanto no generen ingresos para el contratista[14], así como los ingresos de carácter eventual, los cuales deberán ser calificados por la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria.
– Actividades Relacionadas:
Definidas como aquellas actividades relacionadas con petróleo, gas natural y condensados, y las actividades energéticas conexas a las de hidrocarburos.
No existen en la legislación mayores alcances sobre la definición de las “actividades relacionadas” y su diferencia con aquellas denominadas “complementarias” (consideradas como actividades del contrato).
La diferenciación entre ambas cobra especial importancia en relación con el alcance de la estabilidad tributaria. En efecto, de conformidad con lo dispuesto por la LOH, la estabilidad tributaria sólo alcanza a las actividades del contrato y las actividades complementarias a estas.
No estarían incluidas las actividades relacionadas, por lo que se justifica la determinación de sus ingresos y gastos de manera separada. No obstante ello, en lo que respecta a la compensación de pérdidas tributarias, la propia LOH permite la compensación entre actividades del contrato, complementarias y relacionadas.
En nuestra opinión, una actividad relacionada podría ser la generación de energía, el transporte o almacenamiento de hidrocarburos.
Finalmente, de acuerdo con lo dispuesto por la LOH, el contratista puede también desarrollar “otras actividades”, definidas como aquellas no incluidas como actividades del contrato, complementarias o relacionadas.
Resulta claro, pues, que a estas actividades no les alcanza la estabilidad tributaria; y los resultados negativos provenientes del desarrollo de las mismas, no serán compensables con aquellos producto de las actividades del contrato, complementarias o relacionadas.
Es decir que, si el contratista de un lote petrolero en etapa de exploración, a su vez realiza la venta de un activo (por ejemplo, un inmueble), la ganancia proveniente de esta última operación tributará el Impuesto a la Renta, aun cuando en la actividad propia del contrato (la exploración) sólo hubiera generado pérdida tributaria.
Justamente a raíz de este último comentario, mucho se ha discutido sobre la naturaleza de una operación como la “venta” del lote, es decir, la cesión de posición contractual en el contrato de licencia[15], que el contratista pudiera efectuar al perder interés en seguir desarrollando actividades de exploración.
La respuesta no está en la legislación sobre hidrocarburos, ni en la tributaria. Tampoco existen pronunciamientos de la Administración Tributaria o del Tribunal Fiscal al respecto.
Si bien este tema en concreto no es materia del presente trabajo en estricto, vale la pena señalar que en nuestra experiencia profesional hemos visto diferentes tratamientos aplicados para este tipo de ingresos. En algunos casos, han sido considerados como ingresos provenientes del desarrollo de actividades relacionadas, con lo cual, la pérdida tributaria de las actividades del lote, fue compensada con esta ganancia.
No obstante ello, existe también en el medio una posición bastante más conservadora, según la cual, el ingreso proveniente de la cesión de posición contractual constituiría una ganancia originada en la realización de otras actividades, no pudiendo compensar la pérdida tributaria generada en las actividades del contrato.
El tema, sin embargo, aún está abierto a la interpretación, mientras no exista un pronunciamiento firme al respecto.
2.2 Etapa de Explotación.-
Habiendo hecho este mapeo general sobre los contratos en etapa de exploración, vale preguntarse cuándo se considera que esta etapa ha llegado a su fin, iniciándose así, la etapa de explotación del lote.
En este punto es pertinente distinguir dos escenarios, dependiendo de si el contratista ha efectuado o no un descubrimiento comercial de hidrocarburos en el lote.
Si el contratista ha realizado un descubrimiento de hidrocarburos no comercial, la LOH establece la posibilidad de retrasar el inicio de la etapa de explotación, cuando dicho descubrimiento no sea comercial exclusivamente por razones de transporte. Este periodo de retraso se conoce como “periodo de retención”, y puede durar como máximo cinco (5) años[16].
Ahora bien, si el contratista ha efectuado un descubrimiento de hidrocarburos de carácter comercial, al día siguiente de la declaración efectuada ante PERUPETRO S.A. se da inicio a la fase de explotación.
No obstante ello, es lógico pensar que antes de iniciar la extracción comercial del hidrocarburo descubierto, el contratista debe efectuar trabajos en el lote que justamente le permitan producir. Por ejemplo, deben realizarse trabajos de completación de pozos (recordemos que hasta ahora sólo se han perforado pozos exploratorios y/o confirmatorios, pero esta perforación no significa que dichos pozos se encuentren en condiciones para la extracción del hidrocarburo con la finalidad de ser comercializado).
Mientras el contratista se encuentre realizando estos trabajos previos a la extracción comercial, se encuentra en una etapa de “desarrollo” dentro de la fase de explotación del lote.
El Glosario, Siglas y Abreviaturas del subsector hidrocarburos[17] define a la etapa de desarrollo como la “Ejecución de cualesquiera o de todas las actividades necesarias para la Producción de Hidrocarburos tales como: Perforación, Profundización, Reacondicionamiento y Completación de Pozos, así como el diseño, construcción e instalación de equipos, tuberías, Tanques de Almacenamiento, incluyendo la utilización de sistemas de recuperación primaria y mejorada”.
Los gastos de desarrollo, sin embargo, son tratados por las normas asimilándolos a los gastos de exploración. Cuando las normas hablan de acumulación de gastos, amortización de gastos, etc, se refieren siempre a los gastos de exploración y desarrollo. Es coherente este tratamiento, pues hasta que no se logre extraer el hidrocarburo, el contratista no podrá generar ingresos proveniente de esta actividad.
De acuerdo con lo dispuesto por la LOH, la duración de la fase de explotación tiene una duración que va de la mano con el tipo de hidrocarburo descubierto. En el caso del petróleo crudo, el contratista podrá explotar hasta por treinta (30) años. Tratándose de gas natural no asociado[18] y de gas natural no asociado y condensados[19], el contratista puede explotar hasta completar cuarenta (40) años.
III. PLANTEAMIENTO DEL CASO Y ANÁLISIS.-
Luego de haber revisado las normas que regulan las actividades de hidrocarburos, resultará mucho más sencillo aterrizar en el caso planteado al inicio del presente trabajo.
Nuestro caso se centra justamente en el supuesto de un contratista (persona jurídica extranjera) que ha suscrito dos Contratos de Licencia para explorar (y posteriormente explotar) dos Lotes (Lotes A y B[20]). Ambos contratos se encuentran en etapa de exploración y a pesar de que han transcurrido varios años, no se han encontrado pruebas de la existencia de algún hidrocarburo en los lotes.
Para efectos de llevar a cabo sus actividades de exploración, el contratista de los Lotes A y B ha efectuado importantes inversiones por los siguientes conceptos:
Inversiones para poder celebrar el contrato de licencia:
Honorarios de abogados, notarios y registrales para la constitución de la sucursal en Perú[21].
Gastos administrativos tales como: contratos de arrendamiento de oficinas en Lima, gastos de luz, agua, teléfono e internet, útiles de oficina, planilla de sueldos del personal administrativo, contratación de empresas tercerizadoras de servicios (contabilidad o limpieza por ejemplo) etc.
Compra de mobiliario y equipos de computación.
Contribuciones a PERUPETRO S.A.
Inversiones para el cumplimiento de normas ambientales previas a la exploración:
Elaboración de Estudios de Biodiversidad.
Pago INRENA-MEM (para la evaluación EIA).
Pagos de seguros por responsabilidad civil.
Difusión en radio de Talleres Informativos.
Inversiones por actividades propias del contrato de licencia en cumplimiento de los programas mínimos de trabajo:
Fianza bancaria[22].
Servicios de Sísmica (trazo de línea sísmica).
Servicio de interpretación sísmica.
Compra de equipos de computación sísmica.
Servicio de supervisión ambiental, seguridad, salud y de relaciones comunitarias en el emplazamiento de operaciones sísmicas.
Perforación de pozos exploratorios.
Pagos en mérito a la celebración de contratos de servidumbre.
Compra de paneles solares módulos fotovoltaicos para la generación de energía.
Pagos en mérito de la celebración de contratos de locación de servicios de monitoreo ambiental de agua y suelo.
Elaboración de Estudios Geofísicos.
Planilla de sueldos y salarios para sus trabajadores, tanto de los obreros que trabajan directamente en los Lotes, cuanto de los expatriados especialistas que hubieren contratado.
Derechos laborales de los trabajadores (bonificaciones, gratificaciones, CTS, entre otros).
Pago de seguros médicos para los trabajadores.
Campamentos y alimentación para los trabajadores.
Gastos por Movilidad (transporte de carga y trabajadores).
Asimismo, el contratista ha efectuado gastos por conceptos que, si bien no están intrínsecamente relacionados con las actividades de exploración, lo cierto es que permiten al contratista desarrollar sus actividades reduciendo al mínimo la posibilidad de generar conflictos sociales.
En tal sentido, ha invertido también en:
Gastos de responsabilidad social: habilitación de carreteras y helipuertos que sirven también a las comunidades nativas de los alrededores, construcción de postas médicas, construcción de casas comunales, construcción de piscigranjas para la comunidad.
Gastos de capacitación para las comunidades.
Gastos en promoción y Relaciones Públicas.
Teniendo en cuenta que se trata de gastos que han sido invertidos para explorar dos lotes a la vez, de acuerdo con lo dispuesto por la LOH y el Reglamento (tal como hemos explicado anteriormente), corresponde imputar a cada contrato el porcentaje de gastos atribuible. Del mismo modo, dentro de cada contrato, deberá atribuirse un porcentaje de los gastos a la realización de actividades del contrato, relacionadas y otras actividades[23].
Ahora bien, dentro de cada contrato de licencia para la exploración de los Lotes A y B, la totalidad de los gastos incurridos para el desarrollo de sus actividades han sido acumulados en una sola cuenta, al amparo de lo dispuesto por la LOH y el Reglamento, tal como explicamos a continuación.
De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 1° del Reglamento, tanto los gastos de exploración, cuanto los de desarrollo, así como toda inversión realizada por los contratistas hasta la fecha en que se inicie la extracción comercial de hidrocarburos, son denominados “Gastos Amortizables”.
Al respecto, el artículo 53° de la LOH define el tratamiento tributario que deberá asignarse a estos “Gastos Amortizables”, precisándose que los mismos deben ser acumulados en una sola cuenta contable (generalmente denominada “Intangible”), cuyo monto, a opción del contratista y respecto de cada contrato, se amortizará de acuerdo con cualquiera de los dos métodos o procedimientos siguientes:
En base a la unidad de producción; o
Mediante la amortización lineal, deduciéndose en porciones iguales, durante un periodo no menor de cinco (5) ejercicios anuales.
Continúa la norma indicando que, una vez “iniciada la extracción comercial”, se deducirá como gasto del ejercicio, todas las partidas correspondientes a egresos sin valor de recuperación[24].
Asimismo, indica que el desgaste que sufran los bienes depreciables se compensará mediante la deducción de castigos que se computarán anualmente, conforme al régimen común del Impuesto a la Renta a la fecha de suscripción de cada contrato (régimen estabilizado).
Resulta evidente, pues, que el artículo 53° ha dispuesto un tratamiento tributario de recuperación de inversiones para Lotes de hidrocarburos en los que se hubiera realizado un descubrimiento comercial, se hubiera pasado por una fase de desarrollo, e incluso se hubiera iniciado la extracción comercial. Es decir, un Lote que estuviera generando ingresos propios de la fase de explotación del contrato.
Nuestro caso, sin embargo, es distinto. El contratista de nuestro supuesto, no ha efectuado descubrimiento comercial alguno en ninguno de los Lotes A o B. Ha acumulado sus inversiones en una sola cuenta contable (en cada uno de los contratos), pero estima que, al menos en uno de ellos (digamos que en el Lote A) no le es conveniente seguir invirtiendo en actividades exploratorias, planeando incluso, realizar una suelta total del área del contrato y quedarse sólo como contratista para la exploración del Lote B.
En este escenario, qué sucederá con la inversión acumulada del Lote A? Al completar la suelta del Lote, evidentemente esta inversión se convertirá en una pérdida tributaria que no tendría ingresos contra los cuales compensarse. ¿Qué sucedería si eventualmente el contratista efectúa un descubrimiento comercial en el Lote B? ¿Qué sucedería si el contratista percibe ingresos provenientes de la realización de actividades relacionadas u otras actividades?
Veamos, pues, si las normas tributarias aplicables al sector hidrocarburos ofrecen una respuesta clara a esta interrogante. Para hacerlo más sencillo, analicemos los posibles escenarios a los que se enfrenta el contratista de nuestro caso:
1) Suelta el Lote A y efectúa un descubrimiento comercial en el Lote B.
2) Suelta el Lote A y no descubre hidrocarburos en el Lote B, estando por finalizar el plazo del contrato.
Para estos efectos, consideremos que el contratista ha completado todos los pasos a seguir, legal o contractualmente establecidos, para dar de suelta el área total del Lote A.
3.1. Primer escenario: Más de un contrato, uno en explotación
Al respecto, el artículo 50° de la LOH señala lo siguiente:
“Artículo 50°.-
Si en uno o más de los contratos o actividades se generasen pérdidas arrastrables, estas deberán ser compensadas con la utilidad generada por otro u otros contratos o actividades, a opción del contratista.
Las inversiones realizadas en un área del contrato en la que no se hubiera llegado a la etapa de extracción comercial, serán acumuladas al mismo tipo de inversiones efectuadas en otra área de contrato en la que sí se hubiera llegado a dicha etapa y el total se amortizará mediante el método elegido, conforme a lo previsto en el artículo 53 de la presente Ley” (el énfasis es agregado).
Como vemos, la norma dispone que en el caso del contratista que tenga dos lotes, en el que uno no llegara a la etapa de extracción comercial, las inversiones realizadas en el lote en el cual se hizo la suelta (en nuestro caso, el Lote A), se sumarán a las que se efectuaron en el lote que sí llegó a la etapa de extracción (Lote B).
En el mismo sentido se pronuncia el artículo 10° del Reglamento:
“Artículo 10°.- Las inversiones que se mencionan en el último párrafo del artículo 50° de la Ley (LOH) acumuladas al mismo tipo de inversiones efectuadas en otro contrato que sí se encuentra en etapa de extracción comercial, serán amortizadas de acuerdo al método de amortización elegido en este último, a partir del ejercicio en que se haga suelta total del área del contrato que no llegó a la etapa de extracción comercial.
(el énfasis es agregado)”.
Nótese que ambas normas, si bien ofrecen una solución en este escenario, precisan en su contenido que la acumulación se realizará “al mismo tipo de inversiones”. Sin embargo, no existe norma alguna que esclarezca lo que el legislador ha querido dar a entender con esta frase.
Una primera interpretación (literal) de las normas, nos indicaría que el intangible del Lote A sólo podrá acumularse con el intangible del Lote B. De esta forma, estaríamos cumpliendo estrictamente con las disposiciones legales, pues se sumarían los gastos amortizables de ambos lotes.
Esta interpretación no generaría problema alguno cuando nuestro contratista hubiera iniciado recientemente la extracción comercial del Lote B, pues en este caso, el intangible correspondiente a este lote se estaría amortizando todavía.
Recordemos para estos efectos, que de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 53° de la LOH, los “Gastos Amortizables” (es decir, el intangible), se amortizarán (a opción del contratista) en base a la unidad de producción; o mediante la amortización lineal, deduciéndose en porciones iguales, durante un periodo no menor de cinco (5) ejercicios anuales.
Así, en este caso en particular, dado que en ambos lotes existe “el mismo tipo de inversión” (gastos amortizables), la aplicación de la LOH y su Reglamento resulta clara y sencilla.
Sin embargo, el tema ya no se muestra tan sencillo si el contratista tiene un lote en etapa exploratoria y otro que ha estado en extracción comercial por algún tiempo, imaginemos que por más de cinco (5) ejercicios, habiendo optado por la amortización lineal.
La razón es que este segundo lote contaría con muy pocas inversiones del “mismo tipo” (dependiendo del tiempo transcurrido, es muy poco probable que el lote que está siendo explotado siga amortizando inversiones que fueron realizadas en la etapa exploratoria) a las cuales poder sumarle aquellas inversiones que fueron llevadas a cabo en el lote que quedó en etapa de exploración.
En este último caso, una interpretación literal de la legislación indicaría que en la medida en que no se encuentre de manera exacta el “mismo tipo de inversiones”, el contratista se vería impedido de amortizar, en el contrato en extracción, el integro de las inversiones registradas en el lote en el que ocurrió la suelta.
Ahora bien, otra interpretación más extensa de las normas, nos llevaría a pensar que al hablar del “mismo tipo de inversiones”, tanto la LOH, cuanto su Reglamento, se estarían refiriendo a aquellos egresos que en la etapa de extracción comercial son registrados como inversión, aún cuando ya no se trata de “Gastos Amortizables” pues el Lote ya se encuentra en etapa operativa (incluso alguna otra cuenta contable del activo que implique egresos con valor de recuperación). Esto, a pesar de que no se encuentre exactamente cada uno de los conceptos registrados como inversión en el lote exploratorio.
Siendo ello así, el intangible del Lote A podría sumarse a la “inversión” registrada en el Lote B y compensarse con los ingresos generados por la explotación de este último.
Como es evidente, el tema no es claro y, teniendo en cuenta la magnitud de la inversión que se realiza en este sector, sería importante una precisión legal que consagre como válida la interpretación extensiva. De esta manera se podría evitar futuras dudas en materia tributaria, generadas por una interpretación restrictiva de las normas comentadas.
3.2. Segundo escenario: Más de un contrato, ambos en etapa de exploración
Este es justamente el caso al que hemos hecho referencia a lo largo del presente trabajo. Nuestro contratista ha dado de suelta al Lote A, y estima que no realizará un descubrimiento comercial en el Lote B, o sencillamente ha pasado tanto tiempo, que continuar con la exploración del mismo ya no le resulta rentable.
Lamentablemente en este caso no sucede lo mismo que en el anterior escenario, donde a pesar de la falta de claridad normativa, al menos dichas normas existen.
En este escenario no existe norma alguna que lo regule. En tal sentido, valiéndonos de las normas comentadas a lo largo de este trabajo, intentamos sustentar tres (3) posibles opciones para nuestro contratista:
1) Seguir explorando el Lote B y esperar a efectuar un descubrimiento comercial:
En este escenario, nuestro contratista mantendrá el intangible en la contabilidad del Lote A, sin reconocer una pérdida tributaria, y esperará a que en el Lote B se efectúe un descubrimiento comercial e inicie la etapa de extracción comercial para así poder acumular los gastos amortizables.
Es preciso mencionar que este es el escenario más conservador, y el que muchas de las empresas de hidrocarburos que tienen más de un lote en exploración han adoptado, pues para este caso sí existe legislación, tal como hemos visto en el punto anterior.
No obstante, este escenario sólo será atractivo si nuestro contratista, en base a los estudios y trabajos efectuados en el Lote B, tiene certeza sobre las reservas del mismo. En el caso que nos ocupa, nuestro contratista ha perdido el interés en seguir explorando, pues no ha llegado a este nivel de certeza. Por tanto, este escenario no es una opción para él
2) Reconocer una pérdida tributaria en el ejercicio aplicando las disposiciones de la LOH:
En este escenario, el contratista reconocerá una pérdida tributaria en el Lote A y buscará compensarla con cualquier otro ingreso que la compañía pudiera realizar.
Imaginemos que el contratista de nuestro ejemplo decide poner a la venta la maquinaria que importó para las actividades de exploración[25], o incluso recibe una oferta para ceder su posición contractual en el Lote B, que le generará un ingreso importante.
Para estos efectos, es pertinente citar lo que menciona el artículo 8° del Reglamento:
“Artículo 8°.- En los casos que el Contratista tenga más de un Contrato, podrá compensar las pérdidas tributarias que se generen en uno o más Contratos con las utilidades provenientes de otros Contratos o de Actividades Relacionadas.
Asimismo, las pérdidas tributarias provenientes de Actividades Relacionadas podrán ser compensadas con las utilidades de uno o más Contratos.
Se podrá optar por atribuir las pérdidas tributarias a uno o más de los Contratos o Actividades Relacionadas, que hayan generado las utilidades, siempre que se agoten dichas pérdidas o que se compensen hasta el limite de las utilidades.
El Contratista que tenga pérdidas tributarias en uno o más contratos o Actividades Relacionadas no las podrá compensar con utilidades generadas por las Otras Actividades. Asimismo, en ningún caso las pérdidas tributarias generadas por las Otras Actividades podrán ser compensadas con las utilidades que provengan de los Contratos o de las Actividades Relacionadas” (énfasis agregado).
Como vemos, la posibilidad de imputar la pérdida tributaria del Lote A al ingreso proveniente de la venta de activos o la cesión de posición contractual del Lote B, dependerá de la naturaleza de estas actividades y de la posibilidad de calificarlas como actividades relacionadas.
El tema es complicado, pues ya hemos visto en los puntos precedentes que tampoco existen normas que regulen con mayor precisión lo que debe entenderse por actividades relacionadas y qué criterio se puede aplicar para diferenciarlas de las otras actividades. Tal como están las normas, la línea divisoria es casi imperceptible.
Tampoco hemos encontrado hasta la fecha, pronunciamientos de la Administración Tributaria, del Tribunal Fiscal, del Ministerio de Energía y Minas o del propio PERUPETRO S.A. que nos den mayores luces.
Nosotros creemos que, ante la falta de regulación, el contratista podría optar por contabilizar estos ingresos como actividades relacionadas. Tal como hemos mencionado en el presente trabajo, existen empresas del sector que han optado por este tratamiento, justamente para poder recuperar su inversión.
El argumento que aparentemente está detrás de este tratamiento radica en la coherencia. Es decir que, así como todos los gastos incurridos con la finalidad de firmar el contrato de licencia fueron contabilizados como parte del intangible (como un gasto propio de la actividad de exploración), del mismo modo el ingreso por la venta del lote debería ser considerado, cuanto menos, como una actividad relacionada.
El argumento nos parece válido, pero no es posible ignorar que carece de una base legal sólida que lo sustente.
3) Reconocer una pérdida tributaria en el ejercicio aplicando las disposiciones de la Ley del Impuesto a la Renta (LIR)[26]:
Este último escenario se presenta mucho más arriesgado para el contratista de nuestro caso.
Al igual que en el escenario anterior, el contratista reconocerá una pérdida tributaria en el Lote A y buscará compensarla con el ingreso proveniente de la venta de su maquinaria y de la cesión de posición contractual del Lote B, pero aplicando para ello, las disposiciones generales de la LIR.
Esta opción encontraría sustento en lo dispuesto por el artículo 48° de la LOH, según el cual:
“Artículo 48.- Los Contratistas estarán sujetos al régimen tributario común del Impuesto a la Renta a las normas especificas que en esta Ley se establecen y se regirán por el régimen aplicable vigente al momento de la celebración del Contrato. En los contratos se especificará en forma referencial o expresa a criterio de las partes el régimen vigente aplicable”.
Como vemos, la aplicación del régimen común establecido por la LIR no sería incompatible con las disposiciones tributarias de la LOH, por lo que se podría opinar que es posible aplicar las disposiciones concernientes al arrastre de las pérdidas tributarias.
Al respecto, el artículo 50° de la LIR dispone lo siguiente:
“Artículo 50.- Los contribuyentes domiciliados en el país podrán compensar la pérdida neta total de tercera categoría de fuente peruana que registren en un ejercicio gravable, con arreglo a alguno de los siguientes sistemas:
Compensar la pérdida neta total de tercera categoría de fuente peruana que registren en un ejercicio gravable imputándola año a año, hasta agotar su importe, a las rentas netas de tercera categoría que obtengan en los cuatro (4) ejercicios inmediatos posteriores computados a partir del ejercicio siguiente al de su generación. El saldo que no resulte compensado una vez transcurrido ese lapso, no podrá computarse en los ejercicios siguientes.
Compensar la pérdida neta total de tercera categoría de fuente peruana que registren en un ejercicio gravable imputándola año a año, hasta agotar su importe, al cincuenta por ciento (50%) de las rentas netas de tercera categoría que obtengan en los ejercicios inmediatos posteriores”.
Como vemos, el tratamiento de la LIR no distingue entre la naturaleza de las actividades de las cuales provengan los ingresos, por lo que aplicando este régimen, el contratista podría imputar el intangible del Lote A, contra cualquier tipo de ingreso generado.
En nuestra opinión, no sería posible tomar este tratamiento como válido en términos legales, pues para el caso de las empresas de hidrocarburos existen normas específicas que regulan la tributación, incluso para en el caso de la compensación de pérdidas.
La aplicación del régimen común conllevaría un incumplimiento severo de las normas especiales y creemos que la Administración Tributaria lo observaría con seguridad en una eventual fiscalización.
Teniendo en cuenta lo expuesto, podemos afirmar, a manera de conclusión, que el contratista de nuestro caso sólo podría aplicar los siguientes tratamientos para el intangible del Lote A que ya ha sido dado de suelta:
– Seguir explorando el Lote B hasta efectuar un descubrimiento comercial de hidrocarburos, en cuyo caso, podrá compensar el intangible a partir de la extracción comercial de este lote.
– Podría incluso asociarse con otro contratista (en calidad de partícipe) en un lote donde existan reservas probadas de hidrocarburos o incluso ya se esté extrayendo comercialmente este bien, en cuyo caso, podrá compensar el intangible del Lote A contra la utilidad generada en este nuevo lote[27].
– Buscar la generación de algún ingreso que pueda calificarse como proveniente de una actividad relacionada. En nuestra opinión, la venta del lote o de un interés en él difícilmente sería aceptada por la Administración Tributaria como tal.
Finalmente, si el contratista únicamente decidiera dar de suelta, tanto al Lote A, cuanto al Lote B, los intangibles de ambos lotes generarán para esta empresa, una pérdida irrecuperable.
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[1] Abogado por la Pontificia Universidad Católica del Perú. Alumna de la Maestría con mención en Derecho Tributario de la Pontificia Universidad Católica del Perú. Asociada Principal del Estudio Echecopar Abogados, asociado a Baker & McKenzie.
[2] Artículo preparado para acreditar versación tributaria en el ingreso al Instituto Peruano de Derecho Tributario, proceso de admisión 2015.
[3] http://www.perupetro.com.pe/wps/wcm/connect/Perupetro/site/Informacion%20Relevante/Estadisticas/Estadistica%20Petrolera
[4] Cuyo Texto Único Ordenado (TUO) ha sido aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-2005-EM.
[5] Definidos en el artículo 7° de la LOH como todo compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido, que consiste principalmente de carbono e hidrógeno.
[6] Definida por el artículo 9° de la LOH como como los hidrocarburos provenientes de determinada área, producidos y medidos bajo términos y condiciones acordados en cada contrato.
[7] De acuerdo con lo dispuesto por los artículos 45° y 46° de la LOH, tanto la regalía en los contratos de licencia, cuanto la retribución en los contratos de servicios, se calculan en función de la producción fiscalizada. La retribución, para efectos tributarios es un ingreso para el contratista, mientras que la regalía, por expreso mandato de la LOH, constituye un gasto.
[8] Información obtenida de la revisión de varios contratos de exploración que obran en el portal web de PERUPETRO S.A. y constituyen información de uso público.
[9] Si bien la estabilidad tributaria constituye un tema de suma importancia para efectos tributarios en materia de hidrocarburos, no será un tema desarrollado en el presente trabajo. Para efectos de nuestro análisis, consideraremos que nuestro contratista ha suscrito un contrato de licencia para la exploración de hidrocarburos y ha estabilizado un régimen exactamente igual al vigente en 2015.
[10] La garantía de estabilidad tributaria en los contratos de hidrocarburos en realidad es una estabilidad impositiva (referida sólo a impuestos). Si bien no es materia del presente trabajo, es importante resaltar que no cubre todos los aspectos de los impuestos.
[11] Aprobado por Decreto Supremo N° 32-95-EF.
[12] La separación de actividades afecta también el alcance de la estabilidad tributaria, por ello es esta norma la que efectúa el desarrollo de las mismas. Así, de acuerdo con el Reglamento, la estabilidad tributaria sólo alcanzará a las actividades propias del contrato y a las actividades complementarias. No así, a las actividades relacionadas u otras actividades que el contratista pudiera realizar.
[13] Aprobado por Decreto Supremo N° 032-2004-EM. Anteriormente la norma que reguló estas actividades fue el Decreto Supremo N° 055-93-EM (derogado).
[14] En caso de generar ingresos para el contratista, estas actividades no estaría cubiertas por la estabilidad tributaria.
[15] De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 17° de la LOH, el contratista podrá ceder su posición contractual o asociarse con terceros, previa aprobación por Decreto Supremo refrendado por los Ministros de Economía y Finanzas y de Energía y Minas. En el caso de las cesiones, estas conllevarán el mantenimiento de las mismas responsabilidades en lo concerniente a las garantías y obligaciones otorgadas y asumidas en el contrato por el contratista
[16] El artículo 24° de la LOH establece que en el caso de descubrimiento de gas natural, el periodo de retención puede durar hasta diez (10) años con la finalidad de desarrollar un mercado. Esta norma parecería haber quedado sin sentido en la actualidad que ya existe dicho mercado.
[17] Aprobado por Decreto Supremo N° 032-2002-EM.
[18] De conformidad con el Glosario, el Gas Natural No Asociado es aquel cuya ocurrencia tiene lugar en un Reservorio natural, en el cual a condiciones iniciales, no hay presencia de Hidrocarburos Líquidos.
[19] Definidos por el Glosario como los Hidrocarburos Líquidos formados por la condensación de los Hidrocarburos separados del Gas Natural, debido a cambios en la presión y temperatura cuando es producido de los reservorios, o proveniente de una o más etapas de compresión de Gas Natural. Permanece líquido a la temperatura y presión atmosférica.
[20] Para efectos del análisis, consideraremos que las normas tributarias estabilizadas son iguales a las que se encuentran actualmente vigentes.
[21] De conformidad con lo dispuesto por el artículo 15° de la LOH, para celebrar contratos de licencia o servicios, las empresas extranjeras deben establecer una sucursal en el país, o constituir una nueva sociedad conforme a la Ley General de Sociedades, fijar domicilio en la capital y nombrar mandatario de nacionalidad peruana.
[22] De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 21° de la LOH, en todo contrato, la fase de exploración debe tener un programa de trabajo mínimo obligatorio. Cada uno de estos programas debe estar garantizado por una fianza cuyo monto es acordado con el contratante (PERUPETRO S.A.).
[23] De conformidad con lo dispuesto por el artículo 7° del Reglamento, la forma de atribución por actividades estará establecida en el Manual de Procedimientos Contables de cada uno de los contratos, observándose las siguientes reglas: a) Los gastos que estén íntegramente relacionados a un único contrato o a una de las actividades relacionadas o a las otras actividades se imputarán totalmente al que correspondan, y b) Los gastos que no están íntegramente relacionados a un contrato, a una de las actividades o a las otras actividades, serán considerados comunes y se imputarán según los procedimientos contables de distribución que sean de aplicación en cada caso.
[24] De conformidad con lo dispuesto por el artículo 11° del Reglamento, son egresos sin valor de recuperación aquellos que se devenguen desde el inicio de la extracción comercial, por los siguientes conceptos: a) Inversiones en perforación, completamiento o puesta en producción de pozos de cualquier naturaleza, inclusive los estratigráficos, excepto los costos de adquisición de los equipos de superficie; b) Inversiones de exploración, incluyendo las referentes a geofísicas, geoquímicas, geología de campo, gravimetría, levantamientos aerofotográficos y levantamiento, procesamiento e interpretación sísmica.
[25] Imaginemos para efectos del ejemplo, que no se genera ninguna consecuencia a nivel de impuestos de importación.
[26] Antes de analizar este escenario, recordemos que para efectos de nuestro caso, no tomaremos en cuenta los efectos de la estabilidad tributaria, pues dicho tema no es materia del presente análisis.
[27] En este escenario, sin embargo, también sería pertinente cuestionar si el precio pagado por la cesión de posición contractual parcial podría ser acumulado en el intangible. Nosotros creemos que ello sí sería posible.
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