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Jueves, 13 Diciembre 2018

Explicador: ¿Cómo funciona la retefuente y qué le modifica la ‘Ley de financiamiento’?

Por Luisa Fernanda Gómez Cruz

La reforma tributaria plantea bajar la tarifa sobre la cual partiría el cobro de la retención con el fin de que más personas paguen el impuesto.

En este momento está haciendo su curso por el Congreso la próxima reforma tributaria, llamada Ley de financiamiento. Fue presentada por el Gobierno del presidente Iván Duque el pasado 31 de octubre y se espera que esté lista en los últimos días del año.

Con ella, vienen varias modificaciones de tipo económico para el país, pues el gobierno espera conseguir a través de ella 7,5 billones de pesos de los 14 que, argumentan, hacen falta. Entre esas modificaciones están incluidos, también, algunos cambios frente al recaudo de la retención en la fuente para el impuesto a la renta.

Y para todos aquellos que se pregunten qué es la retención en la fuente y cómo funciona, y que no sepan si el otro año tendrían que entrar a tributar, Colombiacheck preparó esta nueva edición de su Explicador con respuestas a esas preguntas.

De lo general a lo particular

La retención en la fuente es un mecanismo creado por el Estado para cobrar por adelantado algunos impuestos que son facturados anualmente, según explica Alejandro Rodríguez Llach, investigador del centro de estudios Dejusticia.

Esto se hace para que la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN) no deba esperar todo un año para hacer el recaudo de algunos impuestos, sino que pueda, mensualmente, hacerse al cobro.

Existe retención en la fuente para el impuesto a la renta (ingresos); Impuesto al Valor Agregado (IVA); industria y comercio, avisos y tableros (ICA), entre otros. “Todos los tipos de impuestos que existen pueden tener un mecanismo de retefuente”, sostiene Rodríguez Llach.

Según Henry Carvajal, contador público especializado en impuestos, de todos los tipos que hay, el concepto de retención en la fuente para el impuesto a la renta es el que reúne más personas para hacer el pago, y, por cuenta de la ley de financiamiento, algunos que hoy no hacen parte del cobro resultarían afectados de aprobarse la reforma.

De modo que, en aras de explicar cuál es este cobro al cual se refiere Carvajal, para este caso nos referiremos de manera exclusiva a la retención en la fuente para las rentas laborales de las personas naturales del impuesto a la renta. Es decir, solamente al cobro que se hace a quienes son asalariados o independientes con menos de dos empleados a su cargo, para el pago anticipado del impuesto a la renta.

Cómo funciona

El impuesto a la renta se cobra anualmente entre agosto y octubre año vencido; el cobro del año 2017 se efectuó en esos meses del 2018, por ejemplo. Sin embargo, como ya explicamos, para que la DIAN no deba esperar todo un año para cobrar el tributo del año anterior, mes a mes va quitando del sueldo la retención en la fuente.

El cobro de la retención en la fuente se hace directamente en el mismo sueldo que reciben los asalariados. ¿Y a quiénes se les cobra? Aquí es donde se vuelve relativo, ya que el impuesto mira individualmente los salarios y las deducciones y exenciones a las que haya lugar para cada caso.

La reglamentación para este mecanismo está consignada en el artículo 383 del Estatuto Tributario. En él, se expone que los salarios que estén entre 0 y 94 Unidades de Valor Tributario quedan libres del pago, pero a partir de 95 UVT comienza a generarse el cobro, con base en la siguiente tabla.

Tabla de retención en la fuente del artículo 383 del Estatuto Tributario

La UVT (Unidad de Valor Tributario) es una medida de valor que fija cada año el gobierno para estandarizar y homogeneizar distintos valores tributarios. Este año, de acuerdo con la resolución 63 de 2017, la UVT quedó establecida en 33.156 pesos.

Entonces, quien actualmente devengue más de 3’937.275 pesos mensuales es sujeto de retención y, probablemente, declarante del impuesto a la renta. No obstante, no en todos los casos puede hacerse el cobro, tanto de retefuente como del impuesto. Les explicamos por qué en dos ejemplos.

Supongamos que usted, como asalariado, gana cinco millones de pesos. De esos cinco millones se le hará un descuento de 450.000 pesos por el pago de salud y pensión, que son los ingresos no constitutivos de renta. Es decir, no hacen parte del monto sobre el cual se hace el cobro.

A ese subtotal ($4’550.000) se le descuentan las deducciones a que tenga derecho como asalariado. Estas pueden ser el pago de medicina prepagada; pago de interés de crédito de vivienda o leasing habitacional y/o tener dependientes económicos. Todo esto de acuerdo al artículo 387 del Estatuto Tributario.

Obviamente para que todas estas deducciones hagan efecto deben ir acompañadas del respectivo documento que las demuestre, según aclara Carvajal.

Adicionalmente a estas deducciones, se le pueden agregar las exenciones, como el aporte voluntario a un fondo de pensión, a cuentas de ahorro para el fomento de la construcción (AFP) y una exención del 25% del sueldo al cual todos tenemos derecho por cuenta del artículo 206 del Estatuto.

Todas estas deducciones y exenciones, sin embargo, no pueden ser, en ningún caso, superiores al 40% del subtotal (de los 4’550.000, en este ejemplo).

Suponiendo que, para el caso del ejemplo, usted cuente con todas las deducciones y exenciones, el valor neto sobre el cual se entraría a revisar el pago de la retención da 2’730.000 pesos (restando el 40%); que, al dividirlo por los 33.156 pesos de las UVT da 82,33 UVT; es decir, no alcanzaría a entrar en el cobro de retención en la fuente, pues ahora se cobra en ingresos desde 95 UVT al mes.

Ahora, si usted, con su sueldo base de 4’550.000 no tiene ninguno de los casos de deducción, igual la ley establece que todos los sueldos acceden a la exención del 25%. Entonces, el valor del subtotal menos el 25% exento queda en 3’412.500, que, al dividirlo por las UVT, da 102,9. Aplica retención en la fuente.

Según explica Carvajal, sin embargo, el pago no se haría sobre las 102 UVT, sino que, como indica la tabla del artículo 383, se descuentan las primeras 95; es decir, solo se haría el pago sobre las 7 UVT restantes para un total de 262.680 pesos, que serían el valor de la retención en la fuente que le descontarían a usted mensualmente.

Este segundo ejemplo aplica prácticamente de igual manera para los independientes, ya que, por lo general, no suelen contar con las demás deducciones; únicamente la exención del 25% del sueldo.

Por otro lado, para el impuesto a la renta aplican las mismas deducciones y las mismas exenciones; por lo cual es válido afirmar que en la mayoría de los casos quien pague retención en la fuente será declarante para el impuesto a la renta.

No obstante, ser declarante no quiere decir en todos los casos ser contribuyente, ya que al final del año, todo lo que le quitaron de retención en la fuente se presenta a la DIAN como parte del impuesto que tiene que pagar de renta. Y al hacer la resta de lo que tiene que pagar menos lo que ya pagó es posible que le dé cero o saldo a favor.

Cuando el mecanismo se convierte en impuesto

El artículo 241 del Estatuto Tributario establece la reglamentación para el impuesto de renta; y allí se señala que a partir de 1.090 UVT inicia el cobro.

En línea con lo último que señalamos en el punto anterior, sin embargo, es posible que, en algún caso, el mecanismo de recaudo de la retención en la fuente, se convierta en un impuesto en sí mismo.

Esto ocurre si un independiente, por sus ingresos mensuales, resulta sujeto de retención y se le hace el descuento mes a mes del mismo. Pero si al final del año, al sumar sus ingresos anuales (y restar la exención del 25%), sus ingresos resultan de menos de 1.090 UVT, no es declarante de impuesto a la renta y no debe pagar.

En ese caso, para ese independiente, la retención en la fuente se le convirtió en un impuesto (y no en un mecanismo de recaudo anticipado). Sin embargo, la ley prevé también que quien así lo desee puede declarar el impuesto a la renta y pedir la devolución del pago que ya hizo. El tema no es sencillo, según Carvajal, pero es posible.

¿Qué modifica la Ley de financiamiento?

Aún está en debate la Ley de Financiamiento y, hasta que no sea sancionada por el presidente Duque, es imposible saber con certeza cuáles de las modificaciones quedarán para este impuesto y para el mecanismo de retefuente.

Hasta el día de hoy, las modificaciones de la ponencia final se mantienen y esto es lo que incluyen.

El artículo 31 de la reforma tributaria propone modificar el artículo 383 en dos aspectos; 1). Baja el valor de las UVT sobre el cual comienza el recaudo, de 95 a 87 UVT; y 2). Agrega a la tabla dos tarifas marginales nuevas: del 37 y 39%.

Según Nicolás Carrero, socio fundador de la firma de contadores Carrero & Asociados, estos cambios lo que hacen es aumentar la base gravable (más personas entrarían a tributar) y, en función del principio de progresividad, hace que quienes más ganan paguen todavía más.

Por otro lado, un tema que estuvo planteado en el borrador inicial, que fue eliminado de la ponencia final y que, según Carvajal, es posible que se reviva durante el debate en el Congreso, es la eliminación del artículo 206 del Estatuto Tributario que hace exento del pago el 25% del sueldo. Esto estaba en las derogatorias del artículo 87.

Y finalmente, otro de los cambios que están pendientes es la reducción del porcentaje en el límite de exenciones y deducciones, pasando del 40 al 35%. Así estaba establecido en el artículo 28 del borrador y fue eliminado para la ponencia final dejando el límite tal cual está hoy, en el 40%.

Miércoles, 05 Septiembre 2018

¿Qué es el fracking?

Por Luisa Fernanda Gómez Cruz

¿Cómo funciona? ¿En qué están las políticas en Colombia? Colombiacheck revisó algunas de las preguntas más comunes que han hecho los ciudadanos alrededor del tema y consultó a varias fuentes expertas, académicos y al Gobierno Nacional para dar algunas respuestas.

Durante las últimas semanas el debate sobre los hidrocarburos ha girado en torno al llamado “fracking”. Sin embargo, no se han aunado muchos esfuerzos para tratar de explicar en qué consiste exactamente el tema a debatir, cómo funciona, en qué va la regulación en Colombia, dónde se quiere o se puede hacer.

Por eso, Colombiacheck intenta dar respuesta a algunas de las preguntas más comunes que están haciendo los usuarios en los motores de búsqueda. Aquí están algunas de ellas. No obstante, la idea es que, a medida que vaya leyendo, nos deje las preguntas que le sigan surgiendo o ante las cuales no siente que haya tenido una respuesta clara.

¿Qué es el fracking?

Andrés Ángel, asesor científico de la Asociación Interamericana para la Defensa del Ambiente (AIDA), explica que el fracking es una técnica de extracción de hidrocarburos que consiste en la inyección de grandes volúmenes de fluidos a presión para generar fracturas en rocas y así crear vías de migración de los hidrocarburos hacia la superficie.

Por su parte, Óscar Vanegas, ingeniero de petróleos y docente de la Universidad Industrial de Santander (UIS), aclara que el “fracking” (o fracturación hidráulica, en español) se ha utilizado desde 1947 para la extracción de hidrocarburos. Es decir, en varios casos el petróleo que utilizamos se ha extraído a través de la fracturación hidráulica de areniscas o calizas, que se conocen como yacimientos convencionales.

Sin embargo, lo que ha generado grandes debates durante los últimos años es, en particular, la fracturación hidráulica de lutitas: las rocas madre donde se origina el petróleo y el gas. Estos son los llamados “yacimientos no convencionales”. La extracción de hidrocarburos en estos yacimientos no convencionales es a lo que actualmente se denomina “fracking” en los debates en medios nacionales e incluso dentro del gabinete del presidente Iván Duque.

¿Cómo funciona?

En resumen, el fracking funciona fracturando rocas que están cientos o miles de metros debajo de la superficie terrestre, y dentro de las cuales está almacenado el petróleo, y creando un camino para que el líquido resultante pueda llegar a la superficie.

Para explicar mejor el tema, compartimos dos videos, uno creado por el periódico El Tiempo y otro por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, que van más a profundidad.

¿Qué es la permeabilidad?

Un término que se repite constantemente en las explicaciones sobre el fracking es la permeabilidad. Ángel explica que esta palabra hace referencia a “una característica física de las rocas”. Es el grado de conexión entre los espacios vacíos dentro de un material.

“En geología, los espacios vacíos [dentro de una roca] son llamados ‘poros’. El volumen total de esos poros es llamado ‘porosidad’”, dice Ángel. Sin embargo, no todos los poros de una roca se pueden llenar de agua o hidrocarburos, porque no están conectados a otros. De modo que la permeabilidad es la porosidad efectiva, la que se puede llenar con algo.

La idea del fracking es conectar los poros de las rocas, a través del fracturamiento hidráulico, para sacar sacar el hidrocarburo a la superficie.

¿Dónde y cuándo se originó el fracking?

Según Vanegas, el fracturamiento hidráulico convencional comenzó en Kansas (Estados Unidos) en 1947. El no convencional, aunque estaba patentado desde 1865, comenzó a utilizarse en el año 2000, en Pensilvania (también en Estados Unidos). “Antes, el precio del petróleo convencional no daba para meterse en esto, las tensiones geopolíticas no lo justificaban”, dice Ángel. Según el científico, no existían las tecnologías que lo hicieran rentable.

¿Qué químicos se utilizan para la fracturación de las rocas?

Vanegas explica que cada empresa fabricante de esos químicos le da su nombre al producto que vende, pero que en términos genéricos las sustancias que se utilizan para que sea más fácil fracturar la roca son reductores de viscosidad, inhibidores de precipitación de escamas, viscosificantes, inhibidores de corrosión, estabilizadores de pH y fluidos pisotrópicos que permitan el flujo a través de las fracturas.

¿Cuáles son los riesgos?

En un artículo anterior (Vea: Dakota del Norte no es un ejemplo de fracking responsable) Colombiacheck revisó los informes “Hydraulic Fracturing for Oil and Gas: Impacts from the Hydraulic Fracturing Water Cycle on Drinking Water Resources in the United States” de la EPA (Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos), publicado en diciembre de 2016; y el “Compendio de hallazgos científicos, médicos y de medios de comunicación que demuestran los riesgos y daños del Fracking”, realizado por Concerned Health Professionals of New York y Physicians for Social Responsibility, ediciones tercera y quinta, de octubre de 2015 y marzo de 2018, respectivamente.

Colombiacheck encontró que se han presentado riesgos en el caso específico de Dakota del Norte (Estados Unidos) por derrames de petróleo, derrames de aguas contaminadas con los químicos agregados para el fracturamiento, contaminación de fuentes de agua subterránea, contaminación del aire y hasta riesgos para los trabajadores.

Adicionalmente, la Alianza Mexicana Contra el Fracking, compiló los que para su caso son los principales “impactos socioambientales del uso de la fracturación hidráulica”, que incluye los siguientes:

  • Disminución de disponibilidad del agua: La fracturación de un solo pozo requiere entre nueve y 29 millones de litros de agua. El ritmo de explotación anual de 9,000 nuevos pozos en Estados Unidos que se pretende exportar a México supondría un volumen de agua equivalente al necesario para cubrir el consumo doméstico (100lts/pers/día) de entre 1,8 y 7,2 millones de personas en un año.
  • Emisión de gases y su contribución al calentamiento global: 90% de las emisiones en el proceso de obtención del gas es metano, aunque también se emite dióxido de azufre, óxido de nitrógeno y compuestos orgánicos volátiles. Aunque la quema del gas natural emite menos dióxido de carbono que otros hidrocarburos, el proceso completo de su explotación contribuye en mayor medida a la aceleración del cambio climático debido a las fugas de metano producidas durante su extracción.
  • Sismos antropogénicos: En Arkansas, Ohio, Oklahoma, Colorado y Texas, regiones sin actividad sísmica histórica, se han multiplicado en años recientes el número de sismos superiores a los tres grados. Los epicentros de estos sismos coinciden con la localización de los pozos de inyección.

Por otro lado, para Ángel, más allá de los riesgos ambientales, el principal riesgo es que la extracción va a generar más extracción: “Más gases de efecto invernadero, menos transición, menos innovación. Es raspar la olla y eso es inherentemente insostenible”.

¿Cuáles son las razones para impulsarlo en Colombia?

“Esto es un tema de autosuficiencia energética” dice la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP). Las reservas del país son limitadas, según la ACP. El último informe de reservas 2017 estableció que, para el caso de crudo, el nivel de reservas es de 5,7 años y, para el caso de gas, de 11,7 años. “Por lo cual es importante continuar las campañas de exploración y producción en yacimientos convencionales. Pero también hay una clara oportunidad de poder ampliar las reservas apostándole a nuevos proyectos como no convencionales”, según dice la ACP en un comunicado enviado a Colombiacheck.

“Adicionalmente, por su método de operaciones, la técnica del fracking requiere grandes contrataciones de bienes y servicios y es un generador de empleo, es decir que es también una gran oportunidad para impulsar la economía del país y las regiones”.

¿Cuál es el potencial de Colombia para extraer hidrocarburos a través de yacimientos no convencionales?

De acuerdo a los escenarios de incorporación de reservas realizados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) -entidad de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía- sería posible incorporar hasta 10.000 millones de barriles promedio diario provenientes de yacimientos no convencionales (la producción actual de petróleo es de aproximadamente 860.000 barriles al día según MinMinas). Sin embargo, el Ministerio de Minas no ha hecho estimaciones aún sobre cuánto recibiría el país en ingresos fiscales, “ya que la rentabilidad de este tipo de proyectos dependerá de la capacidad de los operadores de reducir los costos”.

¿En qué está la política para el fracking en Colombia en este momento?

En la actualidad se cuenta con el marco técnico para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, expedido por el Ministerio de Minas y Energía en 2013.

En 2014, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible expidió los términos de referencia para la elaboración del estudio de impacto ambiental para la exploración de hidrocarburos. Y en ese mismo año, nuevamente el MinMinas estableció los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

“Con estas tres regulaciones, es posible que se lleve a cabo la fase de exploración de hidrocarburos en yacimientos no convencionales”, dijo en un comunicado el Ministerio de Minas a Colombiacheck.

¿Es decir que hoy ya se puede hacer fracking?

Se puede explorar solicitando el debido licenciamiento ante la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), que es lo que vienen solicitado en este momento los dos proyectos de ConocoPhillips y los de ExxonMobil y Ecopetrol. Pero la explotación no es posible porque no han salido los términos de referencia para expedir licencias ambientales de explotación, que es lo que están esperando las empresas petroleras, según Carlos Andrés Santiago, coordinador de la Alianza Colombia Libre de Fracking.

¿En qué zonas del país se puede hacer fracking?

Estudios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) indican que el país tiene potencial principalmente en las cuencas de la zona del valle del Magdalena Medio, en la cuenca Cesar-Ranchería, en el Catatumbo, la cordillera oriental y los llanos orientales.

Mapa de yacimientos no convencionales de hidrocarburos en Colombia.
*Mapa construido por @Geographiando con datos de la ANH.

De acuerdo con Santiago, la apuesta para comenzar es desarrollar en una primera etapa el valle del Magdalena Medio y la cuenca Cesar Ranchería.

¿Qué empresas están interesadas en hacer fracking en Colombia?

Drummond, ConocoPhillips, Canacol Energy, Parx Resources, ExxonMobil y Ecopetrol.

 

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