Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 1 CONSEJO DE ESTADO SALA DE LO CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO SECCIÓN CUARTA CONSEJERO PONENTE: WILSON RAMOS GIRÓN Bogotá, D.C., doce (12) de junio de dos mil veinticinco (2025) Referencia: Nulidad y restablecimiento del derecho Radicación: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration and Production Colombia GMBH, Sucursal Colombia Demandada: DIAN Temas: Impuesto sobre la renta 2015.

Tratamiento de expensas incurridas en etapa de exploración petrolera. Coexistencia de las sanciones de los artículos 647 y 647-1 del ET. SENTENCIA DE SEGUNDA INSTANCIA La Sala decide los recursos de apelación interpuestos por el demandante1 y la demandada2 contra la sentencia del 08 de septiembre de 2022, proferida por el Tribunal Administrativo de Cundinamarca, Sección Cuarta, Subsección B, que decidió3: Primero. Declárase la nulidad parcial de la Liquidación Oficial de Revisión nro. 312412019000012 de 20 de marzo de 2019, emitida por la … DIAN, únicamente en lo que se refiere a la sanción por inexactitud impuesta, por las razones expuestas en precedencia. Segundo. A título de restablecimiento del derecho, declárase que el valor de la sanción por inexactitud de la declaración de impuesto sobre la renta y complementarios del año gravable 2015, correspondiente a la sociedad Shell Exploration and Production Colombia GMBH Sucursal Colombia, corresponde a la suma de cincuenta mil quinientos sesenta y tres millones quinientos cincuenta y ocho mil pesos ($50.563.558.000).

ANTECEDENTES Actuación administrativa Por medio de la Liquidación Oficial de Revisión 312412019000012, del 20 de marzo de 2019, la demandada, aceptó la corrección provocada a la declaración del impuesto sobre la renta del periodo 2015, por la cual la actora disminuyó los gastos operacionales de administración y liquidó sanción por corrección, subsistiendo las siguientes glosas: el rechazo de costos de ventas, de gastos operacionales de administración y los costos de ganancias ocasionales, conforme a lo cual se impuso sanción por inexactitud y por rechazo de pérdidas fiscales4.

La demandante acudió per saltum a la jurisdicción5. Demanda En ejercicio del medio de control de nulidad y restablecimiento del derecho, previsto en el artículo 138 del CPACA (Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso 1 Samai Tribunal, índice 22, certificado 7F54EA5038723D03 73DA7B20C9B88572 0297B713BA702A42 79FAE7B0F22E5A2C (pdf), pp. 1 a 29. 2 Samai Tribunal, índice 23, 47EC2ED069961785 B9D3A4EDB4497CED B8050E24BE3103FD 1720E09F43BDBFE1 (pdf), pp. 1 a 6. 3 Samai Tribunal, índice 18, certificado E270F74F60BD89E8 77170B2F48EE8190 E28D3A30F824E8DE 8CAB97C941CF06E0 (pdf), pp. 55 a 56. 4 Samai CE, índice 2, certificado 86E85DF00CA44EE0 EC22C902737E7FA1 4C9D8EC6D0A40349 FABBAB2CF11B6A0F (zip) 2 (pdf) 6, pp. 47 a 103. 5 Samai CE, índice 2, certificado FAB52FED069893FD F21118C732DAB0AB 9F6DA2C76367705C 3C236BC3811C7BD6 (pdf), p. 63.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 2 Administrativo, Ley 1437 de 2011), la demandante formuló las siguientes pretensiones6: Primera. Que se declare nulo el siguiente acto administrativo: (i) La Liquidación Oficial de Revisión 312412019000012, del 20 de marzo de 2019, por medio de la cual la … [la demandada] modificó la declaración del impuesto sobre la renta y complementarios correspondiente al año gravable 2015 [del contribuyente].

Segunda. Que como consecuencia de lo anterior, se restablezca en su derecho a la parte actora, mediante la declaración de que el denuncio rentístico del impuesto de renta y complementarios correspondiente al periodo 2015 presentada por [la demandante], ha quedado en firme en todos sus aspectos. Tercera. De manera subsidiaria, y solo en caso de no prosperar la pretensión principal, solicitamos se revoque la sanción por inexactitud dado que no se configuran los presupuestos de derecho que la hacen precedente.

En todo caso, se presenta una causal eximente de responsabilidad al configurarse una clara diferencia de criterios respecto de la interpretación del derecho aplicable. Invocó como vulnerados los artículos 13, 29, 83, 95.9 y 383 de la Constitución; y los artículos 107, 142, 143, 770, 771-2 y 647 del ET, bajo los siguientes conceptos de violación7: -Improcedencia del rechazo del costo de ventas, toda vez que por la naturaleza de las erogaciones no es posible darle el tratamiento de cargos diferidos.

Señaló la actora que las erogaciones en geología, geofísica y sísmica fueron incurridas en la primera etapa de la fase preliminar de la actividad económica, denominada de exploración o prospección, en la que aún no se tenía expectativa alguna de percibir ingresos; tales erogaciones simplemente pretendían identificar lugares que reunieran las condiciones en las que potencialmente pudiera encontrarse acumulación de petróleo extraíble, pero que no tenían la entidad de corroborar la existencia de crudo o la viabilidad de explorar mediante pozos, pues para ello era indispensable la ejecución de actividades adicionales o etapas posteriores que permitieran un mayor grado de certeza.

Explicó que el ciclo productivo del sector de hidrocarburos se clasificaba en dos grandes fases: upstream, que cubría desde la identificación de las áreas en que podía haber petróleo, su hallazgo efectivo y su almacenamiento en el campo, y downstream, que comprendía el transporte, almacenamiento, refinación, distribución, petroquímica y comercialización. Insistió en que las referidas actividades -geología, geofísica y sísmica- no tenían, ni podían tener relación directa con la adquisición o descubrimiento de reservas de petróleo específicas e identificables, por tratarse de simples estudios generales e indirectos sobre los terrenos que no estaban encaminadas a la obtención de crudo.

A continuación se remitió a la normativa tributaria aplicable, en específico a los artículos 142, 143 y 159 del ET para señalar que la interpretación de la demandada era errada, porque asumía que todas las erogaciones realizadas en la etapa de exploración de hidrocarburos, sin excepción, debían registrarse como activo diferido, sin considerar que el artículo 143 ídem disponía que se debía tener certeza de cuáles eran las inversiones necesarias susceptibles de amortizarse, a que se refería el artículo 142 ejusdem, las que, de acuerdo con la técnica contable, eran registrables como activos diferidos.

Sumado a ello, adujo que el artículo 159 ibídem preveía que para los efectos de la última disposición, las inversiones necesarias en materia de minas y petróleos, distintas a las efectuadas en terrenos o bienes depreciables, incluían los desembolsos efectuados tanto en las áreas de explotación, como en las áreas no productoras, lo que permitía concluir que se consideraban inversiones amortizables (cargos diferidos) los desembolsos efectuados en 6 Samai CE, índice 2, certificado FAB52FED069893FD F21118C732DAB0AB 9F6DA2C76367705C 3C236BC3811C7BD6 (pdf), p. 3. 7 Samai CE, índice 2, certificado FAB52FED069893FD F21118C732DAB0AB 9F6DA2C76367705C 3C236BC3811C7BD6 (pdf) 2, pp. 15 a 63.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 3 áreas de explotación y en no productoras, siempre que se cumpliera con la norma contable, lo que descartaba la tesis de la Administración concerniente a que en todos los casos debían tratarse como cargos diferidos.

Posteriormente, se refirió a la dinámica contable de los cargos diferidos, haciendo énfasis en que, de acuerdo con el artículo 67 del Decreto 2649 de 1993, deben registrarse como tales, los recursos que representan bienes o servicios recibidos, o los costos incurridos durante las etapas de organización, construcción, montaje y puesta en marcha, de los cuales se espera obtener beneficios económicos futuros, o las inversiones realizadas en investigación y desarrollo, cuando el producto o proceso cumple con los siguientes requisitos: (i) los costos y gastos atribuibles se pueden identificar separadamente;

(ii) su factibilidad técnica está demostrada; (iii) existen planes definidos para su producción y venta; y (iv) su mercado futuro está razonablemente definido. Tras lo cual, aseguró que las precitadas condiciones no se cumplían respecto de las erogaciones incurridas. A los efectos anteriores, señaló que las actividades de geología, geofísica y sísmica no permitían organizar el pozo de explotación de crudo, pues su propósito era verificar potenciales afloramientos en la superficie de un terreno, sin que con ello se asegurara la instalación del mismo a la espera de obtener beneficios económicos en otros periodos.

Además, tales actividades nunca apoyarían la organización de la exploración o explotación del hidrocarburo. Amén de lo anterior, no permitían demostrar que el pozo arrojara resultados positivos; es decir, no probaban la factibilidad técnica, ni definirían un plan de producción y venta, como tampoco la existencia y/o cantidad de crudo, ni el mercado razonable futuro.

Por todo ello, afirmó que fueron erogaciones de investigación y desarrollo que no cumplían los requisitos de la norma contable para ser registrados como cargos diferidos, ya que no se podían relacionar directamente con la adquisición o descubrimiento de reservas por el periodo comprendido entre el inicio del estudio y su ejecución, de manera que el manejo que dio fue el correspondiente a la luz de la normativa tributaria y contable.

Adicionalmente, y a título de «refuerzo» de sus argumentos, hizo referencia a una regulación de la contabilidad pública aplicable a Ecopetrol (resoluciones 354, 355 y 356 de 2007) donde expresamente se prevé que los estudios en etapa de exploración «tendientes a determinar si ias zonas anaiizadas contienen o no recursos naturalesno renovables en cantidades comerciaimente expiotabies se reconocen como gasto, dado que no es factibie reiacionar directamente dichas erogaciones con la adquisicion o descubrimiento de reserves especificas e identificables», Al respecto, planteó que aunque no pretendía la aplicación de tal normativa, referida a entidades de naturaleza pública, consideró que los principios y reglas allí establecidos eran elaborados por expertos y constituían un elemento de juicio adicional para entender la dinámica del sector de hidrocarburos.

Así, como se trataba de disposiciones expedidas en consideración a las particularidades de las actividades de ese sector, no podía darse un tratamiento asimétrico en favor de unos y en contra de otros actores de la industria extractiva, so pena de vulnerar los principios de igualdad, justicia y equidad que debían prevalecer en el sistema tributario, pues eso implicaría permitirle a esas compañías tributar sobre una menor base gravable, en razón a la posibilidad de deducir los gastos que les conferiría una evidente ventaja competitiva no justificable bajo los principios de justicia y equidad.

Por otra parte, reprochó que la autoridad sustentara su posición en una sentencia en la que se debatía la posibilidad de llevar como IVA descontable el impuesto pagado en servicios de exploración sísmica, pues en tal caso no se discutía la deducibilidad en el impuesto sobre la renta de los gastos que no se registraban como diferidos y, en todo caso, advirtió que la referencia que en tal momento hizo esta corporación a los artículos 142, 143 y 159 del ET fue para demostrarle a la demandada que independientemente de Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 4 si un costo o gasto deba tratarse como un cargo diferido en el impuesto de renta, ello no llevaba a perder la calidad de deducible.

Precisado lo anterior, adujo que no resultaba viable que la demandada pretendiera resolver el caso con jurisprudencia de un tributo de carácter indirecto que gravaba el consumo, cuando lo discutido versaba sobre el impuesto de renta, el cual bajo ninguna óptica era equiparable al IVA. Luego, advirtió que, según lo señalado por la Administración, los costos de ventas y de prestación de servicios rechazados correspondían a los contratos CPE2, CPE4, VMM27, VMM28, VMM3, Guajira 3, SINOFF3 y Colombia 3.

Al respecto precisó que su participación en los contratos CPE-2, CPE-4 fue cedida a Ecopetrol solo que, para el primer caso, la ANH a la fecha no había expedido el acta de consolidación por «ineficiencias de la entidad», pese a la voluntad inequívoca de las partes y, por ello, solicitó oficiar a la entidad para que expidiera y allegara «el acta de devolución de áreas del contrato de evaluación técnica especial, correspondiente al bloque CPE-2» para ser incorporada como prueba.

En relación con el segundo contrato, manifestó que, al igual que lo sucedido en el anterior, la actora cedió la totalidad de su parte a Ecopetrol -quien actuó como pleno operador-, y aunque el contrato finalizó en octubre de 2014, el acta solo se suscribió en el año 2016 cuando lo oficializó la ANH. Así, en el 2015 no se adelantaron gestiones de exploración, sino de mantenimiento del terreno, no habiendo sido procedente registrar los costos a su cargo como activos diferidos.

Respecto del contrato VMM27 reprochó igualmente que la Administración reclamara el registro de los costos y gastos relacionados con este como activos diferidos, aduciendo que el acta de entrega fue suscrita el 04 de enero de 2016, haciendo caso omiso de que, en comunicación del 17 de diciembre de 2014, le manifestó, a la ANH, la imposibilidad de efectuar actividades exploratorias por las restricciones impuestas por la autoridad ambiental y debido a los inconvenientes con las comunidades en las áreas de influencia, frente a lo cual, dicha entidad respondió que debía verificar el cumplimiento de todas las obligaciones contractuales (E&P VMM-27).

Así, a su juicio, era claro que desde el año 2014 la compañía tuvo certeza de que el proyecto no era fructífero y así se lo manifestó a la citada entidad en dicho año, de modo que los costos y gastos derivados de su administración y mantenimiento, mientras se hacía la correspondiente entrega a la ANH, no podian ser registrados como activos diferidos pues fue esa entidad quien dilató la finalización del contrato.

Por ello, afirmó que la demandada no tenía en cuenta ni la normativa aplicable, ni la realidad de la actividad económica, pues la entrega del pozo seco obedeció a la imposibilidad de desarrollar el proyecto, lo que se concretó en 2014, pero debido a la «ineficiencia» de la entidad solo se formalizó en el año 2016. Lo mismo ocurrió con el contrato VMM-28, pues la autoridad exigía el registro de los costos y gastos como diferidos en el año 2015, porque el acta de entrega fue suscrita el 16 de septiembre de 2016, sin tener en cuenta que solicitó la terminación del contrato por las restricciones de la Licencia Ambiental otorgada por la ANLA, lo que hacía inviable técnica y económicamente el proyecto, conforme Io manifestó en la comunicación fechada el 26 de junio de 2015; sin embargo, la demandada desconocía la realidad económica de la operación. Respecto del contrato, VMM3 precisó que, el 18 de mayo de 2015, suscribió con Conoco Phillips- un acuerdo de cesión, cuyo contrato adjuntaba al escrito de demanda, pues según la entidad demandada, este no había sido allegado y por eso rechazó los costos.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 5 Señaló que, respecto de los citados contratos, así como de los identificados como Guajira 3; Colombia 3 y SinOff 7, la Administración estaba obligada a establecer la realidad económica, para lo cual, gozaba de amplias facultades de fiscalización, debiendo valorar integralmente el material probatorio (indivisibilidad de la prueba).

No podía limitarse, como lo hizo, a efectuar un análisis formal, sino que debía verificar los hechos y fechas en las cuales ocurrió materialmente la devolución de los pozos. Así concluyó que los costos eran procedentes por cumplir las previsiones del ordenamiento tributario y porque las pruebas aportadas demostraban que las expensas no podían ser registradas como cargos diferidos en el año 2015, ya que no existía duda acerca de que no le generarían ningún beneficio futuro a la compañía, de manera que eran gastos deducibles del periodo. -Resulta improcedente el rechazo de los gastos operacionales de administración declarados por la Compañía. Al respecto precisó que la demandada sustentó el rechazo de los gastos operacionales con los mismos argumentos del rechazo de los costos de ventas, esto es que, las inversiones realizadas en la etapa exploratoria debían registrarse como cargos diferidos y amortizarse hasta el momento en que se determinara su infructuosidad o comercialidad, puesto que el artículo 67 del Decreto 2649 de 1993 establecía que los recursos representados en bienes o servicios, de los cuales se esperaba obtener beneficios futuros, debían registrarse como activos diferidos.

Al respecto, señaló que los artículos 142, 143 y 159 del ET regulaban el reconocimiento de los activos amortizables en el sector de hidrocarburos, disposiciones que se encuentran exclusivamente referidas a los costos, tratamiento que no era extensible a los gastos incurridos en la exploración de yacimientos petrolíferos, gasíferos o de recursos naturales no renovables.

Adujo que, los gastos no podían ser objeto de deducción por amortización, en apoyo de lo cual, subrayó que a lo largo del estatuto tributario se distinguían los conceptos de costo y gasto al igual que lo hacían sentencias de esta corporación, respecto de lo cual, citó las sentencias del 13 de diciembre de 1995 y del 21 de agosto de 1998 (exps. 7158 y 8906, CP: Delio Gómez Leyva) que precisaban la diferencia entre costo y gasto.

En esa línea, enfatizó que una erogación tenía la calidad de costo cuando era posible establecer una relación directa entre el pago y la producción o fabricación del bien y/o servicio, mientras que si no la tenía, configuraba un gasto. Con el mismo sentido, aludió a la definición de costos y gastos del Decreto 2649 de 1993. Bajo tal ilación, señaló que las sumas pagadas por concepto de estudios de geología, geofísica y sísmica constituían contable y fiscalmente gastos del periodo, en tanto no era factible relacionarlos directamente con la adquisición o descubrimiento de reservas petrolíferas específicas e identificables, correspondían a actividades de investigación realizadas en una etapa en la cual, la compañía no tenía expectativa alguna de percepción de ingresos.

Adicionalmente, el tratamiento de las citadas expensas como gasto, era igualmente avalado por los artículos 13, 17 y 18 del Decreto 2649 de 1993 y el artículo 104 del ET. En consecuencia, la compañía cumplió con la normativa contable y fiscal. Tras lo anterior, señaló que los gastos restantes, correspondían a «marketing y publicidad», y reprochó que se hubieran rechazado por no tener relación de causalidad, pues era evidente que esto obedecía a argumentos caprichosos e infundados de la Administración, que desconocía la aplicación de la ley, la doctrina oficial y la reiterada jurisprudencia de esta Corporación, atinente a que para la deducibilidad de una expensa no se requería una relación directa entre el gasto y el ingreso, sino entre el gasto y la actividad generadora de renta; advirtió que inclusive, esta corporación ha reconocido la deducibilidad de los gastos de publicidad.

En consecuencia, tal rechazo era Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 6 improcedente. Finalmente, advirtió que igualmente «resulta reprochable que la administración tributaria argumente que los gastos de publicidad deben ser rechazados porque los mismos no fueron objeto de amortización pues tal figura se le aplica únicamente a los costos y, en todo caso, los gastos de publicidad no están condicionados a la obtención de un ingreso, pues su naturaleza tiene una incidencia indirecta en la generación de renta de los contribuyentes». -Improcedencia del rechazo de costos por ganancias ocasionales.

Explicó que la demandada fundamentó el desconocimiento de los costos, por ganancia ocasional, incurridos con dos terceros, por concepto de la compra de los derechos del bloque VMM3, en que, presuntamente, no se aportaron los soportes. Al respecto, adujo que la demandada hizo un análisis equivocado de los documentos aportados y que soportaban el registro contable.

En específico señaló que, en relación con Petróleos del Norte S.A., la demandada había efectuado una inadecuada revisión de los documentos, prueba de ello, era el registro contable, pues este no correspondía a esa compañía, sino a Petroamerica International Sucursal Colombia, sociedad que emitió la Factura de Venta No. 0001 del 06 de diciembre de 2011, por valor de $13,571,810,000 por concepto de la cesión de derechos del Bloque VMM3, la cual aportaba nuevamente.

Respecto de Carrao Energy Sucursal Colombia, precisó que el rubro correspondía a la “cesión de intereses de los derechos” de esa compañía en el bloque VMM3, según contrato de cesión por USD 8.000.000, conforme constaba en la factura 001 del 26 de diciembre de 2011 contabilizada por la Compañía por valor de $15.587.840.000. Todo esto, evidenciaba que la demandada no tuvo en cuenta los documentos soporte del registro contable, pues allegó los respectivos soportes, en los términos del artículo 771-2 del ET. -Improcedencia de la sanción por inexactitud de que tratan los artículos 647 y 647-1 del estatuto tributario.

Argumentó que la imposición de la sanción por inexactitud en concurrencia con la sanción por disminución o rechazo de pérdidas fiscales (arts. 647 y 647-1 del ET, respectivamente), violaba el principio de non bis in idem, en tanto la Administración la estaría sancionando dos veces fundamentándose en los mismos hechos, de inclusión de deducciones y costos improcedentes.

Al respecto, precisó que la sanción por disminución o rechazo de pérdidas fiscales no tipificaba un hecho sancionable, sino que regulaba las condiciones en las cuales debían aplicarse las sanciones por inexactitud y corrección, cuando se disminuyeran o rechazaran las pérdidas fiscales, de manera que la sanción por disminución de pérdidas procedía como sustituto de la sanción de inexactitud, pero no había lugar a la doble imposición. En apoyo de su tesis, invocó la sentencia del 05 de octubre de 2016 (exp. 21051, CP: Martha Teresa Briceño de Valencia), así como la Sentencia de la Corte Constitucional (C-910 de 20048) donde se precisó que la precitada sanción no constituía una sanción autónoma de la sanción de inexactitud, ni de la de corrección, sino que tenía por objeto establecer una base especial para la imposición de esas sanciones en los casos en los que la disminución o el rechazo de una pérdida no genera un mayor saldo a pagar o un menor saldo favor, argumentos que, señaló, fueron adoptados por la misma autoridad en el Concepto 086856 de 2008.

Por esto, imponer conjuntamente tales sanciones implicaba vulnerar la garantía constitucional, según la cual una persona no puede ser juzgada dos veces por el mismo hecho (art.29 constitucional). Por otra parte, advirtió que la sanción por inexactitud que le fue impuesta en la liquidación oficial de revisión era improcedente por ausencia del hecho sancionable9, en tanto no omitió ingresos ni activos; tampoco incluyó costos o deducciones inexistentes, pues estos 8 Corte Constitucional, sentencia C-910 de 2004, MP: Rodrigo Escobar Gil. 9 Al respecto, la demandante citó las sentencias del junio 27 de 1996 (exps. 7652, 7679 y 7680, C.P. Consuelo Sarria); del 24 enero de 1997 (exp. 8062.

C.P. Delio Gómez Leyva); 21 de febrero de 1997 (exp. 8086, C.P. Consuelo Sarria Oleos); del 21 de febrero de 1997 (exp. 7599 C.P., CP: German Ayala Mantilla); del 7 marzo de 1997 (exp. 8088, C.P. German Ayala Mantilla); del 4 abril de 1997 (exp. 8168, C.P. German Ayala Mantilla); del 18 de abril de 1997 (exp. 8170, C.P. Delio Gómez Leyva); del 5 de junio de 1998 (exp. 00-4601); del 20 de noviembre de 1998 (exp. 9133, CP: Daniel Manrique Guzmán).

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 7 atendieron la técnica contable, comoquiera que era dable registrar las erogaciones como activos diferidos. Agregó que tampoco utilizó datos o factores falsos, equivocados, incompletos o desfigurados.

Ningún dato declarado fue engañoso, fingido, simulado, falto de realidad o veracidad, disfrazado, alterado, incorrecto o inexacto. Por el contrario, los activos, ingresos, deducciones y costos declarados fueron reales, coincidieron con las cifras, facturas y demás documentos que en su momento conoció la demandada. En suma, la compañía cumplió estrictamente con la normativa contable y tributaria.

Finalmente, adujo que si, en gracia de discusión, no se aceptara lo anterior, en todo caso, la sanción por inexactitud era improcedente por la evidente «diferencia de criterios» entre la demandante y demandada en relación con la aplicación de los artículos 104, 107, 142, 143, 159, 493, 647, 647-1 y 771-2 del ET y 13, 17, 18 y 67 del Decreto 2649 de 1993, según lo establecido en el último inciso del artículo 647 del ET.

Sobre tal particular, indicó que la Corte Constitucional ha puntualizado que la responsabilidad objetiva en materia sancionatoria está proscrita (sentencia C-690 de 199610), en virtud de los principios de buena fe, justicia y equidad, lo cual fue reiterado en materia tributaria, en la sentencia C-102 de 201511. Adicionalmente, señaló que esta Sección en sentencia del 05 de octubre de 2016 (exp. 21051.

CP: Martha Teresa Briceño de Valencia) precisó que la configuración de la causal de exoneración de responsabilidad «por diferencia de criterios» exigía que se cumplieran los siguientes presupuestos: (i) que se hubiera presentado una declaración tributaria con fundamento en hechos completos y cifras veraces y (ii) que el contenido de la declaración tributaria esté soportado en una interpretación razonable de las leyes tributarias; requisitos que se cumplían, puesto que, en primer lugar, demostró que elaboró la declaración de renta del periodo gravable 2015 a partir de una debida interpretación legal de las normas vigentes y sin haber omitido o adicionado, de manera intencional o negligente, factores para la determinación del tributo y, en segundo lugar, fue efectuada con base en una interpretación razonable de las normas contables y tributarias, en tanto su actividad generadora de renta (explotación de hidrocarburos) tenía un tratamiento especial, acorde con lo explicado en el primer cargo de nulidad.

Sostuvo que también hubo diferencia interpretativa respecto de los artículos 647 y 647-1 del ET; esta última que no prevé una sanción autónoma, sino una sanción por inexactitud con una especial base de cuantificación, que se aplica en los casos en que las inexactitudes no conllevan la determinación de un mayor impuesto o menor saldo a favor.

Contestación de la demanda La demandada se opuso a las pretensiones de la actora,12 a tal fin planteó que los actos demandados se ajustaron a las normas sustanciales y procesales vigentes. Partió de explicar las etapas del ciclo de producción del petróleo, Upstream (exploración y producción (E&P)) y Downstream. Respecto de la primera, describió que incluía las tareas de búsqueda de potenciales yacimientos de petróleo crudo y de gas natural, tanto subterráneos como submarinos, la perforación de pozos exploratorios y posteriormente la perforación y explotación de pozos que llevan el recurso no renovable hasta la superficie.

Seguido de ello, explicó en detalle las actividades de exploración sísmica, exploración «perforatoria», y la producción. Luego, se refirió al alcance de la etapa «downstream» que comprendía la refinación, transporte y comercialización en el sector hidrocarburos. Destacó que la demandada reconoció que las erogaciones en que incurrió 10 Corte Constitucional, sentencia C-690 de 1996, MP: Alejandro Martínez Caballero. 11 Corte Constitucional, sentencia C-102 de 2015, MP: Gloria Stella Ortiz Delgado. 12 Samai tribunal, índice 8, certificado 23E74AF21CB749B0 32D401CCA6A7C619 C527E9D16B1A727C E14809AAD84F4866 (zip), 1 (pdf), pp. 3 a 28.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 8 se dieron en el marco de la primera etapa del ciclo de producción del petróleo, sin que esto implicara que no tuvieran o no pudieran tener relación directa con el descubrimiento de reservas de petróleo específicas e identificables, esto es, encaminadas a obtener petróleo.

Así que, contrario a lo sostenido por la actora, esa «exploración sísmica» conducía a determinar las posibles áreas donde podía encontrarse el petróleo, diagnóstico que era confirmado en la etapa de exploración perforatoria; de ahí que no era viable concluir que no se tuvieran expectativas de percepción de ingresos y menos aún que no tuvieran relación con el descubrimiento de reservas de petróleo, de manera que las erogaciones no podían solicitarse en el período gravable porque los ingresos se obtendrían una vez vendido el producto.

Añadió que las inversiones amortizables en la industria petrolera podían estar representadas en costos y gastos necesarios para la exploración y explotación de yacimientos petrolíferos, y anotó que el artículo 142 del ET definía lo anterior, como una de las típicas inversiones amortizables, las cuales comprendían el costo de una serie de servicios como geología y geofísica, perforación, lodos, perfilajes, eléctricos, pesca, cañoneo, entre otros, y el de ciertos activos que se incorporaban en el resultado material de esos servicios; por ejemplo, la tubería de revestimiento y la de producción que se fijan en los pozos, los cuales se amortizaban para ser deducidos en períodos gravables posteriores.

En la misma línea, sostuvo que las erogaciones realizadas en la etapa de exploración sísmica debieron registrarse como cargos diferidos, a cuyo alcance se refirió en el marco del artículo 67 del Decreto 2649 de 1993 -vigente para ese momento- y anotó que los costos incurridos por concepto de sísmica, drilling y otros, en virtud de los contratos CPE- 2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3, Guajira 3, Sinüff-7 y Colombia 3 correspondían a costos de exploración necesarios para el desarrollo de la actividad productora de renta de la sociedad, los cuales eran deducibles por el sistema de amortización de inversiones, como lo establecían los artículos 142, 143 y 159 del ET.

En ese marco, aseguró que dichos costos y gastos podían identificarse separadamente; su factibilidad técnica estaba demostrada, porque eran justamente los que permitían demostrar si el suelo era o no productivo; existían planes definidos de producción; y su mercado razonable estaba definido, acorde con el resultado de los estudios adelantados.

Arguyó que de conformidad con los artículos 143 y 159 del ibidem la amortización de las inversiones, de que trataba el artículo 142 ejusdem, podía realizarse bien fuera a través del método de «unidades de producción» o del método de «línea recta» debiendo respetarse el límite temporal mínimo de cinco años o máximo de dos años en el caso de proyectos infructuosos -cuyo alcance describió-.

Explicó que, para determinar la base amortizable, contablemente existían métodos como el del costo total y el de esfuerzos exitosos, el primero se basaba en el supuesto que todos los desembolsos contribuían a la obtención del petróleo, mientras que el segundo solo consideraba determinadas erogaciones, principalmente las de perforación de pozos productores.

Seguido de ello, anotó que, acorde con el Decreto 2649 de 1993, los activos diferidos comprendían los gastos pagados por anticipado, así como los cargos diferidos que representaban bienes y servicios recibidos de los cuales se esperaba obtener beneficios económicos en periodos futuros. Enfatizó en que únicamente podían llevarse como gasto del periodo los activos diferidos, [alícuota], una vez comenzaran a ayudar en la generación de renta, pues en el marco del Decreto 2649 de 1993, la amortización solo se reconocía desde que se generaran los ingresos.

En ese orden, afirmó que debían registrarse como activos diferidos «los costos y gastos incurridos en las etapas de organización, desarrollo, construcción, instalación, montaje y puesta en marcha de los bienes y/o servicios de los cuales se espera obtener beneficios, por lo cual no puede quedar al arbitrio de la sociedad demandante y su sujeción al tratamiento contable que el 2649 de 1993 fijó tratándose de estos gastos, cargándolos directamente a resultados del Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 9 período en el año de su realización».

En el mismo orden, reiteró que, contrario a lo manifestado por la demandante, los costos correspondientes a la etapa de exploración sísmica cumplían con los requisitos de la norma contable -vigente para la época-, para ser registrados como activos diferidos, a cuyos efectos destacó que la actividad económica de la actora correspondía al «desarrollo de todas las actividades relacionadas con la exploración, desarrollo, investigación, explotación, comercialización, transporte y distribución de hidrocarburos y productos derivados», entre otras, y explicó que las actividades de sísmica, drilling y otras eran erogaciones incurridas en desarrollo de los contratos de exploración y producción celebrados con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3, Guajira 3, Sinüff- 7 y Colombia 3) «corresponden a costos de exploración necesarios para el desarrollo de la actividad productora de renta de la sociedad, deducibles por el sistema de amortización de inversiones, como lo exigen los artículos 142, 143 y 159 del Estatuto Tributario».

Finalizó concluyendo que el registro de las señaladas erogaciones en cuentas de gasto, en aplicación de otros métodos como el de esfuerzos exitosos, y normas internacionales -que no eran aplicables en Colombia para efectos contables ni fiscales-, desconocía los principios de contabilidad generalmente aceptados y la regulación tributaria.

De otra parte, defendió el rechazo de los gastos operacionales de administración en cuantía de $621.882.000, fundada en lo siguiente: (i) la erogación por $385.738.584 no correspondía a los conceptos de marketing ni publicidad, como aducía la actora, sino a servicios de implementación de PBC Programas de beneficio a las comunidades ubicadas en los "Bloque Colombia 3" y "Bloque Guajira 3", es decir se trataba de «inversiones voluntarias que realizan las empresas dedicadas a la industria de petróleo», asociadas a contratos en etapa de exploración, los que acorde con la técnica contable debían registrarse como diferidos y amortizarse una vez se determinara su infructuosidad o comercialidad conforme con lo dispuesto en los artículos 142 y 143 de ET en concordancia con los artículos 1, 2, 13 y 67 del Decreto 2649 de 1993;

(ii) las erogaciones de $236.143.102, pagadas a Fundación Hay Festival Colombia y The CWC Group Limited, correspondían, la primera, a un patrocinio al «Festival Cartagena de Indias 2015», cuya factura señalaba un reintegro del pago honorarios de un conferencista por $100.000.000, y, la segunda, al patrocinio de «Colombia Oil & Gas 2015», cuya relación de causalidad no fue sustentada por la demandante, lo que se requería para su deducibilidad, conforme a lo señalado en la sentencia de unificación de esta corporación. Igualmente, defendió como procedente el rechazo de los costos por ganancias ocasionales.

Al respecto, afirmó que, según las comprobaciones efectuadas, la contribuyente no acreditó el costo de los activos vendidos. Explicó que esta en sede administrativa aportó: (i) un análisis, [realizado por la misma actora], de la venta de derechos contractuales efectuada en el año gravable 2015, el cual mostraba el costo contable de intangibles bloque VMM-3 en cuantía de $29.186.740.001 y su costo fiscal por $4.651.650.000;

(ii) la factura de venta 0009, del 5 de agosto de 2015, por la venta de los derechos exploratorios del contrato Bloque VMM-3 por USD 1.500.000, expedida por la actora a Conocophillips Colombia Venture Ltd.; y (iii) el registro contable del ingreso, del 01 de septiembre de 2015, por $4.651.650.000 por la venta de los derechos del citado contrato.

Agregó que la demandante informó que el costo de los derechos contractuales del contrato VMM-3 se conformó por $13.598.900.000, correspondientes a la compra de los derechos VMM-3 al tercero Petronorte (Petróleos del Norte), más $15.587.840.000, por la adquisición de los derechos VMM-3, al tercero Carrao Energy (cuyo nombre se modificó posteriormente por el de Canacol), para un total de $29.186.740.000, según documentos 1055985 y 1055550 del, 31 de diciembre de 2011 (costo ajustado a 31 de diciembre de 2015).

Sin embargo, señaló que la demandante Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 10 indicó la dificultad de encontrar las facturas de compra de dichos derechos contractuales, por lo que esta manifestó haber solicitado a dichas compañías una copia de las facturas, lo cual evidenciaba, en su criterio, que no hubo un equivocado análisis de los documentos por parte de la Administración, puesto que no se tenían.

Seguidamente, cuestionó que la contribuyente afirmara, posteriormente, que a quien le había comprado los derechos contractuales fue a Petroamérica internacional y no a Petronorte, como inicialmente indicó. Asimismo, señaló que la actora allegó copia de las facturas: (i) 0001, del 06 de diciembre de 2011, por $13.571.810.000 y 0002, de la misma fecha, por $322.475.900, ambas por concepto de «Cesión de Derechos Bloque VMM3»; valores que totalizaban $13.894.285.900, el cual, advirtió, no coincidía con la suma informada por la actora como costo total, en cuantía de $13.571.810.000; y (ii) 001, del 26 de diciembre de 2011, por concepto de «Cesión de Intereses de los Derechos de Carrao Energy Sucursal Colombia en el Bloque VMM3» por valor de 8.000.000 USD. [se advierte que, en todo caso, el costo fiscal fue limitado a la suma de $4.651.650.000, que corresponde a la venta que la actora efectuó a Conocophillips Colombia Venture Ltd, por los derechos contractuales mencionados].

En ese contexto, advirtió que al presentarse inconsistencias en los valores y los terceros relacionados con la operación de la compra de los derechos contractuales del bloque VMM-3, sostuvo que resultaba procedente su rechazo. Adicionalmente, argumentó que, de acuerdo con la trazabilidad del contrato de exploración y producción E&P No. 50 firmado con la ANH en 2009, Petronorte, Petroamérica Internacional o Carrao Energy figuraban como titulares de dichos derechos contractuales ante la ANH para el año 2011.

Finalizó señalando que la actora debió capitalizar todas las erogaciones y costos, y acreditar la respectiva cuenta, al momento de la venta. Respecto de la imposición de la sanción por inexactitud, afirmó que dentro de las conductas sancionables, previstas en el artículo 647 del ET, contemplaba la inclusión de costos y deducciones inexistentes, en la cual incurrió la demandante.

Adicionalmente, negó la configuración de la «diferencia de criterios» por cuanto «… lejos de realizar una interpretación razonada de estas disposiciones, lo que hizo fue desconocerlas para obtener un menor impuesto a pagar», dada la claridad de los artículos 142, 143 y 159 del ET. Finalmente, afirmó que procedía la sanción por rechazo de pérdidas fiscales; a tal fin, explicó que el legislador la consagró ya que su ausencia había permitido la práctica, por parte de algunos contribuyentes, de declarar pérdidas por mayor valor del real, sin consecuencia punitiva.

En tal contexto, defendió su coexistencia con la sanción de inexactitud, pues, como lo señaló la Corte Constitucional en sentencia C-910 de 2004, existían mecanismos de exoneración, al igual que para efectos de la sanción de inexactitud, siempre que la pérdida no hubiera sido compensada. Añadió que, si bien era cierto que, mediante el Concepto DIAN 086856 de 2008, se había acogido el criterio de la Corte para determinar la sanción, no entendía como podía, de tal hecho, derivarse en la interpretación que hacía la demandante respecto a que, la concurrencia de la sanción de inexactitud y la sanción por disminución de pérdidas vulneró el principio del non bis in ídem, por tratarse de la misma sanción. Sentencia apelada El tribunal declaró la nulidad parcial de los actos acusados, en el sentido de levantar la sanción por inexactitud13. 13 Samai Tribunal, índice 18, certificado E270F74F60BD89E8 77170B2F48EE8190 E28D3A30F824E8DE 8CAB97C941CF06E0 (pdf), pp. 55 a 56.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 11 Previo referirse a los artículos 107, 142, 143, 159 y 771-2 del ET, así como los artículos 65, 67 y 69 del Decreto 2649 de 1993, precisó que no existía discusión respecto de que los costos de sísmica, drilling y otros costos de los contratos CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3, Guajira 3, SinOff-7 y Colombia 3, fueron incurridas en la etapa de exploración, fase en la cual se realizaban todos los trabajos, estudios y obras necesarias para determinar la existencia de hidrocarburos.

Seguidamente, puntualizó que esta corporación ya había analizado la naturaleza de las expensas incurridas en esa etapa, y había precisado que, contablemente, configuraban activos diferidos (Sentencia del 05 de agosto de 2021, exp. 25034, CP Milton Chaves García). En consecuencia, tales expensas debieron activarse y deducirse gradualmente, independientemente del éxito o no de las actividades de exploración, de modo que la actora no podía haberlas llevado al gasto.

Ahora bien, como la demandante invocó como aplicable la previsión del artículo 143 del ET que autorizaba amortizar la totalidad de la inversión en el año en que se terminara el negocio, aduciendo la culminación de los contratos CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3 en el año 2015, el Tribunal, luego de analizar los documentos allegados al expediente, desestimó tal argumentación, porque: (i) en los contratos CPE-2 y VMM-3, no se encontraba aprobada la cesión por parte de la ANH para el año 2015, lo cual no operaba automáticamente, pues requería de algunos trámites y verificación de requisitos, de manera que la actora debió activar las erogaciones;

(ii) en los contratos CPE-4, VMM- 27 y VMM-28, el acta de devolución del área del contrato de exploración, solo se suscribió hasta el año 2016, con independencia de que hubiese manifestado a la ANH la imposibilidad de continuar desde el año 2014, de manera que solo podía amortizar en el año 2016; (iii) respecto de los contratos Guajira 3, SinOff-7 y Colombia 3 no se aportaron pruebas específicas ni se expusieron las razones que justificaran su amortización en el año 2015.

En suma, en relación con los prenotados contratos, el a quo determinó que la actora no demostró que las áreas hubieran sido devueltas o cedidas al 31 de diciembre de 2015, de manera que los costos debieron ser activados, no siendo procedente haberlos deducidos en el año fiscalizado. Respecto de los «gastos de administración» por valor de $621.882.000, que según la actora correspondían a «marketing y publicidad», consideró, en línea con lo anterior, que la deducción debió efectuarse gradualmente conforme con los artículos 142 y 143 del ET, normativa de aplicación preferente al artículo 107 ídem, y por ello, concluyó que el solo hecho de no haber registrado las expensas como diferidos implicaba su rechazo, sin necesidad de analizar el cumplimiento de la relación de causalidad prevista en tal disposición. Respecto del rechazo de los costos por ganancia ocasional en cuantía de $4.651.650.000, resaltó que existía una diferencia en el nombre del vendedor de los derechos contractuales, pues la demandante había informado que había comprado dichos derechos a la sociedad Petronorte, y luego señaló que fue Petroamérica Internacional.

Además, las facturas emitidas por esta segunda compañía, sumaban $13.894.285.900, valor que no cruzaba con el valor informado por la actora en cuantía de $13.598.900.000. En relación con la factura expedida por la sociedad Carrao Energy, por valor de $15.587.840.000, si bien no había diferencias con el valor informado por la demandante, destacó que, en todo caso, la Administración había señalado como otra razón del rechazo el hecho de que ninguna de tales compañías [Petronorte, Petromérica y Carrao] figuraban como dueñas ante la ANH, en el año 2011, del contrato VMM-3, lo cual señaló el tribunal haber corroborado con los documentos allegados; sin embargo, la actora guardó silencio sobre tal aspecto.

Por lo considerado, el a quo confirmó la glosa. Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 12 Por último, concluyó el tribunal que aplicar simultáneamente las sanciones por inexactitud y por disminución de pérdidas vulneraba el principio del non bis in ídem, en tanto la legislación tributaria no las instituyó como «sanciones independientes o conductas punibles diferentes, sino que se trata de dos formas de determinar la sanción por inexactitud».

A tal efecto, precisó que la sanción por inexactitud procedía cuando la Administración determinara un mayor valor de impuesto a pagar o un menor saldo a favor, incluidos los casos en que ello ocurría producto de la disminución de pérdidas, mientras que la sanción contemplada en el artículo 647-1 del ET se configuraba cuando el susodicho rechazo de pérdidas no disminuía el saldo a favor o aumentaba el valor a pagar.

Luego, señaló que, teniendo en cuenta que la Administración había modificado el saldo a favor de $195.021.000 a un saldo a pagar (antes de sanciones) de $5.182.617.000, solo había lugar a imponer la sanción por la infracción cometida, pues la actora había incurrido en la conducta sancionable por haber incluido en su declaración costos y gastos improcedentes; sin que se configurara la diferencia de criterios, puesto que ello había obedecido al desconocimiento de las normas tributarias.

En consecuencia, determinó: (i) mantener la sanción por disminución de pérdidas fiscales en cuantía de $50.563.558.000 porque esto no generó un impuesto a cargo ni un menor saldo a favor, y (ii) revocar la sanción de inexactitud por valor de $5.377.638.000. [No obstante, la Sala advierte que el razonamiento del tribunal no fue claro, puesafirmó, en la parte considerativa de la sentencia apelada, que la sanción por disminución o rechazo de pérdidas fiscales procede únicamente cuando los ajustes realizados por la Administración no conlleven un mayor valor del impuesto a cargo del contribuyente o menor valor del saldo a favor].

Recursos de apelación Ambas partes apelaron la decisión de primera instancia, sustentadas en los argumentos que se resumen a continuación. La demandante14 presentó los siguientes cuestionamientos: -En relación con el desconocimiento de los gastos operacionales de administración. Adujo que el tribunal incurrió en un error de interpretación, al aplicar los artículos 142 y 143 del ET de manera indistinta para los costos y deducciones que realizó la actora en el período gravable 2015, dado que no tuvo en cuenta que ambos conceptos tienen fundamentos e implicaciones diferentes.

Al respecto, señaló que estos no podían ser tratados contable ni fiscalmente como si fueran sinónimos, sino que debían observarse las normas especiales establecidas por el legislador para cada uno. Seguido de ello, iteró los planteamientos de la demanda en el sentido de que el tratamiento previsto en los citados artículos solo era aplicable «para las erogaciones que constituyan costo para el contribuyente, mientras que no hace mención alguna a que este tratamiento también se haga extensivo a las deducciones, de modo que, a partir de una interpretación normativa apegada de manera estricta al principio de legalidad exige que solo los costos son los que pueden ser tratados como activos amortizables».

Bajo la misma ilación, reiteró que inclusive esta corporación ha precisado la diferencia entre los costos y las deducciones, con fundamento en la relación que tenga la expensa con el desarrollo de la actividad económica, pues si esta era directa con la producción del bien, tendría la connotación de costo, pero de no ser así, sería gasto deducible.

A los mismos efectos, transcribió las definiciones de costo y gasto del Decreto 2649 de 1993, artículos 39 y 40, e insistió en que las erogaciones por sísmica, geología y geofísica constituían gastos del período y, por tanto, no podían ser tratados bajo las reglas de los artículos 142 y 143 ídem, asunto que, a su juicio, no fue analizado por el tribunal. 14 Samai tribunal, índice 22, certificado 7F54EA5038723D03 73DA7B20C9B88572 0297B713BA702A42 79FAE7B0F22E5A2C (pdf), pp. 1 a 29.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 13 Señaló que lo anterior era igualmente predicable a los gastos operacionales de administración a los que también se les aplicaron las reglas de los artículos citados, resultando desacertado que el tribunal descartara de plano la aplicación del artículo 107 del ET.

Por ello, alegó el a quo no realizó análisis alguno sobre el rechazo de tales expensas que «correspondían a gastos de asistencia técnica, servicios de asesorías administrativas, jurídicas y financieras», pese a que estas, no solo fueron rechazadas por incumplir las reglas de los artículos 142 y 143 ejusdem, sino también por supuestamente incumplir el requisito de la relación de causalidad, por no haber generado la compañía renta líquida gravable, sino haber determinado pérdida fiscal.

Así, afirmó que dicho rechazo obedeció a un errado análisis, puesto que se vinculó la causalidad al ingreso, lo cual, precisó, ha sido rechazado por esta corporación. -En cuanto al rechazo del costo de ventas y de prestación de servicios. Sostuvo que erró el tribunal en la interpretación del artículo 67 del Decreto 2649 de 1993, y con ello vulneró el principio de legalidad, pues las erogaciones incurridas fueron efectuadas en la fase de exploración, en la cual no había certeza de que pudieran existir reservas de petróleo.

En ese sentido, afirmó que con los estudios de geofísica, geología y sísmica no se tenía la expectativa de recibir beneficios económicos en períodos gravables subsiguientes, ya que tan solo se determinaban la factibilidad para continuar o dejar la actividad exploratoria, así que al no existir la expectativa de beneficios futuros señalada en la normativa contable, no había lugar a registrar las erogaciones como cargos diferidos por cuanto esto solo ocurría cuando había factibilidad técnica; de manera que no se podía asumir que todas las erogaciones en bienes y servicios, generaban la expectativa recibir beneficios futuros.

Agregó que el tribunal no consideró que aquellas erogaciones que tienen como propósito la investigación y desarrollo, solo pueden registrarse como activos diferidos, cuando se determine la factibilidad técnica. Adicionalmente, señaló que el a quo hizo una indebida interpretación de las cuentas contables 1715 y 1720, pues la primera registraba costos de exploración por amortizar, esto es, los incurridos en trabajos exploratorios no exitosos, es decir cuando no existía factibilidad técnica del proyecto; mientras la segunda, registraba costos de explotación y desarrollo, lo que comprendía expensas por mano de obra, servicios de registros, cementaciones, inspecciones, despejes de terreno, construcción de vías de acceso al pozo productor, esto es, actividades que no estarían relacionadas con sísmica, geología y geofísica, que fueron las expensas objeto de rechazo.

En su opinión, lo anterior ponía en evidencia que la dinámica contable no exigía registrar de manera indiscriminada tales erogaciones. -La interpretación del tribunal desemboca en la aplicación de un tributo confiscatorio. Sostuvo que el tratamiento tributario validado por el a quo respecto de las erogaciones de sísmica, geología y geofísica, como activos diferidos, implicaría un recaudo confiscatorio, por cuanto «conlleva a que la inmensa cantidad de costos en los que se incurre sean minimizados vía amortización, por lo que de manera artificial se lleva a la determinación de una renta líquida gravable, es decir que se le exige a un contribuyente que asuma el pago de un tributo que no refleja la realidad económica de su ejercicio», lo cual desconocería el principio de capacidad contributiva y de equidad vertical, ya que «se le exige a una entidad económica que tribute, a pesar de que no obtiene ingresos de su actividad económica».

A tal fin, indicó que no había explotado los pozos, puesto que los proyectos petroleros habían sido infructuosos, así que no generó los suficientes ingresos para determinar una renta líquida gravable, como lo había efectuado el extremo pasivo, cuyo resultado artificioso le impondría soportar cifras económicas exorbitantes. A tales efectos, explicó que en la actividad petrolera se debía incurrir en variadas erogaciones para establecer la factibilidad del proyecto, lo que se efectuaba en dos fases, upstream y downstream.

En la primera de ellas fueron efectuadas las erogaciones en cuestión, las cuales correspondían a estudios indirectos que no tenían la Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 14 vocación de determinar la existencia real de crudo o la viabilidad de adelantar actividades de explotación. Adicionó que la Contaduría General de la Nación, en el Decreto 356 de 2007, evidenció que abrir la posibilidad de exigirle a las petroleras tratar como activos diferidos, los costos de sísmica, geología y geofísica, conllevaba determinar un tributo confiscatorio, y fue por lo que estableció en el Capítulo IV ídem que las erogaciones incurridas en la etapa de exploración se registraban como gastos.

Advirtió, que aunque tal norma era para entidades públicas, fijaba el criterio para fijar el principio de certeza de generación de ingresos futuros, lo que también se reflejó en el salvamento de voto emitido dentro del proceso tramitado ante esta corporación (25000233700020160165301, CP: Myriam Stella Gutiérrez Arguello). Finalizó planteando que no había una razón constitucional para que existiera un tratamiento asimétrico entre los particulares y las entidades púbicas que participan en la explotación de hidrocarburos.

Seguidamente, recapituló, en los mismos términos del escrito de demanda, el análisis de los contratos CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28 y VMM-3, relacionados con la procedencia de deducir las erogaciones incurridas en geofísica, geología y sísmica, por haberse cedidos los derechos o haber culminado los proyectos. Lo planteado por la apelante se resume en que, con antelación al año 2015, estaba acreditado que no continuaría con los contratos, pues había manifestado la imposibilidad de hacerlo, así como la cesión de estos de manera que no se podía pretender desconocer los costos tomando como tarifa legal un acta de la ANH, que no fue emitida para el año 2015 por «ineficiencias» de dicha entidad.

En consecuencia, expresó que no era plausible que se afectara la inequívoca voluntad de la actora -debidamente documentada- de no continuar con los proyectos, por la inoportunidad de la respuesta de la ANH. -En cuanto al rechazo de los costos por ganancias ocasionales. Expuso que, durante la actuación administrativa, aportó los soportes documentales de los costos por ganancias ocasionales.

En particular, indicó que, en relación con el costo de Petroamerica International Sucursal Colombia, aportó la factura de venta 001, del 06 de diciembre de 2011, por $13.571.810.000 correspondiente a la cesión de derechos sobre el bloque VMM3, y agregó que por error identificó como tercero a Petróleos del Norte. En relación con el costo con Carrao Energy Sucursal Colombia, expuso que correspondía a la cesión de los derechos de esa compañía en el bloque VMM3, conforme al contrato de cesión por valor de USD $8.000.000, de lo que daba cuenta la factura 001, del 26 de diciembre de 2011, contabilizada.

Así, adujo que ni la demandada ni el tribunal tuvieron en cuenta los documentos que soportaban el registro contable. Por lo anterior, aseguró que allegó los soportes correspondientes, en los términos del artículo 771-2 del ET, por lo que no procedía el rechazo de tales erogaciones. -Improcedencia de la sanción por disminución de pérdidas.

Señaló que determinó debidamente el impuesto de renta, en acatamiento del principio de legalidad, por lo que procedía la revocatoria de la sanción por inexactitud. Sostuvo que, en todo caso, se configuró una «diferencia de criterios» con la Administración, por lo que se le debía eximir de cualquier sanción «… dado que la interpretación que hizo mi representada del artículo 67 del Decreto 2649 de 1993 y de los artículos 142 y 143 del [ET], parten de premisas razonables, de una correcta y legitima interpretación de las disposiciones tributarias, que no buscan defraudar al fisco, se ciñen estrictamente al método sistemático de interpretación de la Ley junto con la realidad económica de mi representada que, durante el período objeto de discusión, no obtuvo ingresos derivados de las erogaciones incurridas…».

Asimismo, manifestó que la discusión no tuvo como objeto cuestionar la realidad de las operaciones, sino que se derivó de la forma como se registraron las cifras rechazadas, Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 15 lo que demostraba que la interpretación jurídica reprochada por la autoridad no tuvo el propósito de defraudar el recaudo tributario.

Arguyó que, en el marco del criterio de esta corporación, la discusión se dio bajo dos interpretaciones jurídicas plausibles en relación con el tratamiento correcto de los gastos de sísmica, geología y geofísica, y era tan así que existían regulaciones que avalaban la interpretación de la actora, como el decreto 356 de 2007, al igual que el salvamento de voto de la consejera Myriam Stella Gutiérrez Arguello (exp. 25000233700020160165301).

Finalmente, advirtió que esta Sección levantó la sanción por inexactitud en la sentencia del 24 de junio de 202115, al considerar que el debate surgió de la interpretación del artículo 143 del ET, y aunque los supuestos fácticos no eran idénticos, guardaban similitud y partían del mismo artículo, de manera que afirmó que «…existen criterios suficientes para que se proceda al levantamiento de la sanción en aras de preservar el principio de igualdad y seguridad jurídica».

La demandada apeló el fallo16 al considerar que el tribunal interpretó en forma errónea el artículo 647 del ET «al considerar que la sanción de inexactitud consagra una sanción autónoma cuando se declaran costos y deducciones improcedentes cuya inclusión en la declaración deriva en un menor valor a pagar», pues, como lo reconoció el fallo de primer grado, persistió el rechazo del costo de ventas y del costo por ganancias ocasionales, lo cual derivó en un mayor valor a pagar por lo que de ninguna manera se vulneró el principio non bis in idem, en tanto concurrieron dos supuestos fácticos diferentes previstos por el legislador como conductas sancionables, con bases y causales de exoneración diferentes.

En ese contexto, sostuvo que el contribuyente incurrió en dos infracciones tributarias que producen diferentes efectos para el fisco; por una parte, afirmó que «…percibió un menor impuesto por el año gravable declarado (Sanción por inexactitud) y por la otra liquidó pérdidas inexistentes (Sanción por disminución o rechazo de pérdidas), lo que evidencia que su liquidación no se efectúa sobre los mismos hechos y valores contenidos en la declaración, descartando con ello la pretendida vulneración del principio según el cual nadie puede ser sancionado dos veces por el mismo hecho».

Por ello, sostuvo que la ley contempla una sanción para cada conducta: inexactitud que aumenta el saldo a favor o disminuye el saldo a pagar e inexactitud por rechazo o disminución de perdidas, cuyo cálculo se realiza a partir de bases y conceptos diferentes, de manera que la sanción por inexactitud era autónoma, no habiendo lugar a su inaplicación bajo el principio non bis in ídem.

Argumentó que la razón de ser de la incorporación de la sanción por rechazo o disminución de pérdidas (criterio teleológico o finalista) fue contrarrestar la conducta de liquidar pérdidas que, posteriormente, eran disminuidas cuando la Administración determinaba su improcedencia, pero sin ninguna implicación para el contribuyente, conforme lo expuso la propia Corte Constitucional en la sentencia C-910 de 200417.

Agregó que «mientras que el artículo 647 del Estatuto Tributario reprocha la omisión de ingresos, inclusión de costos, deducciones, descuentos, exenciones, pasivos, impuestos descontables inexistentes y en general la utilización de datos o factores falsos, equivocados, incompletos o desfigurados en las declaraciones tributarias que disminuyan el valor a pagar, o que origine un menor impuesto, el artículo 647- 1 como se desprende de la intención del legislador censura la sola declaración de pérdidas que a la postre no resulten reales», lo que descartaba la vulneración del non bis in ídem.

Por último, manifestó que comparadas las bases, para el caso del artículo 647, la conformaba el mayor impuesto o menor saldo a favor y para el caso de la sanción por disminución de pérdidas, se fijó como un menor saldo a favor en una cuantía equivalente al impuesto que teóricamente generaría la pérdida rechazada o disminuida en la corrección, por no tener la virtualidad de impactar el impuesto.

Adicionalmente, señaló 15 Sentencia del 24 de junio de 2021, exp. 25215, CP: Milton Chaves García. 16 Samai tribunal, índice 23, certificado 47EC2ED069961785 B9D3A4EDB4497CED B8050E24BE3103FD 1720E09F43BDBFE1 (pdf), pp. 1 a 6. 17 Ibidem. Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 16 que el legislador del 2003 se remitió a las causales de exoneración de la sanción por inexactitud y de corrección, y tratándose de la sanción por rechazo o disminución de pérdidas, agregó otra causal de exoneración, esto es, la corrección voluntaria de la declaración antes de la notificación del emplazamiento para corregir o del auto que ordena inspección tributaria, siempre y cuando la pérdida no hubiera sido compensada.

Aseguró que lo anterior comprobaba que se trataba de una sanción autónoma, razón por la que podían y debían coexistir cuando los supuestos tributarios de un contribuyente, así lo ameritara. Pronunciamientos finales El ministerio público guardó silencio en esta etapa procesal. Por su parte, la demandada presentó escrito sobre el recurso de apelación,18 reiterando lo expresado en la contestación de la demanda y en el recurso de apelación. CONSIDERACIONES DE LA SALA 1- Juzga la Sala la legalidad de la liquidación oficial de revisión, que modificó la declaración del impuesto sobre la renta del período 2015 de la actora, atendiendo los cargos de apelación planteados por las partes contra la sentencia de primera instancia que anuló parcialmente el acto demandado para los efectos de levantar la sanción por inexactitud, que fue impuesta sobre el mayor valor a pagar determinado19.

Cuestión previa La Sala advierte que la magistrada Myriam Stella Gutiérrez Argüello manifestó estar impedida20 para conocer lo debatido en el proceso, de conformidad con el ordinal 9 del artículo 141 del CGP, al existir un vínculo de amistad con la abogada Elsy Alexandra López Rodríguez, apoderada de la demandante21. Al respecto, la Sala encuentra configurada la causal invocada y declara fundado el impedimento, por lo que la separa del conocimiento del asunto.

Sin embargo, como existe quórum decisorio, no se ordenará sortear conjuez según lo establecido en el artículo 128 del CPACA. Problema jurídico 2- Corresponde a la Sala definir si: (i) las expensas incurridas por la actora en la etapa de exploración en el marco de un contrato E&P (exploración y producción de hidrocarburos) debieron tratarse como cargos diferidos, según lo establecido en los artículos 142, 143 y 159 del ET, como lo sostiene la demandada, o si, por el contrario, en el año 2015 podían llevarse al gasto, en virtud de la terminación de los contratos de exploración, como lo sostiene la actora;

(ii) los gastos operacionales de administración por concepto de «marketing y publicidad» (patrocinio) cumplían los requisitos generales de deducibilidad establecidos en el artículo 107 del ET, sobre lo cual no se pronunció el tribunal; (iii) el costo fiscal asociado a la ganancia ocasional derivada de la cesión del contrato VMM-3 fue soportado en debida forma; iv) procedía la imposición concurrente 18 Samai CE, índice 12, certificado 0C9C66F60767A465 5B43BA15998403CF 440F0C63684EBDD9 DDA05B8107953E45 (pdf), p. 1 a 24. 19 Con posterioridad, la demandante presentó dos escritos denominados «memorial para mejor proveer» los días 17 de julio de 2023 y 26 de octubre de 2023, aludiendo a que en fallos proferidos por la corporación, en los que se debatieron casos similares, se declaró la configuración de la causal de exculpación de la sanción por inexactitud, y a que no era pacífico para los magistrados que componen la Sección, el tratamiento contable y tributario de los costos y gastos incurridos en la etapa de exploración como diferidos. 20 Samai CE, índice 2, certificado FAB52FED069893FD F21118C732DAB0AB 9F6DA2C76367705C 3C236BC3811C7BD6 (pdf) 2, p. 1. 21 Samai tribunal, índice 22, certificado 7F54EA5038723D03 73DA7B20C9B88572 0297B713BA702A42 79FAE7B0F22E5A2C (pdf), p. 1.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 17 de las sanciones por inexactitud y por rechazo de pérdidas fiscales, a la luz del principio non bis in idem; y (v) se configuró la causal exculpatoria del error en la interpretación del derecho aplicable a efectos de exonerar las sanciones impuestas a la demandada.

Análisis del caso concreto 3- En relación con el primer cargo, la demandante cuestionó el rechazo de los costos de ventas y de prestación de servicios, en cuantía de $221.371.981.000, ya que las erogaciones por concepto de sísmica, geofísica, geología, drilling y otros asociados al desarrollo de los contratos E&P fueron realizados en el marco de la primera etapa de la fase de la actividad económica de la actora, denominada de exploración o prospección, en la que no se tiene aún expectativa alguna de percibir ingresos.

Señaló que el objetivo de dicha etapa consiste en realizar análisis indirectos en orden a identificar lugares que reúnan las condiciones en las que potencialmente se puedan encontrar acumulaciones de petróleo, más no el de brindar certeza de la existencia de reservas de petróleo, por cuanto solo permiten establecer la factibilidad de continuar o no la exploración. Por ende, afirmó que no había lugar a registrar las erogaciones como cargos diferidos, según lo previsto en los artículos 142 y 143 del ET, sino que su tratamiento como gastos deducibles del periodo era lo que procedía, acorde con la normativa contable y fiscal.

Planteó que el tribunal incurrió en un error de interpretación de los señalados artículos 142 y 143 ejusdem, al aplicarlos de manera indistinta a los costos y deducciones, pues no tuvo en cuenta que ambos conceptos tenían alcances e implicaciones diferentes, pues tales disposiciones estaban referidas únicamente a los costos, de modo que no procedía tratar las erogaciones incurridas en [sísmica, geofísica, geología, «drilling» y otros] como activos diferidos; por el contrario, en utilización del método contable de «esfuerzos exitosos» estas constituían gastos del período deducibles, según el artículo 107 del ET.

Adicionalmente, insistió en que, para el año 2015, los contratos de exploración habían finalizado por haberlos cedido o manifestado inequívocamente su decisión de no continuar con estos. En contraposición, la demandada adujo que, según lo establecido en el Decreto 2649 de 1933 (marco técnico de las normas contables vigente para ese momento), los costos y gastos incurridos en la etapa exploratoria de hidrocarburos debían reconocerse como activos diferidos -bienes y servicios recibidos de los cuales se esperaba obtener beneficios económicos en periodos futuros-.

Señaló que tales activos únicamente podían llevarse como gastos del periodo, una vez comenzaran a ayudar en la generación de la renta o cuando se acreditara la infructuosidad del proyecto. Sostuvo que en el sector petrolero las inversiones amortizables, podían estar representadas en costos y gastos necesarios para la exploración y explotación de yacimientos petrolíferos, los cuales se activaban para ser amortizadas en períodos gravables posteriores.

También señaló que el hecho de que se hubiera incurrido en las erogaciones en la etapa de prospección o exploración, no significaba que no tuvieran o no pudieran tener relación directa con la adquisición o descubrimiento de reservas de petróleo específicas e identificables. Asimismo, desestimó la procedencia de deducir, en el año 2015 las expensas incurridas, en virtud de la cesión de derechos en los contratos CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3, a que aludió la demandante, puesto que no se demostró que, en la citada vigencia, se hubiera efectuado la devolución de áreas adjudicadas con las respectivas actas de la ANH que autorizaran la cesión. El tribunal coincidió con la tesis de la demandada y precisó que «…no existe discusión entre las partes en cuanto a que las expensas anteriores tuvieron lugar en la etapa de la exploración…» y afirmó, con base en el artículo 78 de la Ley 685 de 2001, los artículos 65, 67 y 69 del Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 18 Decreto 2649 de 1993 y los artículos 142, 143 y 159 del ET, que «… la técnica contable … hace que las inversiones amortizables en la etapa de exploración de hidrocarburos sean registradas contablemente como activos diferidos … sin que sea menester exigir que para el efecto en el futuro se reciban utilidades…» y por ello concluyó que «…la deducción del gasto debe efectuarse gradualmente independientemente del éxito o no de las actividades de exploración de hidrocarburos», según lo dispuesto en los artículos 142 y 143 ejusdem.

En ese sentido, indicó que no era procedente deducir la totalidad de los costos y gastos en el año gravable 2015, toda vez que el sistema de deducción por amortización de inversiones, es aplicable para las erogaciones de exploración de hidrocarburos realizadas por la demandante, lo que implica que «…la deducción del gasto se realice de forma gradual, frente a actividades relacionadas con sísmica, geología, geofísica y otros, aun cuando no tuviera certeza de recibir utilidades en el futuro, aspecto que resulta irrelevante para dar aplicación a la normativa referenciada…».

Igualmente, el tribunal desestimó la procedencia de amortizar las expensas en el año 2015, en virtud de la cesión de los contratos, pues, advirtió que, contrario a lo afirmado por la demandante, la cesión del contrato CPE-2 no surtió efectos en el año 2015 por la falta de aprobación de la ANH, y respecto de los contratos CPE-4, VMM-27 y VMM-28 las actas de su devolución fueron suscritas en el año 2016; en relación con el contrato VMM-3 observó que no se aportaron pruebas que dieran cuenta de la aprobación de su cesión por parte de la prenotada entidad en el año 2015; y Finalmente, respecto de los contratos Guajira 3, SinOff-7 y Colombia 3 precisó que no se aportaron pruebas específicas ni se expusieron las razones que justificaran la amortización de los activos diferidos en el año 2015.

Por todo ello, concluyó que, para el año gravable 2015, la actora debió contabilizar las erogaciones por concepto de sísmica, geología, geofísica, drilling y otros como activos diferidos hasta que se hubiera tenido certeza de la terminación del negocio, según lo dispuesto en el artículo 143 del ET. 3.1- Con base en lo expuesto, la Sala encuentra que el debate gira en torno al tratamiento tributario que debió dar la demandante a las erogaciones por concepto de sísmica, geología, geofísica, drilling y otros, incurridas en el año 2015, en desarrollo de varios contratos de exploración y producción de hidrocarburos (ocho) suscritos con la ANH.

En concreto, deberá establecerse, si como lo defiende la demandante, no configuraban activos diferidos amortizables en los términos de los artículos 142, 143 y 159 del ET -en su versión vigente para la época-, sino que configuraban gastos deducibles en el periodo fiscalizado. 3.2- A fin de dirimir la controversia planteada, la Sala reiterará, en lo pertinente, los pronunciamientos emitidos por esta Sección en juicios similares22, en los que se fijó el criterio de decisión sobre el tratamiento tributario y contable de las erogaciones incurridas en la etapa de exploración de hidrocarburos.

En específico, se reiterará lo señalado en la sentencia del 22 de abril de 2021 (exp. 24965, CP: Milton Chaves García) que guarda similitud fáctica y jurídica con el caso bajo análisis, oportunidad en la cual, precisó la Sala que «la técnica contable establecida en el Decreto 2649 de 1993 hace que las inversiones amortizables en la etapa de exploración de hidrocarburos sean registradas contablemente como activos diferidos … En consecuencia, le son aplicables lo establecido en el artículo 142 del Estatuto Tributario».

Para sustentar dicha conclusión, esta corporación explicó que el inciso 2 del artículo 142 del ET -según texto vigente para la época- remitía expresamente a la técnica contable 22 Entre otras, sentencias del 3 de julio de 2002 (exp. 12580, CP: Germán Ayala Mantilla), del 24 de julio de 2003 (exp. 13269. CP: Ligia López Díaz Tilla), del 10 de octubre de 2018 (exp. 21642, CP: Jorge Octavio Ramírez Ramírez), del 22 de abril de 2021 (exp. 24965, CP: Milton Chaves García), del 24 de junio de 2021 (exp. 25215, CP: Milton Chaves García), del 5 de agosto de 2021 (exp. 25034, CP: Milton Chaves García), del 26 de agosto de 2021 (exp. 25127, CP: Stella Jeannette Carvajal Basto), del 3 de noviembre de 2022 (exp. 23839, CP: Julio Roberto Piza Rodríguez), del 27 de octubre de 2022 (exp. 24304, CP: Julio Roberto Piza Rodríguez), del 3 de agosto del 2023 (exp. 27599, CP: Stella Jeannette Carvajal Basto) y del 7 de septiembre de 2023 (exp. 27649, CP: Stella Jeannette Carvajal Basto).

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 19 con el objetivo de establecer cuáles desembolsos causados para los fines del negocio o actividad debían registrarse como activos amortizables o cargos diferidos.

Dicha remisión se entendía referida al Decreto 2649 de 1993 -Marco normativo vigente para ese momento- de conformidad con lo establecido en el artículo 165 de la Ley 1607 de 2012 y los artículos 1 y 2 del Decreto 2548 de 2014. Así, conforme a lo establecido en el Decreto 2649 de 1993, artículo 67 ordinal 2, debían contabilizarse como cargos o activos diferidos los bienes y servicios adquiridos de los cuales se esperaba obtener beneficios económicos futuros, los que, acorde con el Catálogo de Cuentas regulado en el artículo 14 del Decreto 2650 de 1993, hacían parte del Grupo 17 «cargos diferidos» integrado por «…el conjunto de cuentas representadas en el valor de los gastos pagados por anticipado en que incurre el ente económico en el desarrollo de su actividad, así como aquellos otros gastos comúnmente denominados cargos diferidos, que representan bienes o servicios recibidos, de los cuales se espera obtener beneficios económicos en otros períodos futuros … Son objeto de amortización o extinción gradual correspondiente a las alícuotas mensuales resultantes del tiempo en que se considera se va a utilizar o recibir el beneficio del activo diferido, bien sea mediante un crédito directo a la partida de activo o por medio de una cuenta de valuación, con cargo a resultados».

Específicamente, en las cuentas 1710 «cargos diferidos», 1715 «costos de exploración por amortizar» y 1720 «costos de exploración y desarrollo», debían contabilizarse todas las erogaciones por bienes y/o servicios incurridos en la etapa exploratoria de un yacimiento petrolífero, gasífero o de recursos no renovables del sector hidrocarburos, para ser posteriormente reconocidos en forma gradual como costo o gasto a través de la amortización23 a partir del período en que se inicie la obtención de beneficios económicos o de forma definitiva al tornarse infructuosa la inversión. En línea con lo anterior, la Sala ha indicado que «…Tratándose de la industria petrolera, las inversiones amortizables, pueden estar representadas en costos y gastos necesarios para la exploración y explotación de yacimientos petrolíferos, que se amortizan para ser deducibles en períodos gravables posteriores a su realización o causación…» (sentencia del 10 de octubre de 2018, exp. 21642, CP: Jorge Octavio Ramírez Ramírez).

Adicionalmente, debe precisarse que el reconocimiento de las erogaciones incurridas en la etapa de exploración de yacimientos de petróleo (o de otros recursos no renovables del sector hidrocarburos) como cargos o activos diferidos, no se supedita a que los servicios adquiridos den «certeza» de la obtención de beneficios económicos futuros, como lo señala la demandante, sino que, por el contrario, resulta suficiente la potencialidad de su obtención. Al efecto, repárese en que el artículo 67 del Decreto 2649 de 1993 únicamente determina: «…de los cuales se espera obtener beneficios económicos en otros períodos…».

Así, se pone de presente que en parte alguna exige que las erogaciones deban garantizar la obtención de beneficios futuros. Tan es así que inclusive la propia normativa prevé la posibilidad de que la inversión pueda resultar infructuosa, caso en el cual autoriza descargar el activo diferido contra resultados en el año en que esto ocurra.

Sobre el particular, la Sala ya había señalado que «…contablemente debían registrarse como activos diferidos los bienes y servicios de los cuales se esperaban beneficios económicos en periodos futuros, por lo que no establecía de forma obligatoria que existieran ganancias a futuro como lo advierte la demandante, sino que se encontraba supeditado a que existiera tanto ganancias como pérdidas…» (sentencia del 22 de abril de 2021 (exp. 24965, CP: Milton Chaves García), lo cual se reitera en esta oportunidad. 23 En la sentencia del 10 de octubre de 2018 (exp. 21642, CP: Jorge Octavio Ramírez Ramírez), la Sala definió el método de amortización en los siguientes términos: «…mecanismo utilizado para distribuir el costo del activo intangible, anticipado o diferido en el tiempo –durante su uso o vida útil- para la generación de ingresos de una determinada actividad económica.

En el caso de los activos fijos ese reconocimiento se hace mediante la depreciación». En suma, el reconocimiento gradual de un costo o gasto a través del método de la amortización, cuando así proceda, implica la aplicación de los principios contables de asociación y asignación según los cuales los ingresos de cada periodo deben asociárseles los costos y gastos en los que se incurrieron para su generación. Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 20 3.3- Por todo lo considerado, la demandante debió darle el tratamiento de inversión amortizable a las erogaciones por concepto de bienes y servicios incurridas en el marco de la etapa de exploración de un yacimiento petrolífero, asociadas a la ejecución de los ocho contratos de exploración y producción, para el periodo 2015, de conformidad con el artículo 67 del Decreto 2649 de 1993 y los artículos 142, 143 y 159 del ET, el primero de ellos, referido a los desembolsos efectuados o causados para los fines del negocio, sin que el registro como cargo diferido exija que se determine individualmente la naturaleza de costo o gasto de cada expensa incurrida en la etapa de exploración de hidrocarburos, como lo pretende la demandante.

En conclusión, no resultaba procedente deducir la totalidad de tales expensas en el periodo investigado, a menos que se hubiera acreditado su infructuosidad o la terminación del negocio. Por tanto, procedía su rechazo. 3.4- Precisado lo anterior, pasará la Sala a analizar la situación, considerando los ocho contratos de exploración y producción (E&P) de petróleo crudo suscritos con la ANH, pues la demandante plantea que ni la demandada ni el tribunal efectuaron una debida valoración de las pruebas que demostraban que el negocio había terminado para la compañía. A los efectos anteriores, resultan relevantes los siguientes hechos y pruebas: (i) Las erogaciones fueron incurridas dentro de los contratos CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3, Guajira 3, SinOff-7 y Colombia 3, coincidiendo las partes en que estos se encontraban en etapa de exploración. (ii) Las actas de devolución del área objeto de exploración y explotación de los contratos E&P VMM-27, CPE-4 y VMM-28 se expidieron el 4 de enero de 2016, el 16 de marzo de 2016 y el 16 de septiembre de 2016, respectivamente.

(iii) No hay evidencia de la entrega del área de exploración de los contratos E&P CPE-2 y VMM-3 para el período gravable 2015. (iv) No obran soportes que acrediten la entrega o infructuosidad de los proyectos asociados a los contratos Guajira 3, SinOff-7 y Colombia 3 en el período gravable 2015. 3.5- En el marco anterior, no encuentra la Sala acreditada la terminación, entrega o infructuosidad de los contratos CPE-2, CPE-4, VMM-27, VMM-28, VMM-3, Guajira 3, SinOff-7 y Colombia 3 para el período gravable 2015, por lo que, acorde con lo señalado en precedencia, las expensas incurridas en la etapa exploratoria para el año 2015 estaban sujetas a las reglas de los artículos 142, 143 y 159 del ET.

En ese contexto, no podían ser llevadas directamente al gasto, conforme lo concluyó la demandada y el tribunal. De manera que la argumentación en torno a que la Administración hizo una indebida interpretación de las disposiciones contables y tributarias aplicables a las erogaciones efectuadas en el marco de la etapa de exploración hidrocarburos, debe ser desestimada.

No prospera el cargo de apelación. 4- El siguiente cargo de apelación, se encuentra referido al desconocimiento de los gastos operacionales de administración por valor de $621.882.000. Al respecto, sostiene la demandante que la sentencia de primer grado contiene un error de interpretación de los artículos 142 y 143 del ET al haber aplicado dichas normas «de manera indistinta para los costos y deducciones en los que incurrió mi representada durante el período gravable objeto de discusión» sin haber tenido en cuenta «lo expuesto en el escrito de demanda en el sentido de señalar que los costos y las deducciones tienen fundamentos e implicaciones conceptuales distintas y su tratamiento debe ser diferenciado».

Seguidamente, señaló que lo previsto en los artículos 142 y 143 ejusdem Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 21 se reserva «para las erogaciones que constituyan costo para el contribuyente, mientras que no hace mención alguna a que este tratamiento también se haga extensivo a las deducciones, de modo que, a partir de una interpretación normativa apegada de manera estricta al principio de legalidad exige que solo los costos son los que pueden ser tratados como activos amortizables».

Finalmente, la impugnante manifiesta que la Administración y el a quo incurrieron en error al no aplicar el artículo 107 del ET, en vez de lo dispuesto en los artículos 142 y 143 ibidem. En el otro extremo, la Administración defendió el desconocimiento de los gastos operacionales de administración por los conceptos de marketing y publicidad por la cifra de $621.882.000.

En primer lugar, porque la erogación de $385.738.584 al proveedor Tayrona Shares Services SAS, no correspondió a los conceptos de marketing ni publicidad, sino que obedeció a servicios de implementación de programas de beneficio a la comunidad ubicada en el bloque Colombia 3 y bloque Guajira 3, las cuales se trataban de inversiones voluntarias que hacían las compañías dedicadas a la industria de petróleo y asociadas a contratos en etapa de exploración, de modo que, acorde con la técnica contable, debían registrarse como activos diferidos y amortizarse cuando se determinara su comercialidad o su infructuosidad, acorde con los artículos 142 y 143 ídem, en concordancia con los artículos 1, 2, 13 y 67 del Decreto 2649 de 1993.

Respecto de las erogaciones por la suma de $236.143.102, correspondientes a los proveedores Fundación Hay Festival Colombia y The CWC Group Limited, señaló la demandada que correspondieron a patrocinios para el «Hay Festival Cartagena de Indias 2015» (pago de conferencista por $100.000.000) y al evento «Colombia Oil & Gas 2015», lo que incumplía los requisitos de deducibilidad del artículo 107 ídem, como la relación de causalidad con la actividad productora de renta y la necesidad para la obtención de la renta, acorde con lo señalado en la SU proferida por esta corporación. Por su parte, el a quo no estudió de manera diferenciada las razones por las cuales la Administración desconoció lo gastos operaciones de administración, ya que determinó que la «…deducción de este gasto debió efectuarse gradualmente con arreglo a lo dispuesto en los artículos 142 y 143 del Estatuto Tributario, normativa que resulta de aplicación preferente sobre los requisitos generales de procedencia de las decisiones contemplados en el artículo 107 ibidem, tal como lo dispuso el Consejo de Estado.

Por lo tanto, el hecho de que la actora no haya registrado este gasto como activo diferido para su posterior amortización, conlleva por sí solo al rechazo de la expensa, sin que sea menester el estudio del cumplimiento de los requisitos previstos en el aludido artículo 107, lo que permite concluir la improcedencia de la deducción y por ello habrá de confirmarse la legalidad de la glosa de la administración tributaria» (resaltado propio). 4.1- Acorde con lo anterior, los gastos operacionales de administración ($621.882.000) que fueron rechazados, estaban integrados así: (i) la suma de $385.738.584 por concepto de «inversiones voluntarias que realizan las empresas dedicadas a la industria de petróleo» con el proveedor Tayrona Offshore Services SAS que, según la demandada, debían registrarse como diferidos y amortizarse cuando se determinara su comercialidad o infructuosidad, según lo dispuesto en los artículos 142 y 143 de ET por estar en etapa exploratoria; mientras que la demandante sostiene que únicamente era aplicable el artículo 107 del ET; y, (ii) la suma de $236.143.102 correspondiente a los proveedores Fundación Hay Festival Colombia y The CWC Group Limited por cuanto, a juicio de la Administración, dichas erogaciones no cumplían los requisitos de causalidad y necesidad para su deducibilidad en el marco del artículo 107 del ET y la SU proferida por esta Sección. 4.2- Para resolver el sub lite, la Sala advierte que la apelante controvierte que el primero de los conceptos, se hubiese rechazado, por las mismas razones que lo fueron los gastos de sísmica, geología, geofísica, drilling, entre otros.

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 22 Al respecto, se observa que el proveedor Tayrona Offshore Services SAS emitió las cuentas de cobro (i) 2014-12-025, del 19 de diciembre de 2014, por valor de $220.422.112 cuyo concepto es «…anticipo 40% del contrato CN.BOG.SEPC.014.003, punto 5.3.1., servicios de implementación del PBC para las comunidades costeras de pescadores de los municipios de Barranquilla, Puerto Colombia, Turbará y Juan de Acosta (Atlántico) en el “Bloque Colombia 3”.

Son USD 94.400 TMR 2.334,98» y (ii) 2014-12-026, del 19 de diciembre de 2014, por valor de $165.316.584 cuyo concepto es «…anticipo 40% del contrato CN.SEPC.014.003, punto 5.3.2, servicios de implementación del PIV para las comunidades marino-costeras de los Departamentos de la Guajira y Magdalena en el “Bloque Guajira 3”. Son USD 70.800 TRM 2.334,98» (ff. 157 y 159 caa).

A efectos de dilucidar este aspecto, es de tener en cuenta que la finalidad de la activación de las expensas incurridas en la etapa exploratoria es diferir su deducibilidad en función del ingreso que en el futuro pudiera generar la comercialización del hidrocarburo que es rastreado, o hasta el momento en que se termine el proyecto, ya sea por haberse determinado su infructuosidad o por haber finalizado el negocio.

En tal contexto, solo las erogaciones que tengan tal finalidad serían activables para su posterior amortización, no así, las de índole administrativo, de soporte o beneficencia que no hagan parte de los compromisos contractuales con el Estado para operar la correspondiente área, con prescindencia de que sean efectuadas en tal etapa. Con base en lo expuesto, la Sala advierte que, tal y como la autoridad lo aseguró, las erogaciones que se efectuaron con el proveedor Tayrona Offshore Services SAS fueron realizadas con ocasión de la ejecución de los contratos en etapa de exploración, es decir, fueron incurridas en desarrollo de los contratos dirigidos a la búsqueda del crudo.

En concreto, la Sala encuentra que los pagos se efectuaron por concepto de «… servicios de implementación del PBC para las comunidades costeras de pescadores de los municipios de Barranquilla, Puerto Colombia, Turbará y Juan de Acosta (Atlántico) en el “Bloque Colombia 3”» y «… servicios de implementación del PIV para las comunidades marino-costeras de los Departamentos de la Guajira y Magdalena en el “Bloque Guajira 3”» (puntos probatorios i y ii), los cuales correspondían a la ejecución de las obligaciones derivadas de los contratos referidos, lo cual no fue desvirtuado por la actora.

En consecuencia, dichas expensas en cuestión integraban las inversiones amortizables, junto con las demás mencionadas en precedencia. No prospera el cargo de apelación. 4.3- En relación con el segundo asunto, esto es, los gastos de marketing y publicidad, la Sala encuentra que le asiste razón al reproche de la demandante respecto de la falta de análisis del cumplimiento de los requisitos de necesidad y relación de causalidad de las erogaciones, que realmente correspondieron a patrocinio de eventos, pues equívocamente el tribunal las incluyó bajo el análisis de las erogaciones que debían activarse para su posterior amortización, en el marco de los artículos 142 y 143 del ET, razón por la que la Sala abordará su estudio.

Acorde con los documentos que obran en el expediente, la Fundación Hay Festival de Colombia expidió las siguientes facturas: (i) 06F0000000163, del 2 de febrero de 2015 por valor de $100.000.000 por concepto de «patrocinio de Shell en el Hay Festival Cartagena de Indias 2015, Celebrado entre el 29 de enero y el 1 de Febrero de 2015»; (ii) 06-F0000000164, del 02 de febrero de 2015, por $7.125.432 por concepto de «reintegro por pago de honorarios del conferencista Orlando Méndez, por dos (2) conferencias en el marco del Hay Festival Cartagena 2015»; y (iii) la 06-F0000000197, del 15 de diciembre de 2015 por valor de $60.000.000 cuyo concepto corresponde a «patrocinio de Shell Exploration and Production Colombia GMBH para el Hay Festival Cartagena de Indias».

Por su parte, la sociedad extranjera The CWC Group Limited, expidió la factura 5012, del 1 de junio de 2015, por valor de $69.017.670 por concepto de «Sponsorsheap of Colombia Oil & Gas 2015» Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 23 Sin embargo, lo anterior adoleció del ejercicio argumentativo que sustentara o explicara por qué tales patrocinios eran requeridos en el desarrollo de la actividad económica de la demandante, esto es, de qué forma coadyuvaban la actividad productora de renta.

Si bien, se alude al desarrollo jurisprudencial de la Sección en materia de deducciones, no se advierten las razones concretas por las cuales tales expensas eran necesarias y tenían relación de causalidad con la actividad productora de renta, pese a que tal como se señaló en la SU del 26 de noviembre de 2020, le corresponde a los «…contribuyentes (…) la carga de poner en conocimiento de las autoridades administrativas y judiciales las circunstancias fácticas y de mercado, demostraciones y carga argumentativa, conforme a las cuales una determinada expensa guarda relación causal con su actividad productora de renta, es necesaria y proporcional con un criterio comercial y tomando en consideración lo acostumbrado en la concreta actividad productora de renta (subrayado fuera de texto)».

No habiéndose acreditado el cumplimiento de los requisitos de causalidad y necesidad establecidos en el artículo 107 del ET, la Sala mantendrá su rechazo. No prospera el cargo de apelación 5- En lo atinente al tercer cargo de apelación, la demandante advierte que, en sede administrativa, aportó los documentos soporte del costo por ganancia ocasional atribuible a la enajenación de su participación en el contrato VMM-3, por valor de $29.159.650.000, [el cual limitó la demandante al valor de la enajenación, esto es: $4.651.650.000], representados en las facturas de venta 0001, del 6 de diciembre de 2011, por valor de $13.571.810.000 expedida por Petroamérica International Sucursal Colombia y la 001, del 26 de diciembre de 2011, por $15.587.840.000 expedida por Carrao Energy Sucursal Colombia.

Al respecto, la demandada señaló que «…no existe certeza ni del valor ni del vendedor, por lo … que ante las inconsistencias arrojadas por los documentos allegados por la sociedad demandante sobre el costo de adquisición de los derechos VMM-3, no puede considerarse debidamente soportado el costo de $4.651.650.000 y que tampoco ahora en sede judicial se aporta prueba que desvirtúe los argumentos de [la actora]».

Lo anterior, por cuanto la actora había manifestado que los derechos del contrato E&P VMM-3 los adquirió de Petróleos del Norte S.A. (Petronorte) y Carrao Energy Sucursal Colombia (Carrao Energy); sin embargo, evidenció que la factura de venta 0001, del 6 de diciembre de 2011 fue expedida por Petroamérica International Sucursal Colombia, por lo que no había coincidencia en el primer tercero informado por la actora, ni en el valor que soportaban las facturas allegadas por tal compañía, las cuales sumaban $13.894.285.900 con el valor que había sido informado por la demandante en cuantía de $13.571.810.000.

Adicionalmente, argumentó que, de acuerdo con la trazabilidad del contrato de exploración y producción E &P No. 50 firmado por la ANH en 2009, Petronorte, Petroamérica Internacional o Carrao Energy no figuraban como dueños ante la ANH, en el año 2011, de los derechos contractuales sub examine. A partir de esto, señaló que no se había acreditado la realidad de la operación de compra de los derechos del contrato VMM-3, por lo que era procedente su rechazo.

En línea con lo anterior, el tribunal resaltó que la actora informó a la Administración que los cedentes de la participación del contrato referido habían sido: (i) Petróleos del Norte S.A. ($13.598.900.000) y (ii) Carrao Energy Sucursal Colombia ($15.587.840.000), para un valor total de la operación de $29.186.740.000. Sin embargo, las facturas aportadas fueron emitidas por una entidad distinta (Petroamérica International Sucursal Colombia), y por un valor distinto ($13.864.285.900) arrojando una diferencia de $295.385.900.

Adicionalmente, advirtió el tribunal que el contratista inicial del contrato VMM-3 fue la sociedad Cenercol S.A. (entidad distinta a las informadas por el contribuyente), por lo que definió «…confirmar la glosa realizada por la autoridad tributaria en razón a que no se encuentra debidamente probado el costo solicitado». Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 24 5.1- Bajo el contexto anterior, corresponde definir si fue debidamente acreditado el costo fiscal por valor de $4.651.650.000 que fue imputado a efectos de la ganancia ocasional en el periodo gravable 2015, con ocasión de la enajenación de la participación la actora en el Contrato C&P VMM-3. 5.2- Para decidir la controversia, partirá la Sala de advertir que para la procedencia de los costos y gastos se requiere de factura o documento equivalente por expresa disposición del artículo 771-2 del ET24.

Sin embargo, aunque tales documentos se erigen como los soportes idóneos para acreditar la existencia y procedibilidad de los costos y/o deducciones, no siempre constituyen plena prueba de estos ya que «…si en ejercicio de la facultad fiscalizadora la DIAN prueba la inexistencia de las transacciones, los costos y el impuesto descontable, estos pueden ser rechazados, sin que sea suficiente que el contribuyente pretenda acreditarlos con facturas o documentos equivalentes» por lo que la Administración «…puede controvertir o desvirtuar, la realidad de los documentos que se aporten como prueba del costo y, con ello, trasladar la carga de la prueba nuevamente al contribuyente a fin de que aporte las pruebas que acrediten la existencia de la operación»25. 5.3- Para el caso bajo análisis, no es objeto del debate que el costo fiscal cuestionado corresponde a la participación en el contrato C&P VMM-3 enajenada como ganancia ocasional.

Sin embargo, aunque la demandante aduce haber aportado las facturas de venta que respaldarían la compra de los derechos en tal contrato a Petroamérica y Carrao Energy, y explicó que hubo un equívoco respecto de la identificación de uno de los vendedores, habiéndose entendido que, inicialmente era Petronorte S.A., cuando realmente era Petroamérica; la Sala advierte que el demandante guardó silencio, tanto en la demanda como en la apelación, respecto del otro fundamento de la glosa atinente a que el contrato de concesión 50 por el área VMM-3, suscrito el 02 de junio de 2009, no fue firmado por Petronorte S.A. ni por Petroamérica, ni por Carrao.

Sobre el particular, señala el acto acusado que el contrato fue adjudicado a Cenercol S.A (Consorcio Energía Colombia S.A), luego intervino Integral de Servicios Técnicos y, tras ello, la actora firmó el otro sí nro. 3 del contrato, por lo que no hubo evidencia de la intervención como cesionaria de Petroamérica ni de Carrao, lo cual no fue objetado ni desvirtuado por la demandante.

Solo insistió en la procedencia de los soportes allegados (facturas 001, del 06 de diciembre de 2011 y 001, del 26 de diciembre de 2011). Si bien, para la Sala resulta claro que la inversión enajenada comportaba un costo, lo cierto es que para el caso, la demandada cuestionó la realidad de la participación de las compañías de quienes provienen los soportes, en los derechos enajenados por la actora, sobre todo cuando los antecedentes dan cuenta de que quien cedió su posición contractual a favor de la demandante fue la sociedad Integral de Servicios Técnicos S.A. (que a su vez fue cesionaria de Cenercol S.A.), según lo descrito en las consideraciones del Otrosí 3 al Contrato de Exploración y Producción de Hidrocarburos 50 de 2009 Minironda 2008 – Valle Medio del Magdalena VMM-326.

En dicho documento se explica que la sociedad Cenercol S.A. (Consorcio Energía Colombia S.A), celebró el señalado contrato con la ANH el 2 de junio de 2009, y posteriormente, mediante Resolución 413, del 23 de octubre de 2009, la entidad pública aprobó la cesión de la posición contractual de Cenercol S.A. a favor de Integral de Servicios Técnicos S.A.;

Finalmente, mediante el Otrosí 3 antes citado, esta última sociedad cedió «el cien por ciento (100%) de los intereses, derechos y obligaciones que ostenta en el contrato a favor de Shell Exploration and Production Colombia GMBH (SEPC) - Sucursal Colombia incluyendo la calidad de operador». 24 En la actualidad se tiene que de conformidad con el artículo 616-1 del ET y las resoluciones que para el efecto ha proferido la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, las facturas de venta electrónicas, documentos equivalentes electrónicos y demás documentos electrónicos soporte (v.gr., de nómina electrónica o de adquisiciones con no obligados a facturar electrónicamente) conforman el ecosistema de documentos que soportan la procedencia de costos, deducciones e impuestos descontables bajo el principio de tarifa legal. 25 Sentencia del 20 de septiembre de 2018, exp. 22144, CP: Jorge Octavio Ramírez Ramírez. 26 SAMAI CE, índice 02, certificado 86E85DF00CA44EE0 EC22C902737E7FA1 4C9D8EC6D0A40349 FABBAB2CF11B6A0F (zip).

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 25 Considerado lo anterior, no encuentra la Sala que ni la demandada ni el tribunal hayan incurrido en error. Lo que si advierte es que la demandante no controvirtió ni desvirtuó el fundamento del acto demandado, atinente a que en el contrato cedido a la demandante no aparecían Petronorte S.A., Petroamérica o Carrao Energy Sucursal Colombia como titulares del contrato sub examine -compañías que expidieron las facturas con las que se pretende soportar el costo de venta de los derechos enajenados-.

En consecuencia, no prospera el cargo de apelación. 6- Resta definir la procedencia de las sanciones impuestas, aspecto que fue recurrido por ambas partes, en lo que les fue desfavorable. Al respecto, la entidad demandada adujo que las sanciones contempladas en los artículos 647 y 647-1 del ET eran dos sanciones autónomas con «… una conducta reprochable propia, bases propias y eximentes para su aplicación también propias.

De ahí que los artículos 647 y 647-1 del Estatuto Tributario regulan aspectos completamente diferentes, de manera que pueden y deben coexistir ambas cuando los supuestos tributarios de un contribuyente así lo ameriten». Por su parte, la demandante sostuvo que las precitadas sanciones no podían concurrir, pues la Administración partió de los mismos hechos sancionables que incidieron en la reducción de la pérdida fiscal y en la determinación de un mayor tributo a cargo, con lo cual se desatendía el principio non bis in idem y de proporcionalidad de las sanciones, pues, a su entender, cuando la autoridad disminuye pérdidas y, además, establece un mayor impuesto a cargo o un menor saldo a favor, la multa a imponerse es la del artículo 647 del ET y no la de disminución de pérdidas fiscales del artículo 647-1 ibidem.

Igualmente, adujo como causal exculpatoria de la sanción por inexactitud la diferencia de criterios. A su turno, el tribunal, acogiendo la tesis de que era improcedente la concurrencia de las sanciones de los artículos 647 y 647-1 del ET, determinó la improcedencia de la sanción por inexactitud, y mantuvo la de disminución de pérdidas, lo que fundó en que la reducción de las pérdidas fiscales no generó un mayor impuesto a cargo ni un menor saldo a favor para la contribuyente, [lo que, advierte la Sala, no corresponde a la liquidación oficial demandada, puesto que el saldo a favor que había sido declarado fue rechazado y en su lugar se determinó un valor a pagar].

Ahora bien, la demandante sustenta la «diferencia de criterios» en que su interpretación, del artículo 67 del Decreto 2649 de 1993 y de los artículos 142 y 143 del ET, parte de premisas razonables y de una correcta y legítima lectura de las disposiciones tributarias, que no pretendió defraudar al fisco. Así, adujo que se ciñó estrictamente al método sistemático de interpretación de la ley, sobre la base de la realidad económica del período gravable revisado pues no obtuvo ingresos que se derivaran de las erogaciones incurridas.

Asimismo, señaló que no se cuestionó la realidad de las operaciones, sino que lo discutido versó sobre el registro de las cifras rechazadas. Para la demandada, resulta inadmisible que se invoque la «diferencia de criterios» como causal de exoneración de la sanción de inexactitud, por cuanto «no hay fundamentos razonables ni sólidos por parte de la sociedad demandante para demostrar que esta se presentó», ya que, en el caso concreto, «las normas que establecen el tratamiento fiscal de las inversione[s] realizadas en la etapa exploratoria y de las normas contables fueron ignoradas por el contribuyente pues se est[á] en presencia de un desconocimiento del derecho aplicable por parte de la demandante[,] que obviamente no da lugar a la exoneración de la sanción».

A efectos de resolver la controversia, preliminarmente se advierte que la tesis del tribunal sobre la improcedencia de la concurrencia de las sanciones impuestas corresponde a la interpretación que había venido aplicando esta judicatura; sin embargo, tal posición fue Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 26 recientemente modificada por la Sección, en sentencia del 09 de abril de 2025 (exp. 28381, CP: Myriam Stella Gutiérrez Argüello), y será este último el criterio el que aplicara la Sala.

Esto, sin perjuicio de definir si se configuró o no la causal de exculpación invocada. Pues bien, acorde con lo analizado en la señalada sentencia, del 09 de abril de 2025, la sanción prevista en el artículo 647-1 del ET no corresponde a un tipo sancionador autónomo, tal como lo precisó la Corte Constitucional en la sentencia C-910 de 2004.

Ambas disposiciones (647 y 647-1 ídem), disciplinan la inexactitud en la declaración tributaria, [que en este caso se deriva de la inclusión de costos y gastos improcedentes], lo que puede derivar en la disminución de las pérdidas y en la determinación de un mayor valor a pagar, solo que, para el primer caso, no existía una base de imposición de la sanción, y eso fue precisamente lo que entró a regular la ley [863 de 2003], estableciendo una base teórica sobre la cual aplicar la sanción por inexactitud o por corrección, esta última cuando la disminución se hace de manera voluntaria, pues, conforme se señaló en la citada providencia, el artículo 647 ibidem no incluía ese supuesto en el que también se incurría en inexactitud ya que partía de «valores positivos determinados por la actuación oficial que generan el mayor impuesto, es decir, cuando el resultado de la depuración oficial genera renta líquida o una modificación de esta que implica un mayor valor del impuesto determinado, mientras que la base indicada en el primer artículo -rechazo o disminución de pérdidas- se calcula sobre un valor negativo, al provenir de una pérdida fiscal determinada de manera inexacta».

Por lo analizado, la Sala concluyó que la aplicación concurrente de los artículos 647 y 647-1 del ET, no significaba una violación del principio de non bis in idem, criterio bajo el cual tendría prosperidad el cargo de apelación de la demandada. Respecto de la causal exonerativa de las sanciones impuestas, invocada por la actora en la demanda y en la apelación, en vista del disenso interpretativo en los artículos 142, 143 y 149 del ET, para la Sala, la causal de exculpación por error de apreciación sobre el derecho aplicable (que no sobre los hechos del caso) supone la exclusión de la conciencia del agente sobre la antijuridicidad de su conducta (parágrafo 2 del artículo 647 del ET) a partir de una equivocada comprensión o el falso convencimiento por parte del autor acerca de los elementos normativos que hacen parte de la descripción legal del tipo infractor, o del alcance de las normas que, por remisión, modulan el cumplimiento del deber formal de declarar27, lo cual encuentra la Sección configurado en el sub lite.

Lo anterior ha sido reconocido en casos análogos al controvertido e incluso con intervención de las mismas partes procesales (entre otras sentencias del 09 de septiembre de 2021, exp. 24282, CP: Milton Chaves García y del 07 de septiembre de 2023, exp. 27649, CP: Stella Jeannette Carvajal Basto) oportunidad en la cual, se precisó que «… entre las partes se presenta una razonada diferencia de interpretación respecto al alcance de la expresión “de acuerdo con la técnica contable” del artículo 142 del ET»28.

Y, a partir de ello, se levantó la sanción por inexactitud en lo concerniente a los costos y gastos rechazados por la inaplicación de los artículos 142 y 143 del ET, lineamiento que será aplicado en el caso bajo análisis para la sanción determinada con fundamento en el artículo 647 íbidem, así como en la multa impuesta con base en el artículo 647-1 ídem, pues, como se señaló en precedencia, en ambos casos la sanción impuesta corresponde a la de inexactitud, solo que sobre bases diferentes.

En cambio, para la Sala no se configura la causal exculpatoria respecto de las expensas que fueron deducidas con inobservancia de la normativa tributaria, esto es, los gastos operacionales de administración, identificados como servicios de «marketing y publicidad», 27 Sentencia del 11 de junio de 2020, exp. 21640, CP: Julio Roberto Piza Rodríguez. 28 Sentencia del 09 de septiembre de 2021,exp. 24282, CP: Milton Chaves García. Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 27 que, acorde con los soportes obrantes en el proceso, correspondieron a patrocinios, puesto que, ello se derivó del incumplimiento del requisito de causalidad del artículo 107 del ET, que no de una interpretación de la normativa aplicable.

Tampoco se configuraría la causal exculpatoria respecto del costo atribuido al ingreso por la venta de los derechos del contrato VMM-3 (ganancia ocasional), en tanto, la actora, no demostró que en el contrato que le fue cedido, por el cual reclama el costo, intervinieron las sociedades que expidieron las facturas. 7- Considerado lo anterior, la Sala reliquidará la sanción por inexactitud tomando como base el mayor valor del impuesto de ganancias ocasionales, derivado de la improcedencia del costo fiscal ($465.165.000), y el mayor impuesto sobre la renta derivado del rechazo de los gastos operacionales de administración por los servicios de «marketing y publicidad» ($59.035.758), así: Concepto Base para cuantificación Porcentaje Sanción Gastos operacionales de administración «marketing y publicidad» [patrocinios] $236.143.102 * 25% (1) = $59.035.758 (1) Tarifa del impuesto sobre la renta 2015 100% $59.036.000 Costos y deducciones por ganancias ocasionales 4.651.650.000 * 10% (2) = $465.165.000 (2) Tarifa del impuesto a las ganancias ocasionales 2015 100% $465.165.000 TOTAL $524.201.000 8- En consecuencia, la liquidación del impuesto sobre la renta a cargo de la demandante es la siguiente: Concepto Autoliquidación LOR Liquidación CE 48 Total ingresos netos 28.513.467.000 28.513.467.000 28.513.467.000 49 Costos de ventas y de prestación de servicios 221.371.981.000 0 0 50 Otros costos 0 0 0 51 Total costos 221.371.981.000 0 0 52 Gastos operacionales de administración 8.308.409.000 7.686.527.000 7.686.527.000 53 Gastos operacionales de ventas 0 0 0 55 Otras deducciones 1.087.310.000 1.087.310.000 1.087.310.000 56 Total deducciones 9.395.719.000 8.773.837.000 8.773.837.000 57 Renta líquida ordinaria del ejercicio 0 19.739.630.000 19.739.630.000 58 Pérdida líquida del ejercicio 202.254.233.000 0 0 61 Renta presuntiva 4.428.000 4.428.000 4.428.000 64 Renta líquida gravable 4.428.000 19.739.630.000 19.739.630.000 65 Ingresos por ganancias ocasionales 7.112.089.000 7.112.089.000 7.112.089.000 66 Costos por ganancias ocasionales 7.112.089.000 2.460.439.000 2.460.439.000 68 Ganancias ocasionales gravables 0 4.651.650.000 4.651.650.000 69 Impuesto sobre la renta líquida gravable 1.107.000 4.934.908.000 4.934.908.000 71 Impuesto neto de renta 1.107.000 4.934.908.000 4.934.908.000 72 Impuesto de ganancias ocasionales 0 465.165.000 465.165.000 74 Total impuesto a cargo 1.107.000 5.400.073.000 5.400.073.000 76 Saldo a favor de 2014 sin solicitud de devolución o compensación 53.861.000 53.861.000 53.861.000 79 Total retenciones año gravable 2015 163.595.000 163.595.000 163.595.000 81 Saldo a pagar por impuesto 0 5.182.617.000 5.182.617.000 82 Sanciones 21.328.000 55.962.524.000 545.529.000 83 Total saldo a pagar 0 61.145.141.000 5.728.146.000 84 Total saldo a favor 195.021.000 0 0 Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 28 De acuerdo con lo anterior, la Sala modificará la sentencia apelada para los efectos de levantar las sanciones relacionadas con la glosa de las erogaciones incurridas en la etapa de exploración, vinculadas a la búsqueda del crudo, liquidadas con fundamento en los artículos 647 y 647- 1 del ET, y para negar las demás pretensiones.

Conclusión 9- Por lo razonado en precedencia, la Sala establece como contenido interpretativo de la providencia: (i) las erogaciones incurridas en la etapa de exploración de hidrocarburos vinculadas a la consecución del crudo configuran activos diferidos, sujetos a las reglas previstas en los artículos 142, 143 y 159 del ET (según texto vigente para la época);

(ii) los contribuyentes tienen la carga argumentativa y probatoria, para sustentar la deducibilidad de las expensas a la luz del artículo 107 del ET29; (iii) la inexactitud en las declaraciones es disciplinable con la sanción por inexactitud en la forma establecida en los artículos 647 y 647-1 del ET, sin que ello vulnere el principio del non bis in idem.

Con todo, procede la exculpación de la sanción, cuando se encuentre configurada la diferencia de criterios, como se advirtió respecto de los gastos operacionales incurridos en la etapa exploratoria de hidrocarburos; y (iv) el reconocimiento de la causal de exculpación del error en la interpretación del derecho aplicable, como procedió en este caso, respecto de la glosa relativa a la dinámica de registro y deducción de las expensas incurridas en la etapa de exploración, es aplicable para la sanción determinada, tanto a partir del artículo 647 como del 647-1 ídem, pues en ambos casos la sanción impuesta corresponde a la de inexactitud, solo que sobre bases diferentes.

Costas 10- Acogiendo la posición mayoritaria de la Sección en relación con el alcance del artículo 365.8 del CGP, no se condenará en costas, por no estar probadas en el expediente. En mérito de lo expuesto, el Consejo de Estado, Sección Cuarta, administrando justicia en nombre de la República y por autoridad de la ley, FALLA 1.

Declarar fundado el impedimento manifestado por la magistrada Myriam Stella Gutiérrez Argüello. En consecuencia, queda separada del conocimiento de este proceso. 2. Modificar la sentencia de primera instancia, la cual quedará así: Primero. Declarar la nulidad parcial de la Liquidación Oficial de Revisión nro. 312412019000012 del 20 de marzo de 2019, emitida por la DIAN, en lo que se refiere a la sanción por inexactitud impuesta con base en los artículos 647 y 647-1, por las razones expuestas en esta providencia de segunda instancia. Segundo. A título de restablecimiento del derecho, fijar la sanción por inexactitud y el valor a pagar, conforme con la liquidación inserta en esta providencia de segunda instancia. Tercero. Negar las demás pretensiones de la demanda. 29 Consejo de Estado, sentencia del 26 de noviembre de 2020 (exp. 21329, CP: Julio Roberto Piza Rodríguez).

Radicado: 25000-23-37-000-2019-00483-01 (27256) Demandante: Shell Exploration Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 6013506700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co 29 3. Sin condena en costas en esta instancia. Cópiese, notifíquese, comuníquese. Devuélvase al tribunal de origen. Cúmplase. La anterior providencia se estudió y aprobó en la sesión de la fecha.

La integridad de este documento electrónico puede comprobarse con el «validador de documentos» disponible en: https://samai.consejodeestado.gov.co/Vistas/documentos/evalidador (Firmado electrónicamente) WILSON RAMOS GIRÓN Presidente (Firmado electrónicamente) LUIS ANTONIO RODRÍGUEZ MONTAÑO (Firmado electrónicamente) ADRIANA MARÍA DEL NIÑO JESÚS DE PRAGA GUILLÉN ARANGO Conjuez