TA CUN - 1999-00438-(19-09-2002)

RENTA BRUTA EN LA ENAJENACION DE ACTIVOS - Determinación /

MODIFICACION POR PARTE DE LA ADMINISTRACION DEL PRECIO

PACTADO EN CONTRATO DE COMPRAVENTA - Requisitos / PERDIDA EN LA ENAJENACION DE ACTIVOS - Determinación / VALOR PATRIMONIAL DE LOS BIENES - Factores / DEDUCCION TEORICA - Costos de perforación Comenzará la sala por referirse a los supuestos de hecho consagrados en la norma, que le permiten a la administración, para efectos del pago del tributo, renta, fijar un precio diferente al pactado por las partes en el contrato de compraventa. A saber: 1. la existencia de datos estadísticos por las entidades allí mencionadas, o por las afines a éstas, en cuanto a precios para activos de la misma naturaleza, especie, calidad, estado y condiciones, que determinen el precio normal o promedio del comercio o mercado. 2. que exista una diferencia superior al 25% entre el precio pactado por las partes y el del promedio del mercado. (...) Pasando entonces a la aplicación del artículo 149 en su versión original, invocado por la demandante, de su contexto se deduce claramente que establecía la prohibición de considerar los ajustes parciales de los artículos 70 y 868 del mismo estatuto, en la determinación de pérdidas en la enajenación de activos fijos, pero hacía la salvedad de que tal limitación no comprendía a los contribuyentes obligados a realizar ajustes integrales por inflación, es decir, éstos si podían

hacía la salvedad de que tal limitación no comprendía a los contribuyentes obligados a realizar ajustes integrales por inflación, es decir, éstos si podían determinar la pérdida considerando la parte de costo originada por los ajustes parciales (nótese como la norma dice: en cuyo caso dichos ajustes se toman en cuenta para determinar la pérdida). (...) La Dian dice que el citado artículo 6º no es coincidente con el 149 del estatuto tributario porque se refiere a los ajustes integrales, lo cual no es acertado, porque del contexto de la norma se aprecia que para la aplicación fiscal de los ajustes integrales por inflación, se debía partir del valor patrimonial de los bienes a 31 de diciembre de 1991, el cual se descomponía en dos factores: 1) el precio de adquisición ... más los reajustes fiscales que en desarrollo del artículo 132 del mismo ordenamiento hubiera hecho el contribuyente a 31 de diciembre de 1991 sobre el valor bruto de los activos fijos y 2) el valor correspondiente a los siguientes conceptos: a) ...; b) los mayores valores fiscales originados en diferencias entre el precio de adquisición. Con lo cual se confirma la salvedad que estableció el artículo 149 original, en cuanto a la permisibilidad de realizar ajustes fiscales a quienes a partir de 1992 debieran realizar ajustes integrales por inflación.(...) Con todo lo anterior se llega a la conclusión que Texas, conforme al cuadro deducción teórica, incluyó dentro del grupo propiedad planta y equipo a los costos

inflación.(...) Con todo lo anterior se llega a la conclusión que Texas, conforme al cuadro deducción teórica, incluyó dentro del grupo propiedad planta y equipo a los costos intangibles de perforación, los cuales por ser amortizables con los ingresos de la producción, debían conformar el grupo diferidos. Por consiguiente, para el cálculo de la deducción teórica no podía haberlos incluidos dentro de los activos no monetarios representados en terrenos, edificios, maquinaria, equipo, muebles. República de Colombia Rama Judicial

TRIBUNAL ADMINISTRATIVO DE CUNDINAMARCA

SECCION CUARTA

SUBSECCION B

Bogotá, D. C., diecinueve (19) de septiembre de dos mil dos (2002).

Ref: Expediente No. 1999-00438

Actor: TEXAS PETROLEUM COMPANY

Asunto: Impuestos Nacionales

Magistrada Ponente: NELLY YOLANDA VILLAMIZAR DE PEÑARANDA SENTENCIA La Sociedad TEXAS PETROLEUM COMPANY, por conducto de apoderado judicial y en ejercicio de la ACCION DE NULIDAD Y RESTABLECIMIENTO DEL DERECHO, formula las siguientesI. PRETENSIONES: 1.1. Pretende la demandante que se declare la nulidad de la Liquidación de Revisión No. 90021 del 6 de abril de 1999, por concepto del impuesto de Renta y Complementarios, por el año gravable de 1995. 1.2. Como consecuencia, se restablezca su derecho declarando en firme su Declaración de Corrección por el Impuesto de Renta y complementarios del año gravable 1995, radicada bajo el No. 2201215057595-3, presentada en

1.2. Como consecuencia, se restablezca su derecho declarando en firme su Declaración de Corrección por el Impuesto de Renta y complementarios del año gravable 1995, radicada bajo el No. 2201215057595-3, presentada en el Banco Unión Colombiano el día 30 de diciembre de 1996; por la cual se corrigió la inicialmente presentada bajo el No. 1401220050554-5 en el Banco de Crédito el día 12 de abril de 1996.

II. HECHOS: La Sala los compendia de la manera que sigue: 2.1. El día 3 de septiembre de 1980 TEXAS PETROLEUM COMPANY y ECOPETROL, suscribieron dos contratos de Asociación para la exploración y explotación de dos áreas, denominadas Cocorná y Nare, respectivamente. 2.2. El día 13 de diciembre de 1958, TEXAS PETROLEUM COMPANY y el MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA suscribieron un contrato de concesión para explorar y producir hidrocarburos en el área denominada Cocorná. A su vez, la accionante había construido un Oleoducto privado denominado VELÁSQUEZ GALAN para cuya construcción y operación obtuvo aprobación del MINISTERIO DE MINAS Y PETROLEOS, mediante Resoluciones Nos. 440 de abril 19 de 1954 y 471 de 1955. 2.3. En desarrollo de los citados contratos, la accionante venía explotando desde hacía aproximadamente 30 años el área materia de concesión y durante 20 años los campos objeto de asociación. Para tal efecto, construyó los campamentos petroleros, instaló equipos y facilidades de explotación,

desde hacía aproximadamente 30 años el área materia de concesión y durante 20 años los campos objeto de asociación. Para tal efecto, construyó los campamentos petroleros, instaló equipos y facilidades de explotación, tuberías, tanques y demás elementos para la explotación. (Hecho 2.1.)2.4. La actora ofreció en venta todos los derechos de explotación derivados de los contratos citados y la propiedad del oleoducto, mediante un proceso de licitación internacional abierto en el mes de mayo de 1994, publicado en las revistas especializadas en el mercado petrolero, oferta que por vía fax se dirigió a un gran número de compañías petroleras nacionales e internacionales que pudieran estar interesadas, proceso de venta que también se informó a ECOPETROL mediante el oficio OBU-555-94 de 17 de agosto de ese año. 2.5. La oferta fue respondida por las firmas HUFFCO, PETROSANTANDER, ARGOSY y OMIMEX y cada una de ellas ofreció como valor neto la suma de US$7.000.000, US$20.000.000, US$20.500.000 y US$26.000.000 en su orden, todas las cuales se probaron documentalmente en la vía gubernativa y no fueron discutidas por la administración. 2.6. De acuerdo con las ofertas recibidas, se inició la negociación con el mejor postor, esto es, con la firma OMIMEX DE COLOMBIA LTD, quien había ofrecido US$26.000.000. 2.7. El día 20 de abril de 1995, mediante contrato de compraventa suscrito entre la TEXAS PETROLEUM COMPANY, cedente, y las sociedades

había ofrecido US$26.000.000. 2.7. El día 20 de abril de 1995, mediante contrato de compraventa suscrito entre la TEXAS PETROLEUM COMPANY, cedente, y las sociedades OMIMEX DE COLOMBIA LTDA. y SABACOL INC., cesionarios, se efectuó el traspaso de todos los derechos, títulos, intereses y obligaciones del Contrato de Concesión Cocorná, por la suma de un millón quinientos mil dólares (US1’500.000) y del contrato de Asociación Cocorná Nare y del Oleoducto privado que le sirve, por veinticuatro millones quinientos mil dólares (US24’500.000), para un total de veintiséis millones de dólares (US26’000.000), que incluyen: 2.7.1. Tres áreas comerciales dentro del contrato de Asociación Cocorná, a saber: Teca, Toche, y Cocorná Sur, todas las cuales juntas componen el Campo Teca tal como ve en los mapas de las respectivas áreas. 2.7.2. Cuatro áreas comerciales dentro de los dos bloques separados del Contrato Asociación Nare; A.- El área comercial Chicalá dentro del Bloque Nare A.; B.- Las áreas comerciales Moriche, Nare Norte y Nare Sur dentrodel Bloque Nare B. El último de ellos (Nare Sur) contiene el campo Nare. 2.7.3. Aproximadamente 189 km de oleoducto como también todo el equipo localizado en las Estaciones de Bombeo Velásquez 26, Zambito, Cantimplora, Carare

el campo Nare. 2.7.3. Aproximadamente 189 km de oleoducto como también todo el equipo localizado en las Estaciones de Bombeo Velásquez 26, Zambito, Cantimplora, Carare y el Sauce. Además, aproximadamente 6 km del oleoducto Cocorná-Vasconia. 2.8. El objeto del contrato , lo fue, entre otras cosas, “...Todos los pozos en producción y no productivos, equipo, facilidades, tuberías de revestimiento, tanques, maquinaria y otras anexidades situadas en la propiedad. 2.9. En el Contrato de Compraventa se expresó la siguiente cláusula: “...Tal como se indica en el segundo considerando de éste contrato de Compraventa, si por cualquier razón Ecopetrol no aprueba que el Cedente transfiera a los Cesionarios sus intereses, derechos y obligaciones en los Contratos de Asociación, éste contrato de Compraventa se considerará nulo y sin efecto...”. 2.10. Los pagos se efectuaron en distintas fechas, esto es, abril, septiembre y diciembre, para un total de US26.000.000.oo. 2.11. SABACOL INC. Y OMIMEX DE COLOMBIA LTDA, obrando como agentes retenedores pagaron el Impuesto de Timbre y Remesas sobre los documentos privados de los contratos de compraventa de los campos petroleros de Nare, Cocorná y el Oleoducto Velásquez Galán. Por su parte, la demandante realizó la retención en la fuente a título de impuesto de renta, por concepto de la venta, a la

Cocorná y el Oleoducto Velásquez Galán. Por su parte, la demandante realizó la retención en la fuente a título de impuesto de renta, por concepto de la venta, a la tarifa del 3% por $501.289.480 y lo informó y declaró mediante declaración de retención radicada en el Banco de Occidente, de fecha 18 de octubre. 2.12. El día 12 de abril de 1996, la demandante presentó Declaración de Impuesto de Renta y Complementario por el año gravable de 1995, con un saldo a favor de $2.605.931.000. 2.13. El día 11 de octubre de 1996, la demandante presentó solicitud de compensación por el saldo a favor, radicada bajo el No. 959601236 y la administración la concedió mediante la Resolución de Compensación No. 1321 del 21 de noviembre de 1996. Posteriormente, el día 30 de diciembre de 1996, la TEXAS presentó declaración de corrección en el Banco Unión Colombiano, en la cual disminuyó el saldo a favor a $2.589.232.000. A su vez, reintegró a la DIAN la suma de $16.699.000 mediante recibos oficiales de pago No. 2900705050187-8 del 20 de diciembre de 1996 y No. 2900705050190-0 del 8 de enero de 1997 con los intereses moratorios.2.14. La Administración mediante Autos de Verificación o cruce No. 41 del 11 de febrero de 1998, Auto de Inspección Tributaria No. 023 del 25 de febrero de 1998

los intereses moratorios.2.14. La Administración mediante Autos de Verificación o cruce No. 41 del 11 de febrero de 1998, Auto de Inspección Tributaria No. 023 del 25 de febrero de 1998 y Auto de Inspección Contable No. 037 del 25 de febrero de 1998, notificados a la demandante, ordenó verificar la exactitud de la declaración de renta, la información suministrada en las respuestas a los requerimientos ordinarios y determinar el cumplimiento de las obligaciones a su cargo por el impuesto sobre la renta y complementarios del año gravable 1995. 2.15. En virtud de tales controles, se expidió al Requerimiento Especial No. 072 de fecha 9 de octubre de 1998, por medio del cual la División para el Control y Penalización Tributaria propuso tres glosas para la modificación de la declaración de renta y complementarios, por la ocurrencia de hechos que, en su criterio, constituyen inexactitud, así: 2.15.1. Adición de ingresos por valor de $35.334.678.530, en cuanto-‘... el valor de la cesión en los contratos de Asociación se determinó con base en los informes y pronósticos de producción diaria desde el año de 1996 hasta el año 2008 suministrados por la EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS ECOPETROL (folios 1167 a 1170), utilizando el precio de venta en dólares y el costo promedio por barril informado por TEXAS PETROLEUM COMPANY en su oficio de fecha 23 de septiembre de 1998 (folio 1752), una tasa de

precio de venta en dólares y el costo promedio por barril informado por TEXAS PETROLEUM COMPANY en su oficio de fecha 23 de septiembre de 1998 (folio 1752), una tasa de descuento del 15% anual y la tasa de cambio de la fecha de la operación. Así mismo se tuvo en cuenta la participación de TEXAS PETROLEUM COMPANY, en los respectivos contratos después de regalías. La valoración de dichas reservas se adjunta al presente Requerimiento Especial en cuadro anexo (Valuación de reservas anexo 3)”. 2.15.2. “Pérdida en la enajenación de activos fijos originada en reajuste fiscales.- Se desconoce en el renglón 27 CG Otros Costos, los reajustes fiscales acumulados a diciembre 31 de 1991 por valor de $13.999.914.704 que originaron pérdidas en la enajenación de activos fijos de los Contratos de Asociación Cocorná y Nare, el Oleoducto y la Concesión Cocorná”. 2.15.3. “Deducción Teórica.- Se propone desconocer en la base del cálculo de la deducción teórica el valor de las inversiones amortizables y los ajustes al patrimonio líquido, en consecuencia, la Deducción teórica se determina de la siguiente manera: “Activos fijos 207.543.375.000 “Depreciación (68.832.775.000) “Construcciones en curso (3.182.388.000)“Bodega de Inversiones (2.546.149.067)

siguiente manera: “Activos fijos 207.543.375.000 “Depreciación (68.832.775.000) “Construcciones en curso (3.182.388.000)“Bodega de Inversiones (2.546.149.067) “ACTIVOS NO MONETARIOS $132.982.062.933

Menos: “Inversiones amortizables Neto (3.940.276.706)

“TOTAL ACTIVOS NO MONETARIOS AJUSTADOS 129.041.786.227. “PATRIMONIO LIQUIDO 1994 47.821.069.000 “BASE DEDUCCIÓN TEORICA 81.220.717.227 “Deducción teórica determinada (25% del 20.28%) 4.117.890.363 “Deducción teórica solicitada 4.491.440.142 “Mayor deducción teórica solicitada 373.549.779 2.16. El día 8 de enero de 1999, la demandante le dio respuesta al requerimiento especial, presentó todos los argumentos de hecho y de derecho que desvirtúan las glosas formuladas por la Administración de Impuestos. 2.17. El día 6 de abril de 1999, la administración expide la Liquidación de Revisión No. 90021, en la cual mantiene las tres glosas propuestas y con base en ellas liquida la diferencia en impuestos e, impone la sanción por inexactitud, así: 2.17.1. Invoca como fundamentos que si bien TEXAS no era propietaria del subsuelo, no es menos cierto que sobre dichos yacimientos, cuya comercialidad había sido declarada años atrás, se tenía pleno conocimiento de las reservas de crudo existentes y por lo tanto ‘ese

subsuelo, no es menos cierto que sobre dichos yacimientos, cuya comercialidad había sido declarada años atrás, se tenía pleno conocimiento de las reservas de crudo existentes y por lo tanto ‘ese no era motivo para que la compañía no las estimara por su valor comercial’. Así mismo, invoca la aplicación del artículo 121 del Decreto 2649 de 1993, norma de la que extrae la obligación de registrar contablemente aquellos activos, aunque no sean de propiedad del contribuyente, cuando sobre ellos se ejerce un control absoluto. También se apoya en los artículos 15 y 85 del mencionado decreto, que se refieren a la revelación plena de los estados financieros. 2.17.2. La DIAN considera improcedente la solicitud de pérdida en venta de activos fijos originada en reajustes fiscales , porque aplica retroactivamente el artículo 92 de la Ley 223 de 1995, modificatorio del artículo 149 del Estatuto Tributario, con el argumento de que la obligación tributaria nace en el momento de la presentación de la declaración y como para ese tiempo ya estaba prohibido presentar la pérdida, le aplica la norma nueva y no la vigente durante el período gravable. Sostiene que se trata de una norma de procedimiento y por lo tanto de aplicación inmediata. 2.17.3. En cuanto a la deducción teórica, la accionada expresa que no

gravable. Sostiene que se trata de una norma de procedimiento y por lo tanto de aplicación inmediata. 2.17.3. En cuanto a la deducción teórica, la accionada expresa que no puede apartarse del hecho de que la normatividad, esto es, elartículo 354 del Estatuto Tributario y 21 del Decreto 2075 de 1992, señalan en forma taxativa los activos no monetarios para efectos del cálculo de la deducción teórica y frente a los argumentos de orden contable sobre la naturaleza de los activos ajustados considera que no se aplican para efectos tributarios. 2.17.4. Como consecuencia de lo anterior, la administración impone sanción por inexactitud en un monto de $12.567.189.000 que adicionada a la sanción por corrección liquidada por el contribuyente de $1.518.000, arroja un total de sanciones por $12.568.707.000. 2.2. ADICIÓN DE LA DEMANDA 2.2.1. La demandante, mediante escrito presentado el 22 de noviembre de 1999, corrige la demanda (fls. 281 y 282 del c.p.), con el fin de adicionar en el Capítulo de Pruebas los certificados de Revisor Fiscal procedentes de OMIMEX DE COLOMBIA LTDA y SABACOL INC, sobre los registros contables de adquisición de 1995, para demostrar que las sumas pagadas, corresponden a lo pactado en el contrato de compraventa de los campos de la Asociación Cocorná y Nare, de la Concesión Cocorná y del Oleoducto Velásquez Galán, que coinciden con las

contrato de compraventa de los campos de la Asociación Cocorná y Nare, de la Concesión Cocorná y del Oleoducto Velásquez Galán, que coinciden con las acreditadas contablemente por TEXAS, precisando que la suma de los valores en pesos difiere en $377.550.886 porque OMIMEX DE COLOMBIA LTDA. y SABACOL INC, contabilizaron en diciembre a una tasa de cambio superior a la vigente en los meses de abril y de septiembre cuando TEXAS contabilizó la mayor parte de la misma operación. 2.2.2. En atención a lo prescrito en el artículo 208 del Código Contencioso Administrativo, por auto del 21 de enero de 2000 se admitió la corrección a la demanda, en el que se dispuso las notificaciones al Jefe de la División Jurídica de la Administración Especial de Aduana y al señor Procurador Delegado ante esta corporación, con la correspondiente orden de fijación en lista por el término de diez (10) días (fl. 293, c.1). Proveído que fue corregido mediante el de fecha 18 de febrero siguiente, en el que se ordenó el enteramiento personal al jefe de la División Jurídica de la Administración de Grandes Contribuyentes de Santa fe de Bogotá (fl. 299), acto procesal que se cumplió el 25 de abril posterior (fl. 300),pronunciándose dicha parte por escrito del 19 de mayo del mismo año (fls. 301 y 302).

III. NORMAS VIOLADAS Y CONCEPTO DE LA VIOLACIÓN: 3.1. El demandante invoca como violadas las siguientes disposiciones:

302).

III. NORMAS VIOLADAS Y CONCEPTO DE LA VIOLACIÓN: 3.1. El demandante invoca como violadas las siguientes disposiciones: 3.1.1. En apoyo del primer cargo, esto es, adición de ingresos en la venta , invoca los siguientes: Los artículos 26 y 90 del Estatuto Tributario e, indirectamente el 29 y 209 de la

Constitución Nacional. El artículo 10 en concordancia con el 64 del Decreto 2649 del 1933. Los artículos 742, 745, 746 y 754 del Estatuto Tributario. Los artículos 248, 250, 258 y 268 del Código de Procedimiento Civil. Los artículos 51 y 72 del Código de Comercio. El artículo 83 de la Constitución Nacional. 3.1.2. Respecto del segundo cargo, referente al rechazo de la pérdida originada en los reajustes fiscales, señala: El artículo 363 e, indirectamente el 338 de la Carta Política. El artículo 92 de la Ley 223 de 1995. Los artículos 69, 70, 90, inciso 1º, 149 353, 868 del Estatuto Tributario, en concordancia con el artículo 2º del Decreto 2591 de 1993. Los artículos 1, 4 No. 9º y 23 del Decreto Extraordinario 2687 de 1988. 3.1.3. En cuanto al tercer cargo, atinente a la disminución de la deducción teórica, enumera los siguientes: El artículo 354 del Estatuto Tributario en concordancia con el artículo 64 del Decreto 2649 del 1993, aplicable por remisión del artículo 29 del Código Civil y 2º

teórica, enumera los siguientes: El artículo 354 del Estatuto Tributario en concordancia con el artículo 64 del Decreto 2649 del 1993, aplicable por remisión del artículo 29 del Código Civil y 2º del Decreto 2591 de 1993. El artículo 353 del Estatuto Tributario en concordancia con el artículo 8 de la Ley 174 de 1994. 3.1.4. Finalmente, para pedir la anulación de la sanción por inexactitud, la apoderada de la actora parte de la violación a los siguientes artículos: Artículo 647 del Estatuto Tributario. Artículo 248-1 del Estatuto Tributario. 3.2. Desarrolla el concepto de la violación siguiendo las glosas trazadas por la Administración Tributaria en la Liquidación de Revisión, así: 3.2.1. Primer cargo. Adición Improcedente de Ingresos en la cesión de los Contratos de Asociación Cocorná y Nare, de la Concesión Cocorná y del Oleoducto Velásquez Galán:Este cargo lo subdivide la apoderada de la demandante en tres capítulos: 3.2.1.1. Se viola el régimen de determinación de la renta en la venta de activos fijos contenido en los artículos 26 y 90 inciso 1 y 2 del EstatutoTtributario, en concordancia con el 338 y 95 numeral 9 de la Carta Política: Señala que por el principio de legalidad, el régimen de determinación y depuración de la base gravable en un impuesto como el de renta, está estrictamente regulado por la ley, a la vez que el procedimiento de fiscalización descansa sobre la

de la base gravable en un impuesto como el de renta, está estrictamente regulado por la ley, a la vez que el procedimiento de fiscalización descansa sobre la facultad de comprobar que la base declarada por el contribuyente corresponda a la real con el fin de evitar el fraude fiscal. Agrega que cuando la magnitud a comprobar es empíricamente constatable, como ocurre con el ingreso que proviene de una relación contractual, basta con verificar el valor realizado por el beneficiario y cruzarlo con el registrado por el pagador, que siempre será estimable en moneda legal colombiana, el cual será el precio real de enajenación. Así, cuando los valores denunciados como ingreso y de otra parte como egresos por los dos sujetos pasivos independientes, son coincidentes, surge un indicio de veracidad, que se hace concurrente, cuando el ingreso concuerda con el reportado por los bancos o entidades comprometidas en la transacción y, con los registros contables que totalizan la operación, como así ocurre con los registros totales de OMIMEX y de la TEXAS. Diferente es cuando surgen indicios de simulación en el precio, o de precios ínfimos, alejados de la corriente del mercado, lo cual, anota, puede suceder entre entidades vinculadas, caso en el cual la ley permite que la administración, para efectos fiscales, se separe del valor autónomamente fijado por las partes, así sea el precio real, cuando este difiere de un 25% más del precio del mercado, de ahí que para descubrir la realidad económica del negocio debe observarse el procedimiento previsto en el artículo 90 del Estatuto Tributario, acorde con la

el precio real, cuando este difiere de un 25% más del precio del mercado, de ahí que para descubrir la realidad económica del negocio debe observarse el procedimiento previsto en el artículo 90 del Estatuto Tributario, acorde con la presunción de buena fe que ampara al contribuyente según el artículo 83 de la Constitución Nacional, en el cual deben distinguirse tres fases jurídicas: -Verificación de los presupuestos para la aplicación de la norma (comprobación del valor de venta notoriamente inferior al de mercado o hipótesis habilitante para apartarse del de las partes). -Usos de la metodología prevista legalmente (Escogencia de parámetros similares: bienes de la misma especie, valores referidos a la fecha de la enajenación – Procedimiento reglado-). -El resultado o consecuencia normativa es la valoración técnica (Tasación del precio atendiendo índices oficiales, según la naturaleza, condiciones y estado de los activos).Alega la apoderada judicial, que sólo cuando el precio pactado por las partes difiere notoriamente en más del 25% del comercial promedio del mercado para bienes de la misma especie y calidad, en la fecha de la enajenación, hipótesis prevista en el citado artículo 90, es cuando la administración procede hacer la estimación o tasación administrativa del precio. Esa situación, resalta, no se da en el sub judice, en donde el valor de las ofertas realizadas por HUFFCO, PETROSA, ARGOSY y OMIMEX, determinan un precio promedio del mercado libre, “que se reputa perfecto, por provenir de una licitación internacional”, de US$18.375.000, “que a la tasa de cambio de 987.65 vigente al momento del último pago, da un

ARGOSY y OMIMEX, determinan un precio promedio del mercado libre, “que se reputa perfecto, por provenir de una licitación internacional”, de US$18.375.000, “que a la tasa de cambio de 987.65 vigente al momento del último pago, da un precio comercial promedio en pesos de $18.148.068.750, que disminuido con el margen del 25% admitido por la norma, arroja un valor máximo de $13.611.051.562 para el valor total de los bienes vendidos, que es inferior al pactado por las partes de $25.678.900.000, en pesos colombianos, luego no había lugar, jurídicamente, a aplicar la norma del artículo 90 y mucho menos de la forma como lo hace el requerimiento, que adiciona al precio recibido de $25.687.900.000 la suma de $35.334.678.530 para un precio estimado completamente exorbitante de $61.013.578.530” (fls 20 y 21, c.1). Califica como irracional el incluir como parte del precio los ingresos que, no recibiría TEXAS, sino la compradora que con posterioridad a la celebración del negocio jurídico pudiere llegar a percibir por concepto de la explotación de las reservas, toda vez, que de un lado, ellas no se venden, sino activos con una expectativa de explotación, situaciones, de las que dice, no son asimilables, aunque ellas sirven de base para los cálculos del precio global de venta, y de otro lado, porque es ilegal anticipar la renta por venta presunta y futura de petróleo y se aparta de las reglas de venta del activo fijo “campo petrolero”, fijadas en el artículo

lado, porque es ilegal anticipar la renta por venta presunta y futura de petróleo y se aparta de las reglas de venta del activo fijo “campo petrolero”, fijadas en el artículo 90 del Estatuto Tributario, en concordancia con el 26 de la misma obra. Como otra circunstancia que debe tenerse en cuenta al tiempo de analizar el valor del mercado, agrega la libelista, es que el contrato no fue puro y simple, como la misma administración lo advierte, sino que estuvo sujeto a una condición suspensiva, futura e incierta, cual era su aprobación por parte de las autoridades correspondientes, evento del cual dependía su validez y eficacia. Anota que el valor promedio del mercado, resulta de integrar la noción que tal expresión comprende (es el precio o contraprestación media pactada para los bienes y servicios de la misma especie o similares, en condiciones de libre competencia y en el mismo estadio de comercialización, en el tiempo y en el lugar en que los bienes o servicios se han adquirido o prestado y, en su caso, en el tiempo y lugar más próximo) con el hecho imponible que es la renta en la enajenación de bienes. A lo que agrega que en ese sentido “el valor comercial o de venta de los bienes no tienen porqué coincidir como cree la administración, con el valor patrimonial del bien de la Nación, ni con el intrínseco, ni con el de reposición u otros posibles, ni con otra medida hipotética de la riqueza pues esas nociones concebidas, por una parte, para el antiguo impuesto de patrimonio, y por otra para contabilizar, por los dueños, determinados activos poseídos no

nociones concebidas, por una parte, para el antiguo impuesto de patrimonio, y por otra para contabilizar, por los dueños, determinados activos poseídos no pretenden fijar un precio de enajenación; a lo sumo se utilizan para medir lautilidad o pérdida que pudiera presentarse en la venta. El precio que pudiera obtenerse en el tráfico comercial ordinario de un bien económico, habidas las condiciones, la naturaleza y las circunstancias económicas que puedan influir en el precio no siguen el costo, ni su valuación teórica sino el valor en un mercado perfectamente competitivo. Incluso en Bolsas o Lonjas se realizan operaciones abiertas de mercado, con diferentes precios de hora en hora” (fls. 21 y 22, c.1). Concluye este aparte diciendo que “no hay omisión de ingresos porque el precio recibido fue el pactado y declarado, que a su vez, correspondió al de mercado, en un proceso de licitación transparente y abierto. Si lo que se quería era determinar el valor presente de la operación futura de explotación, para indagar indiciariamente la razonabilidad del precio global, habría sido necesario restar lo declarado, y no adicionarlo, puesto que lo vendido objeto del contrato incluía los derechos de explotación, de una parte, y las facilidades y demás derechos inherentes a la explotación y venta de los productos de los ampos, de otra; de manera que valorada toda la operación se llega al mismo valor de la negociación global, íntegramente declarado” (fl. 23, c.1). Con todas esas premisas, culmina diciendo que al observarse el procedimiento

manera que valorada toda la operación se llega al mismo valor de la negociación global, íntegramente declarado” (fl. 23, c.1). Con todas esas premisas, culmina diciendo que al observarse el procedimiento reglado del artículo 90 del Estatuto Tributario, no solo se vulnera esta norma, sino que, de contera, se