Tiempo Real

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Tiempo Real*
Haciendo llegar las Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF) a los Sectores del
Petróleo y Gas y Utilities
*connectedthinking
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Índice de materias
1
Introducción
1
2
El sector del petróleo y gas
4
2.1
Exploración y producción
2.1.1 Exploración: “Successful Efforts” versus “Coste Completo”
Reclasificación al término de la fase de exploración y evaluación
Medida de los activos de producción
2.1.2 Acuerdos de trabajo conjunto
Negocios conjuntos (Joint Ventures)
Activos controlados conjuntamente
Entidades controladas conjuntamente
¿Qué indicadores señalan la existencia de una entidad sujeta a las NIIF?
Entidades controladas conjuntamente: información a revelar
Inversiones con un control inferior al control conjunto, incluidas las participaciones indivisas
2.1.3 Overlift y underlift
2.1.4 Deterioro y unidades generadoras de efectivo
Interacción entre las provisiones para desmantelamiento y los cálculos del deterioro
Medición posterior de los activos de exploración y evaluación
2.1.5 Ingresos y fiscalidad
Impuestos sobre el petróleo: cánones e impuestos especiales
Impuestos sobre el petróleo basados en los beneficios
Impuestos abonados en efectivo o especie
2.1.6 Contratos de reparto de la producción (PSAs) y tributación
Ingresos y costes de los PSAs y concesiones
Impuestos en los PSAs
2.1.7 Activos por componentes
2.1.8 Obligaciones por retirada de activos
Revisiones de las provisiones para desmantelamiento
Impuestos diferidos sobre obligaciones de desmantelamiento
Transporte y refino
2.2.1 Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón
(almacenamiento subterráneo)
2.2.2 Activos por componentes
Venta minorista y distribución
2.3.1 Deterioro y unidades generadoras de efectivo
2.2
2.3
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3 El sector de utilities
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Fuentes de combustible
3.1.1 Fuentes de combustible y contratos de suministro (NIC 39)
Valoraciones
Contabilidad de coberturas
Generación
3.2.1 Enfoque por componentes
3.2.2 Deterioro
Unidades generadoras de efectivo
3.2.3 Acuerdos que contienen arrendamientos
3.2.4 Desmantelamiento
Trading
3.3.1 Contratos a su valor razonable y para “uso propio” (NIC 39)
Transmisión y distribución
3.4.1 Activos regulados
3.4.2 Contabilización de redes
3.4.3 Gas colchón e inventario
Venta minorista
3.5.1 Tarifas de conexión
4
Asimilación de las NIIF en la organización
4.1
4.2
De la cuenta atrás al tiempo real
Minimización del riesgo operativo
4.2.1 Cómo asimilar una divulgación sostenible
4.2.2 Procesos
4.2.3 Datos, sistemas y tecnología
4.2.4 Controles
4.2.5 Aptitudes del personal
4.2.6 Estructura organizativa
4.2.7 Planificación de estrategias y divulgación
Gestión de impuestos diferidos
4.3.1 Impuestos diferidos
4.3.2 Conciliación de tipos impositivos
4.3.3 Contingencias fiscales
4.3
20
34
5
De cara al futuro
41
6
Contactos
42
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1 Introducción
1
Las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) son
ahora muy reales para las empresas del mundo entero. En un
momento en que muchas compañías se encuentran al final de su
primer periodo completo de divulgación conforme a las NIIF, publicamos Tiempo Real, un estudio que examina la realidad de la divulgación en virtud de las nuevas normas para las compañías de los
sectores del petróleo y gas y utilities.
Ambos sectores se caracterizan por la necesidad de grandes inversiones iniciales, a menudo con gran incertidumbre sobre los resultados en el horizonte a largo plazo. Los desafíos geopolíticos,
medioambientales, energéticos, de oferta de recursos naturales y los
retos en la negociación, junto con las complejas y complicadas relaciones con los agentes implicados en el negocio, han supuesto, en
la transición hacia las NIIF, la necesidad de tomar decisiones complejas sobre cómo implantar las nuevas normas.
Tiempo Real examina la cadena de valor de cada sector y comenta
de forma detallada el modo en que se están poniendo en práctica
las nuevas normas. Identificamos áreas en las que las compañías
deben tomar decisiones importantes al aplicar las normas, en concreto respecto de los derivados y los instrumentos financieros, el
deterioro y la recuperabilidad de los costes. Junto a esto, observamos cómo las novedades acontecidas en el entorno más amplio,
tales como el comercio de derechos de emisión y la volatilidad en
los precios energéticos, están acentuando el desafío de divulgación
al que se enfrentan las compañías.
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Introducción
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2
Uno de los desafíos de trabajar con normas “basadas en principios”
es que, sin un “reglamento” detallado, la dirección necesita dedicar
más tiempo a explicar las decisiones que ha tomando a la hora de
aplicar los principios. Hemos visto a empresas lidiar con problemas
surgidos al cierre del ejercicio –como presentar y describir la volatilidad derivada de la NIC 39, o la dificultad de calcular los impuestos
diferidos– recopilar información para los requisitos de divulgación y
aun así preparar estados financieros ¡de menos de 100 páginas!
Tiempo Real aporta percepciones internas sobre cómo las compañías están respondiendo a estos desafíos e incluye ejemplos de
políticas contables y otras divulgaciones contenidas en estados
financieros publicados. A medida que las compañías avancen, el
desafío será arraigar las NIIF en la práctica cotidiana de la compañía
en “tiempo real”. Muchas compañías siguen funcionando con el chip
de “proyecto especial” y todavía continúan pendientes de llevar a
cabo la transición satisfactoria de integrar las normas en las actividades cotidianas. Por el contrario, otras no sólo han logrado esto en
sus informes financieros externos sino que también han alineado
satisfactoriamente su gestión interna y divulgación de resultados con
las NIIF.
Francisco Martínez
Socio Global de Energía
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El sector del
petróleo y gas
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2.1. Exploración y producción
2.1.1 Exploración: “Successfull Efforts” versus “Coste Completo”
Reclasificación al término de la fase de exploración y evaluación
Medida de los activos de producción
2.1.2 Acuerdos de trabajo conjunto
Negocios conjuntos (Joint ventures)
Activos controlados conjuntamente
Entidades controladas conjuntamente
¿Qué indicadores señalan la existencia de una entidad sujeta a las NIIF?
Entidades conjuntamente controladas: información a revelar
Inversiones con un control inferior al control conjunto, incluidas las
participaciones indivisas
2.1.3 Overlift y underlift
2.1.4 Deterioro y unidades generadoras de efectivo
Interacción entre las provisiones para desmantelamiento y
los cálculos del deterioro
Medición posterior de los activos de exploración y evaluación
2.1.5 Ingresos y fiscalidad
Impuestos sobre el petróleo: cánones e impuestos especiales
Impuestos sobre el petróleo basados en los beneficios
Impuestos abonados en efectivo o especie
2.1.6 Contratos de reparto de la producción (PSAs) y tributación
Ingresos y costes de los PSAs y concesiones
Impuestos en los PSAs
2.1.7 Activos por componentes
2.1.8 Obligaciones por retirada de activos
Revisiones de las provisiones para desmantelamiento
Impuestos diferidos sobre obligaciones de desmantelamiento
2.2 Transporte y refino
2.2.1 Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos
y gas colchón (almacenamiento subterráneo)
2.2.2 Activos por componentes
2.3 Venta minorista y distribución
2.3.1 Deterioro y unidades generadoras de efectivo
El sector del petróleo y gas
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Tiempo Real: El sector del petróleo y gas
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La cadena de valor
del petróleo y gas
Exploración
y producción
• Exploración: ì Successful Efforts”
versus “Coste Completo” /NIIF 6
(Exploración y Evaluación)
Transporte
y refino
• Contabilización de cantidades
mínimas en oleoductos y gas
colchón (almacenamiento
subterráneo)
Venta minorista
y distribución
• Deterioro, unidades
generadoras de efectivo
• Acuerdos de trabajo conjunto
• Componentización de activos
• Overlift y underlift
• Deterioro, unidades
generadoras de efectivo
• Ingresos y fiscalidad
• Contratos de reparto de la
producción y tributación
• Componentización de activos
• Obligaciones por retirada de
activos
El impacto de las NIIF se siente a lo largo de toda la cadena de valor
del petróleo y gas; sin embargo, muchos de los dilemas y decisiones
clave son mayores en las fases de exploración y producción. Por
ejemplo, al principio de la cadena de valor se permite que continúe la
contabilización según el modelo de coste completo en virtud de la
NIIF 6, pero sólo en las fases de exploración y evaluación. En la otra
punta del sector, las NIIF están modificando los límites de las
unidades generadoras de efectivo (UGEs) hasta incluso la estación de
servicio o el grupo más pequeño de activos de comercio minorista
que generen flujos de caja independientes identificables. En los
apartados siguientes, examinamos las decisiones clave relativas a las
NIIF que las compañías deben tomar a lo largo de la cadena de valor
del petróleo y gas.
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2.1 Exploración y producción
2.1.1 Exploración
“Successful Efforts” versus
“Coste Completo”
La mayoría de las principales compañías
integradas de petróleo y gas, así como muchas
compañías upstream más pequeñas, utilizan el
método de successful efforts. Según este método
contable para la exploración y desarrollo, los
costes incurridos en la búsqueda, adquisición y
desarrollo de reservas se capitalizan para cada
yacimiento dependiendo de la naturaleza de las
operaciones. Cuando se descubre una reserva
mineral comercialmente viable (o probada), los
costes capitalizados pueden imputarse al descubrimiento. En caso de que no se produjera el
descubrimiento, la inversión se lleva a resultados.
Sin embargo, algunas compañías de upstream
han empleado históricamente el modelo de coste
completo. Según este modelo, se capitalizan
todos los costes incurridos en la búsqueda,
adquisición y desarrollo de las reservas en un
gran centro de costes geográfico, en lugar de
para cada yacimiento individual. Los centros de
costes se agrupan habitualmente en función de
cada país si bien, a veces, cuando los yacimientos presentan características geológicas o
económicas similares o vinculadas, pueden agruparse algunos países.
El debate continúa en el sector sobre los méritos
conceptuales de ambos métodos. La NIIF 6 se ha
emitido con vistas a proporcionar una solución
provisional que permite a las entidades seguir aplicando su política contable con respecto a la exploración y evaluación de recursos minerales, hasta
que se desarrolle una solución más completa.
Aporta una solución provisional para los costes de
exploración y evaluación, pero no para los costes
incurridos una vez terminada esta fase. En consecuencia, es difícil que la contabilización según el
modelo de coste completo tal como se ha aplicado en el pasado pueda mantenerse más allá de la
fase de exploración y evaluación (E&E).
Los cambios practicados en la política contable de
una entidad para los activos de E&E solo pueden
practicarse si se traducen en una política contable
más cercana a los principios del marco de las NIIF.
Con vistas a cumplir la NIIF 6, el cambio tiene que
dar lugar a una política nueva que sea más relevante y no menos fiable, o más fiable y no menos
relevante, que la política anterior. Esta restricción
sobre los cambios a la política contable engloba
los cambios implantados por la adopción de la
NIIF 6. Es importante resaltar que la NIIF 6 solo
cubre la fase de exploración y evaluación, hasta el
punto en que las reservas probadas se determinan
fructuosas o infructuosas.
Destacados en Tiempo Real
BP plc
BG Group plc
Inversión en exploración
“Los costes de exploración geológica y geofísica se cargan a pérdidas
y ganancias según se incurren. Los costes directamente asociados a
un pozo de exploración se capitalizan como activo inmaterial hasta que
finaliza la perforación del pozo y se evalúan los resultados. Entre estos
costes figuran la retribución a los empleados, los materiales y combustibles empleados, los costes de plataformas, cuotas de demora y
pagos a contratistas. En el caso de no encontrar hidrocarburos, la
inversión en exploración se da de baja contra resultados/se regulariza
con cargo a resultados como pozo seco. De encontrarlos, supeditado a
valoraciones adicionales como la perforación de pozos adicionales
(pozos estratigráficos de exploración o de tipo exploratorio), y se considera probable la capacidad de desarrollo comercial, los costes
seguirán contabilizándose como activos. Todos esos costes contabilizados estarán sujetos a revisiones técnicas, comerciales y de gestión
al menos una vez al año para confirmar la intención continuada de
desarrollar o alternativamente extraer valor del descubrimiento. Cuando
ya no sea el caso, se dan de baja los costes. Una vez determinada la
existencia de reservas probadas de petróleo y gas natural y aprobado
el desarrollo, la inversión pertinente se transfiere a propiedad, planta y
equipo.”
Inversión en exploración
“BG Group emplea el método contable de “successful efforts” para la
inversión en exploración. La inversión en actividades de exploración,
incluidos los costes de adquisición de licencias, se capitaliza como
activo inmaterial en el momento en el que se incurren y ciertos
gastos, como los costes de exploración geológica y geofísica, se
llevan a resultados. Se efectúa, al menos anualmente, una revisión de
cada una de las licencias o yacimientos para determinar si se han
descubierto reservas probadas. Cuando se determina la existencia de
reservas probadas, los desembolsos pertinentes, incluidos los costes
de adquisición de licencias, se transfieren a propiedad, planta y
equipo, y se amortizan para cada unidad de producción. Los
desembolsos considerados infructuosos se transfieren a la cuenta de
pérdidas y ganancias. Se evalúa el deterioro de la inversión en
exploración cuando los hechos y circunstancias apuntan a que su
valor contable es superior al valor recuperable. A los efectos de la
revisión del deterioro, los activos de exploración y producción
pueden englobarse en unidades las generadoras de efectivo
adecuadas según la localización geográfica, la utilización de
instalaciones comunes y los acuerdos de comercialización.”
Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.64
Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.32
El sector del petróleo y gas
INFORME TIEMPO REAL OK
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Tiempo Real: El sector del petróleo y gas
Ejemplo
7
La Entidad A ha estado operando en el sector
upstream del petróleo y gas durante muchos años.
En el 2005 ha estado realizando la transición a las
NIIF, siendo la fecha de transición a las NIIF el 1
de enero de 2004. La dirección ha decidido
efectuar una adopción temprana de la NIIF 6 para
aprovechar la deducción que ofrece por la
capitalización de costes de exploración y las
revisiones de deterioro aplicadas.
Con arreglo a sus PCGA (Principios de
Contabilidad Generalmente Aceptados)
anteriores, la Entidad A ha seguido la política de
llevar a resultados los costes geológicos y
geofísicos. Los estudios geológicos y geofísicos
realizados por la Entidad A no cumplen la
definición de activo a título propio contenida en el
Marco Conceptual; sin embargo, la dirección ha
observado que la NIIF 6 permite la capitalización
de esos costes [NIIF 6.9(b)]. ¿Puede la dirección
de la Entidad A modificar la política contable en
transición a las NIIF con vistas a capitalizar los
costes geológicos y geofísicos?
Solución
La NIIF 6 limita los cambios que se practican en la
política contable a aquellos que la hacen más
fiable y no menos relevante, o más relevante y no
menos fiable. Una de las cualidades de la
relevancia es la prudencia. La capitalización de
más costes que los capitalizados en virtud de la
política contable anterior no es más prudente y,
por tanto, no es más relevante. En consecuencia,
la dirección de la Entidad A no debería adoptar el
cambio propuesto a la política contable.
Reclasificación al término de la fase de
exploración y evaluación
Los activos de E&E para los que se han identificado reservas comercialmente viables se reclasifican, pasando de
esta categoría a la de “activos de desarrollo”. El activo de
E&E debe someterse a una revisión del deterioro en virtud
de la NIIF 6 inmediatamente antes de su reclasificación.
Una vez el activo de E&E ha sido depurado de la categoría
de E&E, queda sujeto al requisito normal de la NIIF de
revisión del deterioro en el nivel de la unidad generadora
de efectivo (UGE), dado que la deducción que por la NIIF
6 proporciona en esta área solo está disponible hasta la
evaluación.
La contabilización posterior a la evaluación de un activo
E&E para el cual no han sido identificadas reservas comercialmente viables está sujeta a interpretación. ¿Debería su
valor reducirse al valor razonable menos los costes de
venta, o existe alguna base para seguir clasificándolo dentro de E&E, sujeto a la revisión del deterioro común a todo
el segmento estipulada en la NIIF 6 ? En nuestra opinión,
no es adecuado mantener ese coste dentro de E&E. La
consecuencia es que bajo las NIIF no puede aplicarse la
contabilización según el modelo de costes completos sin
modificaciones considerables.
Medida de los activos de producción
Los activos de producción deben amortizarse a lo largo de
su producción prevista total sobre la base de unidades de
producción. El criterio de las unidades de producción es a
menudo el método de amortización más adecuado porque
refleja el patrón de consumo de los beneficios económicos
de las reservas. Sin embargo, la amortización según el
método lineal puede ser conveniente en el caso de
algunos activos. Las reservas empleadas en el cálculo de
las unidades de producción pueden ser reservas probadas
y probables o probadas desarrolladas, pero la política
escogida debe aplicarse de forma sistemática.
Independientemente de la definición de reservas que la
dirección escoja, su aplicación deberá ser sistemática a
todos los bienes de producción.
Destacados en Tiempo Real
Royal Dutch Shell plc
BG Group plc
Depreciación, amortización y agotamiento
“La propiedad, planta y equipo relacionados con las actividades de
producción de petróleo y gas natural se amortizan para cada unidad
de producción de las reservas probadas desarrolladas del yacimiento
en cuestión, salvo en el caso de los activos cuya vida útil es inferior al
ciclo de vida del yacimiento, en cuyo caso se aplica la amortización
lineal. Los derechos y concesiones se agotan en función de las
unidades de producción de las reservas probadas totales del área en
cuestión. Las propiedades no comprobadas se amortizan según exijan
las circunstancias particulares.
Los otros elementos de propiedad, planta y equipo se amortizan
generalmente según el método lineal a lo largo de su vida útil
estimada, que habitualmente es de 20 años para las refinerías y
plantas químicas y 15 años para las instalaciones de estaciones de
servicio minorista, y los costes de inspecciones a fondo se amortizan
de tres a cinco años, periodo que se corresponde con el plazo
estimado hasta la siguiente inspección a fondo prevista.”
Depreciación y amortización
“Los activos de exploración y de producción se amortizan desde el
comienzo de la producción en los yacimientos pertinentes, empleando
el método de la unidad de producción en las reservas probadas
desarrolladas de esos yacimientos, si bien para las participaciones
adquiridas e instalaciones se utilizan las reservas probadas totales.
Los cambios en estas estimaciones se resuelven prospectivamente.”
Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.63
Informe anual 2005, Royal Dutch Shell plc, p.110
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De emplearse las reservas probadas y probables,
deberá considerarse un ajuste en la dotación de
amortización que refleje los costes de desarrollo
futuros que se contraerán necesariamente con el
fin de tener acceso a las reservas no desarrolladas.
Ejemplo
La Entidad D está preparando sus estados
financieros conforme a las NIIF. La dirección de
D ha identificado que debe amortizar el valor
contable de sus propiedades de producción
para cada unidad de producción de las reservas
preestablecidas en cada yacimiento.
Sin embargo, la dirección de D se debate entre
emplear reservas probadas o reservas probadas
y probables en el cálculo de las unidades de
producción. ¿Qué clase de reservas debe
emplearse en el cálculo de las unidades de
producción?
Solución
La dirección de la Entidad D puede escoger
entre o bien emplear reservas probadas o bien
reservas probadas y probables para calcular las
unidades de producción.
La producción total utilizada en la amortización
de las reservas sujetas a un arrendamiento o
licencia se limitará a la producción total que se
prevé obtener durante la vigencia del
arrendamiento / licencia. Las prórrogas de la
licencia / arrendamiento sólo se adoptan si
existen pruebas que respalden una renovación
probable sin costes significativos.
2.1.2 Acuerdos de trabajo conjunto
La demanda de capital y los periodos de
gestación largos han dado lugar en el sector a la
práctica de compartir el peso y el riesgo de exploración y puesta en marcha con otros agentes del
sector, gobiernos o usuarios de la producción.
Estos acuerdos adoptan múltiples formas, tales
como inversiones con un control inferior al control
conjunto, incluidas las participaciones indivisas;
acuerdos de reparto de la producción y concesiones; activos de común ubicación; y negocios
conjuntos.
El sector del petróleo y gas
INFORME TIEMPO REAL OK
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Negocios conjuntos (joint ventures)
Un negocio conjunto o joint venture se distingue
por la presencia de control conjunto: el reparto de
control contractualmente acordado sobre una
actividad económica. El control conjunto exige
que todas las decisiones de peso sean adoptadas
unánimemente por todas las partes que comparten el control conjunto. Una mayoría de voto
amplia, por ejemplo el 80%, no será necesariamente suficiente para imponer el control conjunto.
También debe prestarse especial atención a los
negocios conjuntos en los que uno de los socios
que comparte el control posee una participación
muy pequeña. Deben entenderse los motivos por
los que los otros socios están dispuestos a compartir el control con una parte implicada de poca
magnitud. El hecho de que uno de los partícipes
intervenga como operador con fines prácticos del
día a día no impide necesariamente la existencia
de control conjunto.
El tipo más frecuente de negocio conjunto en el
sector del petróleo y gas son los activos controlados conjuntamente.
BP plc
BG Group plc
Costes de licencia y adquisición de bienes
“Los costes de exploración y de adquisición de bienes en propiedad
temporal se capitalizan dentro del inmovilizado inmaterial y se amortizan según el método lineal a lo largo del periodo estimado de exploración. Cada uno de los bienes se somete a revisión anualmente para
confirmar que la actividad de perforación está planeada y no ha
habido deterioro. Si no se previeran actividades futuras, se elimina el
saldo restante de los costes de licencia y adquisición de bienes.
Reservas probadas
“BG Group utiliza las definiciones de la SEC de reservas probadas y
reservas probadas desarrolladas al preparar las estimaciones de sus
reservas de gas y petróleo. Las reservas probadas son las cantidades
estimadas de gas y petróleo que los datos geológicos y de ingeniería, con
un grado de certidumbre razonable, señalan como recuperables en el
futuro de los yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas y
operativas existentes. Las reservas probadas desarrolladas son aquellas
que previsiblemente pueden ser recuperadas mediante pozos existentes y
con el equipo y los métodos operativos existentes. Las reservas probadas
no desarrolladas son las cantidades que previsiblemente pueden ser
recuperadas de pozos nuevos en superficies no perforadas o de pozos
existentes en los que es necesaria una inversión relativamente importante
para su finalización.
Una vez determinada la existencia de las reservas económicamente
recuperables (“reservas probadas” o “reservas comerciales”), cesa la
amortización y los costes restantes se suman a los desembolsos de
exploración y se registran para cada yacimiento como propiedades
probadas a la espera de aprobación dentro otros activos inmateriales.
Cuando el desarrollo se aprueba internamente, la inversión correspondiente se transfiere a propiedad, planta y equipo.”
Ingresos
“En general, los ingresos derivados de la producción de
propiedades de petróleo y gas natural en la que el grupo posee
una participación junto con otros productores se contabilizan con
arreglo a la participación directa del grupo en tales propiedades
(el método de participación).”
Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.32 y p.37
La variación neta en reservas probadas durante el ejercicio comprende
ampliaciones, descubrimientos y reclasificaciones (22 millones de barriles
equivalentes de petróleo, mmboe), y revisiones a las estimaciones
anteriores (197 mmboe). En las revisiones se incluye el efecto neto del
incremento de precios al cierre (disminución de 188 mmboe) y una
revisión de la contabilización de fuel gas (incremento de 89 mmboe). La
producción en el periodo fue de 183 mmboe (netos de la producción
canadiense sujeta a canon de 0,6 mmboe).”
Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.128
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Tiempo Real: El sector del petróleo y gas
Activos controlados conjuntamente
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En el sector del petróleo y el gas, los activos controlados conjuntamente son frecuentes.
Normalmente, un activo controlado conjuntamente
es construido por los copropietarios, proporciona
un servicio esencial compartido y no constituye
una entidad jurídica independiente. Los partícipes
conservan la titularidad legal conjunta sobre el
activo. Algunos ejemplos son un oleoducto, una
refinería o una plataforma offshore construida
colectivamente y perteneciente a las petroleras
con instalaciones de producción en un yacimiento
de gran tamaño o conjunto de yacimientos. Los
partícipes pueden aportar además activos existentes o vender una parte de un activo existente a
un copartícipe, si bien es más probable que esto
de lugar a una entidad controlada conjuntamente
en lugar de a un activo controlado conjuntamente.
Las partes en un activo controlado conjuntamente
deben contabilizar:
• su proporción del activo controlado
conjuntamente, clasificado según la naturaleza
del activo;
• los pasivos contraídos por el partícipe;
• su parte proporcional de los pasivos derivados
del activo controlado conjuntamente;
• su parte de gastos de funcionamiento del activo; y
• los ingresos generados por el funcionamiento
del activo (por ejemplo, derechos secundarios
de su utilización por terceros).
Los activos controlados conjuntamente tienden a
reflejar el reparto de costes y riesgos más que el
reparto de beneficios.
Destacados en Tiempo Real
Eni SpA
Ingresos y costes
“Los ingresos se contabilizan en el momento de envío ya que, en
dicha fecha, los riesgos de pérdida son transferidos al comprador.
Los ingresos derivados de la venta de crudo y gas natural producidos
en propiedades en las que Eni posee una participación junto con otros
productores se contabilizan en función de la participación directa de
Eni en esas propiedades (método de participación). Las diferencias
entre el volumen neto de participación directa de Eni y los volúmenes
de producción real se contabilizan a los precios vigentes al término
del periodo.”
Informe anual 2005, Eni SpA, p.132
La aportación de activos a un acuerdo de activos
controlados conjuntamente se traducirá en una
enajenación parcial de ese activo por parte del
partícipe aportante, contabilizándose la pérdida o
la ganancia en la cuenta de resultados. La participación en ese activo por parte de los demás
partícipes se corresponderá con su proporción del
valor razonable del activo en la fecha de la
aportación. La contabilización de una participación en activos controlados conjuntamente es
similar al modelo de consolidación proporcional
aplicado a entidades controladas conjuntamente.
Ejemplo
Las Entidades A, B y C poseen y operan conjuntamente una plataforma offshore, próxima a
yacimientos de producción de su propiedad, y
funcionan de forma independiente unas de
otras. Poseen el 45%, el 40% y el 15%, respectivamente, de la plataforma y han acordado
repartir los servicios y costes en consecuencia.
La legislación local exige el desmantelamiento
de la plataforma al término de su vida útil. Las
decisiones relativas a la plataforma requieren el
consenso unánime de las tres partes. ¿Se trata
de un negocio conjunto?
Solución
Sí, se trata de un negocio conjunto. La plataforma es un activo controlado conjuntamente, y no
una entidad controlada conjuntamente ni una
operación controlada conjuntamente. Cada
partícipe contabiliza su parte del pasivo asociado al cierre definitivo de la plataforma. También
deberá divulgar como pasivo contingente la
parte de la obligación de los otros partícipes en
la medida en que sea responsable contingente
de estos.
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Entidades controladas conjuntamente
Las operaciones controladas conjuntamente y los
activos controlados conjuntamente suponen
habitualmente el reparto de costes y operaciones
físicas. Por el contrario, las entidades controladas
conjuntamente pueden incluir el reparto de operaciones físicas, pero generalmente incluyen también el reparto de resultados financieros en lugar
de únicamente el reparto de costes.
Los partícipes a menudo aportan activos fijos (o el
compromiso de construirlos), derechos al subsuelo o efectivo y otros activos. La formación de una
entidad controlada conjuntamente exige al
partícipe que contabilice el activo aportado como
una enajenación parcial.
Ejemplo
Se crea una entidad controlada conjuntamente
en la que cada partícipe posee una participación
del 50%. Una parte aporta derechos al subsuelo
y la contraparte aporta instalaciones de producción. Cada una de las partes ha vendido el 50%
de su participación en sus propios activos y ha
adquirido una participación del 50% en los
activos de la contraparte. ¿Se contabilizan
ganancias/pérdidas por establecimiento del
negocio conjunto?
Solución
Ambos partícipes contabilizarán una ganancia o
pérdida en función de la proporción del valor
razonable del activo recibido menos la proporción del valor contable del activo vendido.
¿Qué indicadores señalan la existencia de
una entidad sujeta a las NIIF?
Una entidad controlada conjuntamente es un
negocio conjunto que conlleva la creación de una
corporación, sociedad u otra entidad en la que el
partícipe posee una participación [NIC 31.24].
En algunas jurisdicciones, el término entidad
jurídica está definido en la ley de sociedades
local. Sin embargo, la NIC 31 hace referencia a
una “entidad” en lugar de a una “entidad jurídica”.
El hecho de que la estructura no satisfaga la
definición de entidad jurídica en el país en el que
está basado el negocio conjunto no le impide ser
una entidad con arreglo a la NIC 31. Debe
tomarse en consideración el fundamento de un
acuerdo para determinar si existe una entidad.
Las características que habitualmente indican la
presencia de una entidad son:
• El uso de una identidad independiente conocida
y reconocida por terceros;
• La capacidad para formalizar contratos en su
propio nombre;
• Mantenimiento de sus propias cuentas
bancarias; y
• Financia y liquida sus propios pasivos.
Las actividades no previstas en un acuerdo contractual para establecer el control conjunto no son negocios conjuntos a los efectos contenidos en la NIC
31. No obstante, no es necesario un contrato de
negocio conjunto independiente: para cumplir la
definición de negocio conjunto basta con incluir una
cláusula en los estatutos sociales que cree el requisito para las partes de acordar todas las decisiones
que se tomen.
Entidades controladas conjuntamente:
información a revelar
El IASB ha emprendido un proyecto de investigación
sobre la contabilización de negocios conjuntos. En
diciembre de 2005, el Consejo decidió retirar provisionalmente la opción de la consolidación proporcional para las entidades controladas conjuntamente
y, en consecuencia, permitir únicamente el método
de puesta en equivalencia, pero también decidió
ampliar su proyecto a los negocios conjuntos porque
consideró que la norma actual no aborda debidamente la diferencia entre una entidad controlada
conjuntamente y una participación indivisa en los
activos y pasivos de una operación conjunta.
Mientras tanto, en vista de los efectos potenciales
de los proyectos actuales sobre la contabilización
de negocios conjuntos (por ejemplo consolidaciones, marco conceptual, convergencia a corto
plazo), el Consejo ha decidido suspender los trabajos del proyecto de investigación a largo plazo, a la
espera del resultado de estos otros proyectos.
Inversiones con un control inferior al control
conjunto, incluidas las participaciones indivisas
Las entidades del sector energético y las utilities
pueden adquirir una participación en un negocio
conjunto u otra entidad jurídica, pero no convertirse en
uno de los partícipes. Esta situación puede darse con
activos compartidos tales como un oleoducto, cuando
el grupo de usuarios es demasiado amplio como para
que el control conjunto resulte práctico. También puede
producirse cuando el inversor desea conservar la
influencia y el acceso a la información, pero no el
control conjunto. A menudo la entidad jurídica será la
propietaria de un activo único o un grupo de activos
estrechamente vinculados, tales como una planta de
craqueo o una instalación de almacenamiento.
La contabilización de negocios conjuntos, según lo
estipulado en la NIC 31, no puede aplicarse si no existe
control conjunto. El tratamiento contable depende de la
naturaleza de la inversión y los derechos de voto.
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Cuando la inversión se conserva en una entidad
independiente, la participación se considera una
inversión y se contabiliza o bien como una
asociada en virtud de la NIC 28 (en la que el
inversor goza de influencia significativa) o como
activo disponible para la venta en virtud de la NIC
39. No es conveniente contabilizar la inversión al
coste menos el deterioro cuando pueda
establecerse un valor razonable fiable. La
dirección deberá obtener información para poder
aplicar el método de puesta en equivalencia o
desarrollar un proceso de estimación del valor
razonable en cada fecha de cierre.
Una participación indivisa en un activo
normalmente va acompañada del requisito de
contraer una parte proporcional de los costes de
operación y mantenimiento del activo. Estos
costes deben contabilizarse como gasto en la
cuenta de pérdidas y ganancias en el momento
de contraerlos, y clasificarse de igual modo que
los costes equivalentes para activos íntegramente
participados.
2.1.3 Overlift y underlift
Muchos negocios conjuntos, concretamente en el
sector del petróleo, reparten la producción física
(por ejemplo, el crudo) entre los socios del
negocio conjunto. Cada socio es responsable de
o bien emplear o bien vender el crudo que le
corresponde.
La naturaleza física de la extracción del petróleo
es tal, que resulta más rentable para cada socio
extraer la carga completa de un camión cisterna
de una sola vez. En consecuencia, se elabora un
calendario de extracción que identifica el orden y
la frecuencia con la que cada socio puede extraer.
En cada fecha de cierre de balance la cantidad de
petróleo extraído por cada socio no será equivalente a su participación en el yacimiento. Algunos
socios habrán tomado más de la parte que les
corresponde (overlifted) y otros habrán extraído
menos de lo que les corresponde (underlifted).
El exceso o el defecto de extracción
(overlift/underlift) da lugar a una venta de petróleo
en el punto de extracción por el socio que extrajo
de menos al que extrajo de más; el exceso de
extracción se considera por tanto una compra de
petróleo por este último al primero.
La venta de petróleo por parte del socio que
extrajo de menos (underlifter) al que extrajo de
más (overlifter) debe contabilizarse al precio de
mercado del petróleo en la fecha de extracción
[NIC 18.9]. Asimismo, el que extrajo de más
deberá reflejar la compra de petróleo al mismo
valor.
La extracción por defecto se refleja, en cualquier
momento, como activo en el balance de situación, y
la extracción por exceso se refleja como pasivo. Un
activo de “extracción por defecto” constituye un
derecho a recibir petróleo adicional de la producción
futura sin la obligación de financiar la producción de
ese petróleo adicional. Un pasivo de “extracción por
exceso” es la obligación de entregar petróleo con
cargo a la participación de la entidad en la producción futura.
La medición inicial del pasivo de “extracción por
exceso” y el activo de “extracción por defecto” se
realiza al precio de mercado del petróleo en la fecha
de extracción, en coherencia con la medición de la
compraventa. La medición posterior depende de las
condiciones del contrato de negocio conjunto. Los
contratos de negocios conjuntos que contemplan la
compensación neta de los balances de extracción
por exceso y por defecto en efectivo quedarán
englobados dentro del alcance de la NIC 39, salvo
que pueda aducirse la exención por uso propio.
A menos que queden englobados en el alcance de
la NIC 39, los balances de extracción por exceso y
por defecto deben medirse al menor entre el valor
contable y el valor de mercado actual. Cualquier reajuste deberá incluirse en otros ingresos/gastos en
lugar de en ingresos o existencias.
Los balances de extracción por exceso y por defecto que se engloben en el alcance de la NIC 39
deben reajustarse al precio de mercado actual del
petróleo en la fecha de cierre de balance. El cambio
producido por este reajuste se incluye en la cuenta
de pérdidas y ganancias como otros ingresos/gastos, en lugar de ingresos o coste de ventas.
2.1.4 Deterioro y unidades generadoras de
efectivo
Cuando se ha identificado un indicador de deterioro,
debe efectuarse una revisión del deterioro en el nivel
de las unidades generadoras de efectivo (UGEs)
individuales, incluso aunque el indicador se identificara en el nivel regional.
Una UGE es el grupo de activos más pequeño que
genera flujos de caja, y que es en gran medida independiente de otros activos o grupos de activos. En
una entidad perteneciente al sector upstream del
petróleo, una UGE se corresponderá a menudo con
un yacimiento y sus activos de infraestructura de
apoyo. La producción y, por tanto, los flujos de caja,
pueden asociarse a pozos individuales. La decisión
de inversión en un yacimiento se toma sobre la base
de la producción prevista del yacimiento, y no de un
solo pozo, y la totalidad de los pozos dependen de
la infraestructura del yacimiento.
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Interacción entre las provisiones para
desmantelamiento y los cálculos del deterioro
Los flujos de caja asociados con las obligaciones
de desmantelamiento de un activo que está siendo sometido a una revisión del deterioro quedan
excluidos de los flujos de caja del valor en uso,
debido a que la provisión correspondiente a la
obligación de desmantelamiento ya ha sido contabilizada. Igualmente, el valor contable de la provisión para desmantelamiento no se incluye en el
valor contable de la UGE.
Incluir las salidas de efectivo por obligaciones de
desmantelamiento sin el valor contable de la provisión sería incoherente, y viceversa. Es preferible
excluir tanto el valor contable como las salidas de
efectivo asociadas, porque la medición del valor
en uso y la medición de la provisión pueden
requerir distintos tipos de actualización.
La determinación del valor razonable menos los
costes de venta ha de ser coherente en la contabilización de los desmantelamientos. El importe
de valor razonable menos los costes de venta
debe calcularse sin deducir la obligación de desmantelamiento y debe compararse con el valor
contable de la UGE sin deducir el pasivo por desmantelamiento.
Medición posterior de los activos de exploración y evaluación
Los activos de E&E deben someterse a una revisión
del deterioro cuando existen hechos y circunstancias
que apuntan a que el valor contable del activo
puede no ser recuperable, por ejemplo porque:
• El derecho de la entidad de explorar en un área ha
vencido o vencerá en un futuro próximo sin
prórrogas;
• No se prevén ni han sido presupuestadas
exploraciones o evaluaciones adicionales;
• La decisión de abandonar la exploración y la
evaluación en un área debido a la falta de reservas
comerciales; o
• Existen datos suficientes que indican que el valor
contable no se recuperará en su totalidad
mediante las actividades de desarrollo y
producción futuras.
Los activos de E&E todavía no generan por sí solos
entradas de efectivo. Por ello, se someten a una
revisión del deterioro generalmente como parte de
un grupo más grande de activos que incluye
unidades generadoras de efectivo de producción.
Una entidad debe desarrollar una política para asignar los activos de E&E a grupos de UGEs y aplicar
coherentemente esa política. El nivel en el que los
activos de E&E se agrupan a las UGEs de producción no debe ser superior al de los segmentos de la
entidad establecidos según la NIC 14.
Destacados en Tiempo Real
BP plc
Combinaciones de negocio y fondo de comercio
“En la fecha de adquisición, el fondo de comercio adquirido se imputa a cada una de las unidades
generadoras de efectivo que previsiblemente se beneficiarán de las sinergias de la combinación. A
este efecto, las unidades generadoras de efectivo se establecen en el nivel inferior al de los segmentos
de negocios.”
Exploración y producción
“Durante el 2005, Exploración y Producción contabilizó un gasto total de 266 millones de dólares por
deterioro en relación con las propiedades productoras de petróleo y gas. El principal elemento de esta
cifra fue un cargo de 226 millones de dólares relacionados con los yacimientos de la plataforma
continental y zonas costeras del Golfo de Méjico. Los desencadenantes de la revisión del deterioro
fueron principalmente el efecto del huracán Rita, que dañó gravemente determinadas instalaciones de
producción en tierra y en costa, traduciéndose en costes de reparación y estimaciones del coste
eventual de desmantelar las instalaciones de producción más elevadas y, además, en una reducción de
las estimaciones de las cantidades de hidrocarburos recuperables de algunos de estos yacimientos.”
Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.31 y p.56
El sector del petróleo y gas
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Tiempo Real: El sector del petróleo y gas
2.1.5 Ingresos y fiscalidad
Los impuestos sobre el petróleo pertenecen
generalmente a dos categorías: los que se
calculan en función de los beneficios obtenidos
(impuestos sobre la renta) y los que se calculan en
función de los costes de producción o los
ingresos por ventas (cánones o impuestos
especiales). La categorización es crucial.
13
Impuestos sobre el petróleo: cánones e
impuestos especiales
Los impuestos sobre el petróleo que se calculan
aplicando un tipo impositivo a una medida de
ingresos o volúmenes de producción no entran en
el alcance de la NIC 12, ni pertenecen a la categoría de impuestos sobre la renta. No forman
parte de los ingresos, contabilizándose un pasivo
por impuestos basados en ingresos o en
volúmenes cuando tiene lugar la producción o se
generan los ingresos [NIC 18.8]. Estos impuestos
a menudo se describen como cánones o
impuestos especiales. Se miden de conformidad
con la legislación fiscal pertinente y se registra un
pasivo para los importes cobrados o adeudados
que todavía no han sido abonados a la
Administración. No se calculan impuestos diferidos. No es conveniente el saneamiento de la
carga tributaria total estimada a lo largo de la vida
de un yacimiento.
Los cánones e impuestos especiales son la parte
de los recursos naturales explotados
correspondientes al gobierno. Son una parte de la
producción para el gobierno, sin coste alguno.
Pueden abonarse en efectivo o en especie. De
abonarse en efectivo, la entidad vende el petróleo
o el gas y remite al gobierno su parte de los
ingresos. Los pagos de cánones en efectivo o en
especie quedan en su mayoría excluidos de los
ingresos y costes brutos.
Los impuestos sobre las rentas del petróleo son a
menudo impuestos suplementarios, además de
los impuestos sobre sociedades ordinarios. El
impuesto podrá aplicarse únicamente a los
beneficios derivados de áreas geológicas
concretas o a veces, en áreas mayores, de cada
yacimiento. El impuesto sobre el petróleo puede o
no ser deducible en el cálculo del impuesto sobre
sociedades, sin que ello modifique su carácter de
impuesto sobre las rentas. El cálculo del impuesto
es a menudo complicado. Puede haber cierto
número de barriles o bcm (miles de millones de
metros cúbicos) libres de impuestos, amortización
acelerada y deducciones fiscales adicionales por
inversión. A menudo, también se efectúa el
cálculo del impuesto mínimo. Cada factor
complejo incluido en el cómputo debe ser
evaluado por separado y contabilizado de
conformidad con la NIC 12.
Deben calcularse impuestos diferidos con respecto a todos los impuestos englobados dentro del
alcance de la NIC 12, incluidos los impuestos
sobre el petróleo basados en beneficios. Los
impuestos diferidos se calculan por separado para
cada impuesto, identificando las diferencias temporales entre el valor contable según las NIIF y la
base imponible correspondiente a cada impuesto.
Los impuestos sobre las rentas del petróleo
pueden calcularse para cada yacimiento en concreto o regionalmente. En consecuencia, será
necesario preparar un balance de situación conforme a las NIIF y un balance de situación fiscal
para cada área o yacimiento sujeto a una fiscalidad independiente.
El tipo impositivo aplicado a las diferencias temporales se corresponderá con el tipo oficial. En
casos limitados en los que el impuesto se calcula
para cada yacimiento específico, puede ajustarse
el tipo oficial con desgravaciones y deducciones,
sin la posibilidad de transferir beneficios o pérdidas entre yacimientos [NIC 12.47] [NIC 12.51].
Impuestos sobre el petróleo basados en
los beneficios
Impuestos abonados en efectivo o
especie
Los impuestos sobre el petróleo que se calculan
aplicando un tipo impositivo a una medida de
beneficios quedan dentro del alcance de la NIC
12. La medida de beneficios empleada para calcular el impuesto es la exigida en la legislación
tributaria y, en consecuencia, diferirá de la medida
de beneficios estipulada en las NIIF. Beneficio, en
este contexto, se entiende como ingresos menos
costes. Algunos ejemplos de impuestos basados
en los beneficios son el impuesto británico sobre
los ingresos del petróleo (Petroleum Revenue Tax)
y el impuesto noruego sobre el petróleo
(Norwegian Petroleum Tax).
Normalmente, los impuestos se abonan en efectivo a las autoridades fiscales pertinentes. Sin
embargo, algunos gobiernos permiten el pago de
impuestos mediante la entrega de petróleo en
lugar de efectivo, en el pago de impuestos sobre
las rentas, cánones e impuestos especiales, así
como importes adeudados por licencias, contratos de reparto de la producción y similares.
La contabilización de la carga tributaria y la
liquidación mediante petróleo deberá reflejar el
fondo del contrato. Determinar la contabilización
es sencillo si se trata de impuestos sobre las
rentas (véase la definición más arriba) y se calcula
en términos monetarios. El volumen de petróleo
empleado para liquidar la obligación se calcula en
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función del precio de mercado del petróleo. La
entidad en efecto ha “vendido” el petróleo y
empleado los ingresos para liquidar su deuda
tributaria. Estos importes se incluyen debidamente
en ingresos brutos y gasto por impuesto.
En los acuerdos en los que la deuda se calcula en
función del volumen de petróleo producido, sin
considerar los precios de mercado, puede resultar
más complicado identificar la forma de contabilización adecuada. En este caso se trata, con frecuencia, de un impuesto basado en cánones o
volúmenes. El método contable deberá reflejar el
fondo del contrato formalizado con el gobierno.
En algunos casos se tratará de un canon; en
otros, un impuesto tradicional sobre los beneficios; en otros, una distribución de beneficios; y en
algunos, una combinación de todo esto y más.
El contrato o legislación que rija la entrega de
petróleo a un gobierno deberá revisarse con vistas a determinar el fondo y, por tanto, la forma de
contabilización adecuada.
De mantenerse varios contratos con el mismo
gobierno, estos deberán someterse a revisión
dado que el fondo del acuerdo, y por tanto su
contabilización, puede variar según el contrato.
2.1.6 Contratos de reparto de la producción (PSAs) y tributación
Un contrato de reparto de la producción
(Production Sharing Agreement, PSA) es el método por el cual los gobiernos facilitan la
explotación de los recursos minerales de su país
mediante el aprovechamiento de la experiencia y
los conocimientos de una entidad mercantil
petrolera o gasista. Los gobiernos, particularmente en países emergentes, intentan aportar un
régimen fiscal y normativo estable con el fin de
crear la suficiente seguridad para que las compañías comerciales inviertan en un proceso de
desarrollo caro y de larga duración. Una compañía
de petróleo y gas emprenderá la exploración,
suministrará el capital, desarrollará los recursos
encontrados, construirá la infraestructura y
extraerá los recursos naturales. El gobierno conserva la titularidad de los recursos minerales
(independientemente de la cantidad que finalmente se extraiga) y a menudo la titularidad legal
sobre todos los activos fijos construidos para
explotar los recursos. El gobierno tomará un porcentaje de la producción, que podrá ser entregado en forma de producto o abonado en efectivo
con arreglo a una fórmula de precios acordada.
Puede que la compañía operativa únicamente
esté legitimada a recuperar determinados costes
específicos más un margen de beneficios acordado. También puede ser que esté legitimada a
extraer recursos a lo largo de un periodo de tiempo determinado.
Un contrato de concesión es en gran medida
similar, si bien la entidad conserva la titularidad
legal sobre sus activos y no comparte la
producción con el gobierno. El gobierno seguirá
recibiendo una compensación basada en las
cantidades y precios de producción, a menudo
descrito como un derecho de concesión, canon o
impuesto.
Existen tantas formas de PSAs y concesiones
como combinaciones de gobiernos nacionales,
regionales y municipales en áreas productoras de
petróleo. En consecuencia, la contabilización
cambiará en función de la naturaleza de los PSAs.
Los PSAs y las concesiones no siguen un modelo
estándar ni siquiera en la misma jurisdicción legal.
Cuanto más importante se espera que sea un
nuevo yacimiento, más probable es que el gobierno en cuestión promulgue leyes o normativas
específicas que lo regulen.
Cada uno deberá ser evaluado y contabilizado de
conformidad con el fundamento del acuerdo.
También será importante la experiencia previa de
la entidad para tratar con el gobierno en cuestión,
dado que no es infrecuente que los gobiernos
fuercen la adopción de modificaciones en los
PSAs o las concesiones por cambios acontecidos
en las condiciones de mercado o factores
medioambientales. Un contrato puede contener el
derecho de prórroga sin un coste incremental significativo. Puede que el gobierno tenga una política o práctica con respecto a las prórrogas, las
cuales deberán evaluarse al estimar la vida prevista del contrato.
Ingresos y costes de los PSAs y concesiones
En un PSA, la entidad deberá contabilizar como
ingresos únicamente su propio porcentaje de
petróleo obtenido. El petróleo extraído en nombre
de un gobierno no se traduce en un ingreso ni en
un coste de producción. La entidad actúa como
agente del gobierno para extraer y entregar el
petróleo o para venderlo y transferir los ingresos.
Muchos PSAs especifican que los impuestos
sobre las rentas de la entidad se paguen mediante
la entrega de petróleo en lugar de efectivo. En los
casos en que la entidad entrega petróleo por el
valor de su actual deuda tributara, el “petróleo fiscal” se contabiliza como ingresos y como una
reducción del pasivo fiscal actual con vistas a
reflejar el fondo del acuerdo.
El sector del petróleo y gas
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Impuestos en los PSAs
Ejemplo
Una cuestión crucial surge en relación con la fiscalidad de los PSAs: ¿cuándo constituyen un
impuesto sobre la renta los importes abonados al
gobierno (y por tanto forman parte de los ingresos) y cuándo son esos importes un canon y por
tanto se excluyen de los ingresos? Algunos PSAs
incluyen el requisito de que la compañía petrolera
nacional u otro organismo gubernamental pague
impuestos sobre la renta en nombre del operador
del PSA. ¿Cuándo forman parte de los ingresos y
el gasto fiscal los impuestos abonados en nombre
de un operador?
Una entidad posee varias plataformas de perforación offshore. Estima que los componentes
mecánicos más importantes deben ser sustituidos cada tres años. Los sistemas contables
están preparados para calcular la amortización
sólo en función de las unidades de producción.
La dirección propone estimar la producción
anual sobre la base de condiciones normales y
emplear tres años de producción como la
unidad de producción prevista para los componentes de menor duración.
¿Es aceptable esta propuesta?
Los acuerdos de ingresos y acuerdos fiscales son
distintos en cada país y pueden variar dentro de
un país dado, de forma que los PSAs más
importantes tienen un carácter único. Sin
embargo, existen algunas características comunes
que hacen que en la evaluación se perfilen como
impuestos sobre las rentas, cánones o porcentaje
del gobierno en la producción. Algunas de las
características comunes que deben examinarse al
efectuar esta determinación son si existe un
régimen de impuestos sobre la renta firmemente
establecido, si el impuesto se calcula sobre una
medida de beneficios, y si el PSA exige el pago
de impuestos sobre la renta, la presentación de
una declaración fiscal y crea una responsabilidad
legal respecto de los impuestos sobre la renta
hasta la liquidación de ese pasivo mediante el
pago por parte de la entidad o un tercero.
2.1.7 Activos por componentes
Los grandes activos de petróleo y gas pueden
englobar un número considerable de componentes,
muchos de los cuales presentarán vidas útiles de
distinta duración. Algunos ejemplos son las instalaciones de tratamiento de gas, terminales de gas
natural licuado (GNL), refinerías, conductos importantes y grandes plataformas offshore.
El coste de los componentes significativos de
estos tipos de activos debe identificarse por separado y amortizarse a su valor residual a lo largo de
su vida útil. Identificar los componentes significativos puede ser un proceso complejo en el caso de
plantas avanzadas y de gran tamaño.
Una plataforma de perforación offshore es una
instalación muy importante que necesitará ser retirada al término de su vida útil. La plataforma presenta una serie de componentes que deberán ser
sustituidos una o más veces durante su vida útil
como, por ejemplo, los compresores. La amortización en el sector upstream se calcula habitualmente en función de las unidades de producción
de las reservas probadas. La amortización de componentes en un entorno upstream es, por tanto,
compleja.
Solución
La propuesta de la dirección puede ser
aceptable. Es más probable que los
componentes mecánicos se consuman por el
tiempo, la exposición al agua salada y las
temperaturas extremas, que la cantidad de
producción. Cuando la producción se encuentra
en línea con las previsiones, la amortización
basada en una unidad de producción será
aproximadamente equivalente a la que se habría
registrado sobre una base temporal. Una vida
útil relativamente corta de tres años significa
que, de no haber interrupciones en la
producción, la amortización será bastante
precisa.
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2.1.8 Obligaciones por retirada de activos
Las obligaciones de desmantelar o retirar un activo se crean en el momento en que se coloca el
activo. Por ejemplo, una plataforma de perforación offshore debe ser retirada al término de
su vida útil. La obligación de retirarla dimana de
su colocación. Independientemente de si su vida
útil es de 10.000 ó 1.000.000 de barriles, el fondo
de la obligación no cambia.
Las provisiones para desmantelamiento y restauración se contabilizan aunque el desmantelamiento no esté previsto hasta dentro de mucho tiempo, por ejemplo hasta dentro de 80 a 100 años. El
efecto del tiempo hasta el momento de desmantelamiento se reflejará actualizando la provisión.
Revisiones de las provisiones para desmantelamiento
Las provisiones para desmantelamiento se
actualizan en cada fecha de cierre de balance con
los cambios en las estimaciones de los flujos de
caja futuros y los cambios en el tipo de
actualización [NIC 37.59]. Los cambios a las
provisiones relacionadas con la retirada de un
activo se suman o se deducen del valor contable
del activo [Comité de Interpretaciones de CINIIF
1.5]. Sin embargo, están restringidos los ajustes al
valor del activo: este no puede caer por debajo de
cero ni aumentar por encima del importe
recuperable [CINIIF 1.5].
El incremento de la actualización aplicada a un
pasivo por desmantelamiento se contabiliza como
parte del gasto financiero en la cuenta de resultados.
Impuestos diferidos sobre obligaciones de
desmantelamiento
El importe de activos y pasivos reconocidos en el
momento de la contabilización inicial del desmantelamiento o en posteriores revisiones de estimaciones se considera generalmente englobado dentro del alcance de la actual “exención por
reconocimiento inicial” estipulada en la NIC 12 [NIC
12.15] [NIC 12.24]. El activo y el pasivo no afectan
al beneficio contable ni al beneficio gravable y, por
tanto, no generan impuestos diferidos. El importe
del aumento en la provisión derivado de la aplicación de la actualización da lugar a una diferencia
contable/fiscal y dará lugar a un impuesto diferido
activo, sujeto a una evaluación de la recuperabilidad. El Comité de Interpretaciones de las Normas
Internacionales de Información Financiera (CINIIF)
tomó en consideración una cuestión similar en sus
reuniones de abril y junio de 2005, sobre si la exención por reconocimiento inicial de la NIC 12 se
aplicaba a la contabilización de arrendamientos
financieros. El CINIIF reconoció que había mucha
diversidad en la práctica a la hora de aplicar la
exención por reconocimiento inicial a los arrendamientos financieros, si bien decidió no emitir una
interpretación debido al proyecto de convergencia
a corto plazo del IASB con el FASB. En consecuencia, algunas entidades pueden adoptar la perspectiva alternativa de que la exención por
reconocimiento inicial NIC 12 no ha de aplicarse a
arrendamientos financieros y a pasivos por desmantelamiento. Sin embargo, debe adoptarse una
política coherente de contabilización de impuestos
diferidos para pasivos por desmantelamiento y
arrendamientos financieros [NIC 8.13].
El sector del petróleo y gas
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Destacados en Tiempo Real
BG Group plc
BP plc
Costes de desmantelamiento
“El coste estimado de desmantelamiento al término de las vidas productivas de los yacimientos se revisa periódicamente y se basa en las
estimaciones e informes técnicos, incluida una revisión por parte de
un experto independiente. La provisión se dota por el coste estimado
de desmantelamiento en la fecha de cierre de balance. Las fechas de
pago de los costes de desmantelamiento previstos totales son inciertas, si bien actualmente se prevé que el pago se efectuará entre el
2006 y el 2040. BG Group completa periódicamente una revisión
completa de sus obligaciones de desmantelamiento de exploración y
producción. Las transferencias y otros ajustes comprenden los cambios practicados a las provisiones existentes tras la revisión.”
Desmantelamiento
“Los pasivos por costes de desmantelamiento se contabilizan cuando el
grupo tiene la obligación de desmantelar y retirar una instalación o un componente de planta y de restaurar el emplazamiento en el que se encuentra,
y cuando puede estimarse razonablemente el pasivo. Cuando existe esa
obligación respecto de una instalación nueva, como las de transporte o
producción de petróleo y gas natural, la contabilización se hará al construirlas o instalarlas. Una obligación de desmantelamiento puede también surgir
durante el periodo de funcionamiento de una instalación a raíz de un cambio en la legislación o por una decisión de poner fin a las operaciones. El
importe contabilizado es el valor actual de la inversión futura estimada, calculada según las condiciones y requisitos locales.
También se crea el correspondiente elemento de propiedad, planta y equipo
por un importe equivalente a la provisión. Posteriormente, se amortiza
como parte de los costes de capital de la instalación o el elemento de planta.
Los cambios en el valor actual de la inversión estimada se reflejan en forma
de ajuste a la provisión y a la propiedad, planta y equipo correspondientes.”
Informe y cuenta anuales 2005, BP plc, p.35
Informe y cuenta anuales 2005, BG Group plc, p.96
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Tiempo Real: El sector del petróleo y gas
2.2 Transporte y refino
2.2.1 Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón
(almacenamiento subterráneo)
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Algunos elementos de propiedad, planta y equipo
(PPE), como los oleoductos, refinerías y almacenamiento de gas, exigen que se mantenga un
nivel mínimo de existencias en ellos para que funcionen eficazmente. Tales existencias deben clasificarse como parte de la propiedad, planta y
equipo ya que son necesarias para que la PPE
esté en condiciones de funcionar como es debido.
En consecuencia, las existencias se contabilizarán
como un componente de la PPE a su coste de
adquisición y estarán sujetas a amortización al
valor residual estimado.
Una compañía de distribución de gas puede crear
almacenamientos subterráneos con vistas a almacenar sus propias existencias de gas natural. Un
ejemplo es la compra de explotaciones de sal
para el almacenamiento subterráneo de gas. El
gas natural se inyecta y a medida que se incrementa el volumen de gas inyectado, también
aumenta la presión. En consecuencia, el almacenamiento actúa como un contenedor presurizado.
La presión creada dentro del almacenamiento se
utiliza para hacer salir el gas cuando es necesario
extraerlo. Cuando la presión en el interior del
almacenamiento cae por debajo de determinado
umbral no existe un diferencial de presión que
empuje el gas natural restante. Este gas residual
que permanece en el interior del almacenamiento
es físicamente irrecuperable y se denomina “gas
colchón”. El proceso es, en algunos aspectos,
similar al de una compañía petrolera que transporta petróleo a través de oleoductos.
Las cantidades mínimas en oleoductos (pipeline
fills) gas colchón se clasifican y se contabilizan
como un componente de la propiedad, planta y
equipo de la entidad, al tratarse de instalaciones
de almacenamiento de gas/oleoductos.
El gas colchón/cantidades mínimas en oleoductos
no serán extraídos, pero son necesarios para que
el almacenamiento desarrolle su función como
instalación de almacenamiento de gas para que el
oleoducto realice su función como medio de
transporte. En consecuencia, el coste del gas
colchón cantidades mínimas en oleoductos se
capitaliza en el momento de contabilización inicial
y se amortiza a lo largo de la vida útil del activo
fijo en cuestión.
La cantidad de gas natural por encima del gas
colchón inyectada en el almacenamiento se clasifica y contabiliza como existencias de conformidad con la NIC 2. (La cantidad de petróleo en
oleoducto por encima del nivel mínimo de llenado
se contabiliza de acuerdo con su uso inicial).
El coste de un elemento de PPE incluye los
costes directamente atribuibles a la colocación y
acondicionamiento del activo para que pueda funcionar de la manera prevista por la dirección. El
coste del gas colchón la cantidad mínima en oleoducto no incluye los beneficios internos de capitalizar el gas/petróleo generado internamente.
Tampoco se incluye el coste de cantidades anómalas de residuos, mano de obra u otros recursos
contraídos en la generación interna del
gas/petróleo.
Los desarrollos técnicos pueden traducirse en que
el gas colchón las cantidades mínimas en
oleoductos disminuyan y puedan utilizarse como
existencias. El valor contable de esa cantidad
recuperada se transfiere de PPE a existencias en
esa fecha. Cuando se enajenan tales existencias,
los beneficios se contabilizan de conformidad con
la NIC 18 para la contabilización de ingresos
derivados de la venta de bienes. Los costes de
estas existencias se calculan mediante el método
FIFO o el coste medio ponderado, según la opción
escogida por la entidad conforme a la NIC 2.
2.2.2 Activos por componentes
Saneamiento de refinerías
Existen partes de algunos elementos de
propiedad, planta y equipo que pueden requerir
ser reparados o sustituidos en intervalos regulares. En una contabilización inicial, la entidad
reconoce estas partes como componentes independientes y las amortiza en el periodo intermedio
hasta la fecha de reemplazo prevista. Los costes
de saneamiento no relacionados con la sustitución de componentes ni con la instalación de
activos nuevos deben ser llevados a resultados a
medida que se incurre en los mismos. Los costes
de saneamiento no deben ser devengados en el
periodo intermedio entre saneamientos, ya que no
existe obligación legal o implícita de llevar a cabo
el saneamiento. La entidad podría decidir el cese
de operaciones en la planta y, por tanto, evitar los
costes de saneamiento. Cuando se produce la
sustitución, los elementos se cancelan y se capitaliza el coste de los recambios.
¿Cómo se aplica este concepto al contabilizar el
saneamiento de refinerías?
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Ejemplo
Ejemplo
La Entidad Y opera una refinería importante. La
dirección estima que es necesario realizar un
saneamiento cada 30 meses. Los costes de un
saneamiento son de aproximadamente 500.000
euros: 300.000 euros para recambios y equipo,
y 200.000 euros en concepto de mano de obra
que será suministrada por los empleados de la
Entidad Y. La dirección propuso devengar el
coste del saneamiento durante los 30 meses de
operaciones entre saneamientos, y dotar una
provisión para el desembolso. ¿Es aceptable
esta propuesta?
Una compañía es propietaria de estaciones de servicio ubicadas por toda Europa. En los países más
grandes, como España, Italia, Francia, Alemania y el
Reino Unido, la compañía realiza un seguimiento de
la rentabilidad por regiones. Los países de menor
extensión geográfica, como Grecia, Austria, Suiza y
Portugal son controlados a nivel nacional. Los
costes de la infraestructura de suministros, logística
y gestión regional se agrupan con las regiones o
países a los que respaldan.
Solución
No. No es aceptable devengar los costes de un
saneamiento de refinería. La dirección no tiene
ninguna obligación implícita de emprender el
saneamiento; alternativamente, los activos
pueden ser puestos fuera de servicio. El coste
del saneamiento debe figurar como un componente independiente de la refinería en la fecha
de contabilización inicial y debe amortizarse en
un periodo de treinta meses. Cabe señalar que
esto se traducirá en la contabilización del mismo
gasto en la cuenta de resultados a lo largo del
periodo total, como si Y hubiera devengado los
costes del saneamiento.
2.3 Venta minorista y distribución
2.3.1 Deterioro y unidades generadoras
de efectivo
La dirección debe estar atenta a los indicadores
de deterioro en el nivel de las UGEs, por ejemplo,
un incendio en una gasolinera concreta significaría
la existencia de deterioro para la gasolinera en
cuestión, en tanto que se considera una UGE
independiente. El deterioro debe evaluarse a nivel
de las unidades generadoras de efectivo.
¿Qué puede constituir un indicador interno del
deterioro en las operaciones de venta minorista
de gasolina?
Las regiones y países se miden con respecto a los
objetivos de beneficios y el rendimiento del capital
invertido. La no consecución de los objetivos o un
resultado pobre se pone de relieve en el ámbito
regional, y puede desencadenar a continuación un
mayor escrutinio y análisis de los resultados de las
gasolineras por separado.
La dirección ha observado que la cadena de estaciones de servicio de Austria no alcanza los objetivos de rendimiento. Un análisis en profundidad
muestra que las estaciones situadas en el centro
urbano con cuatro surtidores o menos no son rentables. La cadena de gasolineras es en general
rentable. ¿Constituye el mal resultado un indicador
de deterioro?
Solución
Sí. Un resultado más pobre de lo previsto es un
indicador de deterioro; aunque no significa que la
cadena no sea rentable. Cuando se observa un indicador de deterioro, lo normal es que las estaciones
sean sometidas a una revisión del deterioro individualmente. A continuación, se agrupan los flujos de
caja de las estaciones con el fin de evaluar el deterioro de los activos de infraestructura compartidos.
El nivel al cual se realiza la revisión del deterioro es
la UGE, el grupo de activos identificable más
pequeño que genera flujos de caja identificables e
independientes. Una UGE se identifica por la
disponibilidad de información relativa a flujos de
caja, y no por el nivel de información de flujos de
caja que la dirección emplea para tomar decisiones
de negocios. La dirección puede agrupar flujos de
caja de distintas UGEs para evaluar la rentabilidad
de un grupo de activos similares que compartan
infraestructura, como por ejemplo una cadena de
gasolineras en una región atendida por un depósito
de suministro y oficina regional compartidos.
La dirección deberá determinar en cada fecha de
presentación de informes si existen indicadores de
deterioro en los activos. Los indicadores de
deterioro pueden ser externos o internos. Algunos
de los factores internos importantes son: evidencia
de daños u obsolescencia; cambios negativos que
puedan impulsar la decisión de reestructurar o
abandonar las operaciones; o pruebas de que los
resultados económicos son peores de lo previsto.
El sector del petróleo y gas
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El sector
de utilities
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3.1 Fuentes de combustible
3.1.1 Fuentes de combustible y contratos de suministro (NIC 39)
Valoraciones
Contabilidad de coberturas
3.2 Generación
3.2.1 Enfoque por componentes
3.2.2 Deterioro
Unidades generadoras de efectivo
3.2.3 Acuerdos que contienen arrendamientos
3.2.4 Desmantelamiento
3.3 Trading
3.3.1 Contratos a su valor razonable y para “uso propio” (NIC 39)
3.4 Transmisión y distribución
3.4.1 Activos regulados
3.4.2 Contabilización de redes
3.4.3 Gas colchón e inventario
3.5 Venta minorista
3.5.1 Tarifas de conexión
El sector de utilities
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INFORME TIEMPO REAL OK
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La cadena de valor
de las utilities
Fuentes de
combustible
Generación
Trading
• fuentes de combustible • enfoque por
• contratos (NIC 39):
y contratos de suministro componentes
valor razonable y para
(NIC 39); valoraciones,
“uso propio”
contabilización de
• deterioro: unidades
operaciones de
generadoras de efectivo,
cobertura
indicadores
Transmisión
y
distribución
• activos regulados
• contabilización de redes
• gas colchón e inventario
La NIC 39 y el panorama de la contabilización de derivados, así como
algunos temas relacionados de contabilización de operaciones de
cobertura, ocupa un lugar preponderante en las fases fundamentales
de la cadena de valor de las utilities. La variedad y complejidad de
contratos en el sector presentan, para las utilities de electricidad y
agua, ciertas dificultades clave en la divulgación conforme a las NIIF.
En los apartados que siguen avanzaremos por la cadena de valor
destacando estas y otras consideraciones esenciales que las compañías deberán tener en cuenta.
Venta minorista
• tarifas de conexión
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3.1 Fuentes de combustible
Destacados en Tiempo Real
3.1.1 Fuentes de combustible y contratos
de suministro (NIC 39)
RWE AG
Es posible que una compañía que se dedique únicamente a la compra, producción y venta de materias
primas asuma que queda fuera del alcance de la NIC
39 y continúe reflejando sus contratos en función de
las compraventas reales, según marcan los PCGA
nacionales. Dada la creciente liberalización de los
mercados y la complejidad de las utilities actuales,
esto rara vez sucede. La NIIF 7 plantea, además la
necesidad de una mayor divulgación.
Una generadora eléctrica toma decisiones acerca de
cuánta electricidad generar y cuánta adquirir en función de la demanda y el diferencial entre los precios
de gas y electricidad, el denominado ‘spark spread’.
Compra y vende en el mercado a medida que estos
factores cambian en el periodo previo a la entrega.
Esta “reoptimización” o rotación de contratos de
compras y ventas dificulta la labor de identificar qué
contratos se liquidan por el neto (NIC 39 párrafos 5, 6
y 7). Identificar algunos contratos como derivados en
virtud de la NIC 39 y contabilizar otros como contratos pendientes de ejecución no guarda coherencia
con el modelo de negocios de determinadas compañías.
Instrumentos financieros derivados y operaciones
de cobertura
“Los contratos que fueron formalizados y se conservan
con el propósito de recibir o entregar elementos no
financieros, de conformidad con las previsiones de
compra, venta o requisitos de uso (contratos de uso
propio) no se registran como instrumentos financieros
derivados y se contabilizan como contratos pendientes.
Las opciones emitidas de compra o venta de un elemento no financiero, que pueden ser liquidadas en
efectivo, no son contratos de uso propio.”
Informe anual 2005, RWE AG, p.113
Fortum Corporation
Contabilización de instrumentos financieros derivados y actividades de cobertura
“En el curso normal de operaciones, el Grupo formaliza
rutinariamente transacciones de compraventa de materias primas. La mayoría de estas transacciones adoptan
la forma de contratos que se formalizaron y se conservan con el fin de recibir o entregar la materia prima de
conformidad con las previsiones de ventas, compra o
requisitos de uso. Tales contratos no entran en el
alcance de la NIC 39. Todos los demás contratos de
materias primas liquidados por el neto se miden al valor
razonable y las pérdidas y ganancias se llevan a la
cuenta de resultados.”
Informe anual 2005, Fortum Corporation, p.24
La demanda es imprevisible en la práctica y puede
ser necesario liquidar el exceso de contratos. Según
la aplicación de las reglas de la NIC 39, los contratos
de compra solo pueden ser excluidos del alcance de
la NIC 39 si la materia prima adquirida siempre se utiliza para proveer a los clientes de la entidad. Es decir,
que los contratos de uso propio no se contabilizan a
su valor razonable, pero los derivados sí.
Valoraciones
No siempre se dispone de los precios de mercado
correspondientes a los periodos de los contratos que
la entidad debe contabilizar a su valor razonable.
Muchos contratos pueden presentar flexibilidad en el
volumen porque el comprador (o vendedor) tiene la
opción de elegir los volúmenes que se lleva. La
fijación de precios en algunos contratos dimana de
una cesta de índices tales como productos de
petróleo y relacionados, electricidad, carbón, gas e
indicadores de la inflación. En consecuencia, las
hipótesis tienen que prepararse sobre variables
futuras. Dos aspectos importantes de la valoración
son la obtención de curvas de precios a futuro y la
modelización de la flexibilidad en los volúmenes.
Para muchos contratos a largo plazo que deben contabilizarse a su valor razonable, deberá obtenerse una
“curva a futuro” de los precios de materias primas, a
menudo con una proyección futura de muchos años.
Las curvas de precios habitualmente presentan dos
periodos bien diferenciados: un periodo de mercado
activo en el que la información está inmediatamente
disponible (periodo líquido); y un periodo de mercado
no activo en el que los precios se estiman, normalmente en función de hipótesis y la introducción de
datos en un modelo (periodo no líquido). Las dos curvas deben conectarse.
Normalmente, los precios del periodo de mercado
activo son los mismos para todos los que participan
en la preparación de los estados financieros. Sin
embargo, a la hora de determinar otras partes de las
curvas, las variables son muchas, por ejemplo:
- El periodo de mercado activo no presenta una fecha
de cierre definida, pero los volúmenes caen hasta un
nivel muy bajo. Las compañías pueden tener
opiniones diferentes sobre cuándo finaliza el periodo
líquido.
-¿Qué hipótesis y datos de entrada son adecuados
para el periodo ilíquido y qué vínculo existe entre las
distintas materias primas, por ej., petróleo y gas, o
gas, electricidad y carbón?
-¿Cuándo y con qué frecuencia deben revisarse y
modificarse las curvas?
La NIC 39 prohíbe el reconocimiento en el “Primer
Día” de los beneficios porque la visión de la compañía acerca de los precios futuros difiere del precio
de contrato. En la conversión a las NIIF, surgen
importantes dificultades prácticas de valoración, entre
otras, la valoración por vez primera de contratos firmados hace muchos años.
El sector de utilities
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Tiempo Real: El sector utilities
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A veces una parte considerable de un precio contractual puede atribuirse a la opcionalidad del
contrato; por ejemplo, a la posibilidad de escoger
comprar más o menos gas en un periodo concreto. A menudo, complejas condiciones contractuales estipulan la cantidad de materia prima que
debe tomarse en distintos periodos. La valoración
de las opciones es un tema complejo en el que
los indicadores de volatilidad en los precios de
mercado son un dato clave. Las compañías
pueden aplicar varios planteamientos en la valoración de la opcionalidad. Cada una de las partes
puede atribuirle un valor razonable distinto a un
contrato.
La contabilización al valor razonable de los contratos de derivados y similares a largo plazo
requerirá el uso de modelos de valoración.
Inevitablemente, las compañías tendrán distintas
opiniones sobre los precios futuros. Por ello, es
fundamental la transparencia: las compañías
necesitan divulgar totalmente sus hipótesis
respecto de los precios y los riesgos afrontados.
Es posible que las compañías se muestren reticentes a divulgar información de importancia
comercial. Puede ser adecuado para el sector
desarrollar, consultando a otros agentes implicados, un marco de trabajo para aportar información
valiosa en este sentido.
Contabilidad de coberturas
La NIC 39 establece algunos requisitos estrictos
que deben cumplirse en la contabilización de
operaciones de cobertura. Muchas compañías se
han percatado de que algunas actividades
emprendidas a efectos de cobertura no reúnen los
requisitos para ser contabilizadas como tales.
Destacados en Tiempo Real
RWE AG
Instrumentos financieros derivados y operaciones de
cobertura
“Las coberturas de valores razonables se emplean para cubrir el
riesgo de cambios en el valor razonable de un activo o pasivo
registrado en el balance de situación. Las coberturas de
compromisos en firme no reconocidos también se contabilizan
como operaciones de cobertura de valores razonables. En el
caso de las coberturas de valores razonables, los cambios en el
valor razonable del instrumento de cobertura se reflejan en la
cuenta de resultados, de forma análoga a los cambios en el valor
razonable de la transacción correspondiente; es decir, las
pérdidas y ganancias derivadas de la contabilización al valor
razonable del instrumento de cobertura se imputan a los mismos
conceptos de la cuenta de resultados que las del elemento
cubierto relacionado. En este sentido, los cambios en el valor
razonable deben pertenecer al riesgo cubierto. En el caso de que
estén cubiertos los compromisos en firme no reconocidos, los
cambios en el valor razonable de los compromisos en firme,
relacionados con el riesgo cubierto, dan lugar a la contabilización
de un activo o pasivo con efecto sobre los ingresos.
Ejemplo
Una entidad necesita obtener electricidad para
satisfacer la demanda de sus clientes. Los
clientes consumen más electricidad durante el día
(horas de consumo máximo) y menos por la
noche (horas de menor consumo).
• La entidad no puede adquirir electricidad según
el perfil de entrega que necesita. En
consecuencia, para conformar su perfil,
adquiere electricidad mediante contratos a
volumen fijo y formaliza contratos de venta para
deshacerse del exceso de electricidad, en los
periodos de menor consumo. La entidad
considera que estas dos actividades forman
parte de su estrategia de cobertura. Los
contratos de compra y los de venta no siempre
se formalizan al mismo tiempo, debido a la
liquidez limitada del mercado. La entidad
formaliza contratos cuando aquellos que
necesita están disponibles a un precio objetivo
razonable.
• Según la NIC 39, no resulta fácil contabilizar
como operaciones de cobertura los contratos
de compraventa. Dos contratos pueden ser considerados conjuntamente como un instrumento
de cobertura, pero cuando las compras y las
ventas se formalizan en fechas distintas, resulta
más complejo lograrlo.
El precio de contrato de adquisición de gas a
largo plazo puede aumentar en línea con una
cesta de índices incluido el petróleo y los tipos de
cambio. Los derivados pueden mitigar la exposición respecto de algunos de estos riesgos –por
ejemplo, la exposición a los precios del petróleo–
mediante swaps de materias primas, o la exposición a divisas mediante swaps financieros de
divisas.
Las coberturas de flujos de caja se utilizan para cubrir el
riesgo de variabilidad en los flujos de caja relacionados con
un activo o pasivo reflejado en el balance de situación o con
una operación prevista de probabilidad elevada. De existir
una cobertura de flujos de caja, las pérdidas y ganancias no
realizadas derivadas de la cobertura se registran en un principio como otros ingresos globales. Esas pérdidas y ganancias se divulgan en la cuenta de resultados tan pronto como
la operación pertinente objeto de cobertura tiene un efecto
en los ingresos. Si las operaciones previstas se someten a
cobertura dan lugar a la contabilización de un activo o pasivo financiero en periodos posteriores, los importes que se
contabilizaron en fondos propios hasta este momento han
de registrarse en la cuenta de resultados en el periodo
durante el cual el activo o pasivo afecta a la cuenta de
resultados. Si la operación genera activos o pasivos no
financieros, los importes contabilizados en fondos propios
sin efecto en los ingresos se incluyen en el coste inicial del
activo o el pasivo.”
Informe anual 2005, RWE AG, p.112-113
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El elemento cubierto en virtud de la NIC 39
solamente puede designarse bien para el riesgo de
divisas o para el riesgo de cambios en el valor
razonable del elemento en su totalidad. Por tanto, en
el ejemplo anterior, el riesgo de divisas puede ser el
elemento cubierto, pero no así la indexación del
petróleo por sí sola. La norma cita las dificultades a
la hora de aislar y medir la parte adecuada de flujos
de caja o cambios en el valor razonable del
elemento cubierto como el motivo para no permitir la
designación del riesgo por indexación del petróleo.
También existen retos en relación con cómo se
divulgan los importes en la cuenta de resultados.
Las compañías necesitan considerar además las
divulgaciones exigidas en virtud de la NIC 32 o,
como muy tarde en el 2007, de la NIIF 7, incluido un
aumento de la información relativa a los riesgos de
crédito, liquidez y de mercado. Sin embargo, la
divergencia entre los efectos contables y económicos añade complejidad, por ejemplo, porque no
todos los contratos se contabilizan al valor razonable en los estados financieros. Es probable que
resulte complicado explicar la situación general con
claridad y concisión.
¿Es correcto divulgar los beneficios y pérdidas
realizados y no realizados como parte de la cifra
principal de ingresos netos o deberían reflejarse de
modo distinto los resultados no realizados? Todavía
se necesita tiempo para considerar las reacciones a
los cambios significativos introducidos por la NIC
39. Mientras tanto, las divulgaciones serán críticas
para poder entender la situación de todas las
compañías.
3.2 Generación
3.2.1 Enfoque por componentes
Los grandes activos de redes o infraestructuras
engloban un número considerable de componentes,
muchos de los cuales tendrán vidas útiles de distinta
duración. Algunos ejemplos son las refinerías, plantas químicas y redes de distribución.
El coste de los componentes significativos de estos
tipos de activos debe identificarse por separado y
amortizarse a su valor residual a lo largo de la vida
útil del componente [NIC 16.43-44]. El proceso de
identificación de los componentes significativos
puede ser complejo para centrales avanzadas de
gran tamaño.
Algunos componentes pueden identificarse estudiando los programas de cierre o puesta a punto
rutinarios de las estaciones eléctricas y las rutinas
de recambio y mantenimiento asociadas a estos.
También debe prestarse atención a los componentes
con una propensión a la obsolescencia tecnológica,
la corrosión y el desgaste más acentuada que la de
otras partes del activo.
Destacados en Tiempo Real
Vattenfall AB
Propiedad, planta y equipo
Costes posteriores
“Los costes posteriores solamente se suman al coste si
es probable que se generen para la compañía,
beneficios futuros asociados al activo y el coste puede
calcularse con fiabilidad. Todos los demás costes
futuros se divulgan como gasto en el periodo en que se
contraen. Cuando al coste de adquisición se le añade
un coste posterior es crucial para la valoración saber si
este se debe al recambio de componentes
identificados, o partes de estos, dado que los costes de
este tipo se capitalizan. Asimismo, en los casos en los
que se crean nuevos componentes, el coste se
incorpora al coste del activo. Los valores reportados no
amortizados de los componentes de recambio, o partes
de los componentes, se eliminan y contabilizan como
gasto relacionado con el recambio. Las reparaciones se
contabilizan como gasto de forma sistemática.”
Informe anual 2005, Vattenfall AB, p.80
3.2.2 Deterioro
Los activos de las utilities deben someterse a una
revisión del deterioro cuando existan indicadores
del mismo [NIC 36.9]. A los activos de las utilities
se les aplican las normas de medición normales
del deterioro.
Las cuantiosas inversiones dejan al sector
expuesto a condiciones económicas
desfavorables y, por tanto, a gastos por deterioro.
Algunos de los desencadenantes del deterioro
relevantes en el sector de las utilities incluyen los
posibles descensos en precios de mercado para
la electricidad y el gas, y un aumento de la
normativa o los cambios fiscales.
Las utilities, en concreto las eléctricas, están
expuestas a la sobrecapacidad, cambios en el
entorno normativo, legislación medioambiental,
caídas en los precios al consumo minorista y
crecientes costes de combustible. Algunos
indicadores del deterioro comprenden factores
internos y externos. Entre los indicadores
externos relevantes en el sector de las utilities se
encuentran los cambios en el régimen normativo
[NIC 36.12(c)]. Una interpretación reciente emitida
por el CINIIF concluyó que la introducción de un
plan de reducción de emisiones es un indicador
de deterioro para los activos que producen gases
de efecto invernadero [CINIIF 3.9 (retirada en junio
de 2005)].
El sector de utilities
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Tiempo Real: El sector utilities
Ejemplo
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El gobierno se ha comprometido a reducir las emisiones de gases efecto invernadero. Los distribuidores de electricidad a clientes nacionales
deberán obligatoriamente emplear un mínimo del 5
por ciento de la electricidad procedente de fuentes
renovables (eólica, solar, hidraúlica).
X posee suficiente capacidad de generación
–mediante carbón y gas– para satisfacer la
demanda minorista interna. X estará obligada a
adquirir electricidad de fuentes renovables a precios considerablemente superiores a su propio
coste de generación. La dirección apunta a que en
general la utility continuará siendo rentable y no
considera que el cambio normativo sea un indicador de deterioro. ¿Es esta evaluación apropiada?
Solución
No. El cambio normativo es un indicador de
deterioro. Cuando se identifica un indicador, la
dirección debe comprobar la capacidad de
generación para cada UGE individual que, en
general, se corresponde con cada una de las
estaciones generadoras.
La liberalización en el sector eléctrico incluye a
menudo la introducción de una mayor competencia en los precios en el bando mayorista y de la
posibilidad de elección por parte de los clientes en
el bando minorista.
Ejemplo
Z es una utility eléctrica integrada con capacidad
de generación y una red de distribución minorista.
Posee un excedente de capacidad de generación
con respecto a su demanda minorista, pero su
base de generación es de costes elevados si se
compara con la de otros participantes nuevos en
el mercado. El gobierno ha emprendido recientemente una iniciativa de liberalización y ha permitido a los clientes minoristas nacionales escoger a
su proveedor.
La dirección indica que en general la utility
continuará siendo rentable y que no considera que
el cambio normativo sea indicador de deterioro.
¿Es adecuada esta evaluación?
Solución
No. La introducción de competencia por parte de
la regulación supondrá en términos generales un
cambio significativo y un indicador de deterioro.
Cuando se identifica un indicador, la dirección
debe comprobar la capacidad de generación para
cada UGE individual que, en general, se
corresponde con cada una de las estaciones
generadoras.
Los indicadores del deterioro también pueden ser
internos. La señal de que un activo o UGE ha sido
dañado o ha pasado a ser obsoleto es un indicador
del deterioro. Otros indicadores del deterioro son
las decisiones de venta o reestructuración de una
UGE o el indicio de que los resultados económicos
están por debajo de lo previsto.
Otros factores internos son: indicios de daños u
obsolescencia; cambios negativos que puedan
impulsar la decisión de reestructurar o abandonar
las operaciones; o pruebas de que los resultados
económicos son peores de lo previsto [NIC
36.12(e)-(g)].
Unidades generadoras de efectivo
El deterioro debe evaluarse a nivel de las UGEs.
Una UGE es el grupo de activos identificable más
pequeño que genera flujos de caja identificables
por separado [NIC 36.68].Una UGE se identifica por
la disponibilidad de información relativa a flujos de
caja, y no por el nivel de información de flujos de
caja que la dirección emplea para tomar decisiones
de negocios.
La dirección puede agrupar flujos de caja de distintas UGEs para evaluar a un grupo de activos similares que compartan infraestructura.
Los activos de generación eléctrica conformarán
una UGE en función de la localización o posiblemente en una función de una única instalación de
generación en un emplazamiento con múltiples
turbinas. La determinación del número de UGEs
dependerá del alcance de infraestructura compartida y la capacidad para generar flujos de caja en
gran medida (no totalmente) independientes. La
determinación de las UGEs no está motivada por
cómo la dirección decide emplear el activo.
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Ejemplo
Una entidad opera más de una central eléctrica con
el objetivo de generar la electricidad que la entidad
se ha comprometido a entregar a sus clientes.
Cada central eléctrica presenta características distintas en cuanto a costes fijos y variables, compras
de materias primas necesarias, grados de utilización de la capacidad, ciclos de vida de utilización de la capacidad y revisiones de puesta a
punto. La dirección de la entidad hace uso de las
centrales eléctricas teniendo en cuenta sus distintas
características, y las considera una cartera de centrales eléctricas con vistas a una utilización óptima.
Las consideraciones siguientes desempeñan un
papel en la práctica comercial de las centrales eléctricas de la entidad:
• Cada central eléctrica puede vender la electricidad que ha generado a sus propios clientes,
como si la central eléctrica se encontrara en una
situación de funcionamiento autónomo; y
• La entidad adquirió o construyó cada central eléctrica por separado.
Sin embargo:
• Cada central eléctrica genera electricidad para su
venta por parte de la entidad en el ámbito
nacional.
• A los clientes nacionales y locales les resulta
indiferente qué central eléctrica genera la electricidad que reciben.
• La decisión de la dirección respecto del uso de
cada central eléctrica depende de sus correspondientes costes variables y fijos y de la posible
optimización de la utilización de capacidad
(teniendo en cuenta las interrupciones necesarias
para la puesta a punto y mantenimiento).
Existe un indicio de deterioro en una de las
centrales eléctricas de la entidad. ¿Debería la
dirección revisar esa central eléctrica por separado
como una UGE o clasificar toda la cartera como
una única UGE y someterla a una revisión conjunta
del deterioro?
Solución
La dirección deberá someter a una revisión del
deterioro por separado a la central eléctrica que
presenta el indicio de deterioro.
Cada central eléctrica es una unidad generadora de
efectivo independiente porque cada una genera flujos de caja independientemente de las demás. Al
cliente le es indiferente qué central eléctrica genera
la electricidad que compra.
Se contabilizan deterioros si el valor en libros de
una UGE supera a su valor recuperable. El valor
recuperable es el mayor entre el valor razonable
menos los costes de venta y el valor en uso [NIC
36.6].
El cálculo del valor en uso debe reflejar la mejor
estimación de la dirección con respecto a los flujos
de caja futuros que se prevé que se generen a partir de los activos en cuestión.
Sin embargo, la dirección deberá utilizar el precio
contratado al calcular el valor en uso en el caso de
las materias primas salvo que el contrato ya figure
en el balance de situación al valor razonable. Por
ejemplo, un contrato de materias primas que
pueda liquidarse por el neto en efectivo y al que no
pueda aplicarse la exención por “uso propio” se
contabiliza por separado en el balance de
situación al valor razonable. La inclusión de los
precios contratados de ese contrato supondría
contar doblemente los efectos del contrato. El
deterioro de instrumentos financieros incluidos en
el alcance de la NIC 39 se aborda en la NIC 39 y
no en la NIC 36.
Asimismo, los efectos en el flujo de caja de instrumentos de cobertura, tales como los topes máximos y mínimos prefijados para las compraventas
de materias primas, están excluidos de los flujos
de caja del valor en uso debido a que tales contratos se contabilizan de conformidad con la NIC
39.
Los flujos de caja asociados a las obligaciones de
desmantelamiento de un activo sometido a una
revisión del deterioro se excluyen de los flujos de
caja del valor en uso, debido a que la provisión
para desmantelamiento ya ha sido contabilizada
[NIC 36.43]. De igual modo, el valor contable de la
provisión para desmantelamiento no se incluye en
el valor contable de la UGE.
La determinación del valor razonable menos los
costes de venta debe ser coherente en el
tratamiento de los desmantelamientos. El valor
razonable menos los costes de venta debe calcularse en bruto, no disminuido por la obligación de
desmantelamiento, y compararse con el valor contable bruto correspondiente de la UGE.
Los flujos de caja englobados en el cálculo del
valor en uso deben incluir los gastos de
mantenimiento pero no los gastos de inversión que
previsiblemente surgirán de la mejora o realce del
rendimiento de un activo [NIC 36.44]. El uso del
valor razonable menos los costes de venta como
alternativa al valor en uso al calcular el valor
recuperable, aporta una mayor flexibilidad para
incluir flujos de caja de ampliaciones, que han de
ser realistas. Sin embargo, las hipótesis empleadas
para el cálculo del valor razonable deben emplear
datos basados en el mercado procedentes de
operaciones relevantes recientes.
El sector de utilities
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INFORME TIEMPO REAL OK
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3.2.3 Acuerdos que contienen arrendamientos
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Determinar si los contratos de maquila de carbón/gas, en los que el comprador controla el
envío de energía, contienen o no un arrendamiento es normalmente sencillo. Un contrato de
adquisición de energía por el 100% de la producción de un parque eólico a menudo cumplirá el
requisito para ser contabilizado como arrendamiento financiero en virtud de la Interpretación
del CINIIF 4 y la NIC 17.
Por ejemplo, un contrato de parque eólico podría:
• formalizarse por el 100% de la producción del
parque eólico;
• formalizarse por básicamente la totalidad de la
vida del activo;
• garantizar un nivel de disponibilidad cuando el
viento sople en un campo pertinente; y
• permitir que el comprador convenga la fecha
para realizar cortes de mantenimiento.
Los requisitos gubernamentales o incentivos a la
producción de electricidad de fuentes renovables
han dado lugar a la creación de muchos parques
eólicos y otras fuentes de generación “verdes”. El
promotor y propietario del parque eólico normalmente recupera sus costes operativos, los costes
del pago de la deuda y una prima de desarrollo,
de un único comprador.
3.2.4 Desmantelamiento
Las generadoras eléctricas y otras utilities crean
cambios medioambientales en el curso normal de
operaciones. Las entidades normalmente están
obligadas a llevar a cabo algún tipo de desmantelamiento o trabajo de restauración medioambiental al término de la vida útil de una central u otra
instalación. Es posible que también existan
obligaciones de limpieza medioambiental
derivadas de la contaminación del suelo.
La provisión se contabiliza cuando existe
obligación de llevar a cabo la limpieza [NIC 37.14].
Las obligaciones de desmantelar o retirar una
activo se crean en el momento de colocación del
activo y se contabilizan al valor actual de los
futuros flujos de caja previstos que serán
necesarios para llevar a cabo el desmantelamiento
[NIC 37.45]. Se contabiliza como parte del coste
del activo cuando entra en servicio y se amortiza
durante su vida útil [NIC 16.16(c)]. El coste total
del inmovilizado, incluido el coste del
desmantelamiento, se amortiza con arreglo a la
base que mejor refleje el consumo de los
beneficios económicos del activo; en el caso de
una central eléctrica se basa, en general, en el
tiempo.
Las provisiones para desmantelamiento y restauración se registran aunque el desmantelamiento
no esté previsto hasta dentro de mucho tiempo,
por ejemplo 80 a 100 años. El efecto del tiempo
hasta el momento de desmantelamiento previsto
se reflejará actualizando la provisión.
Destacados en Tiempo Real
RWE AG
Centrica plc
Provisiones
“El acuerdo también incluye que los incrementos de coste se tomen en
consideración a fecha de balance. En el caso de provisiones de
desmantelamiento, restauración y similares, los cambios en la frecuencia o
importe estimado de los pagos y los cambios en el tipo de actualización se
toman en consideración al mismo importe al medir la provisión existente así
como el activo pertinente, por ejemplo, una central eléctrica. Si la disminución
en la provisión supera al valor contable del activo pertinente, el excedente se
contabiliza inmediatamente en pérdidas o ganancias. Las reversiones de
provisiones se registran en la misma cuenta de gastos en la que se contabilizó
la provisión inicialmente.”
Arrendamientos
“La determinación de si un acuerdo constituye o contiene un arrendamiento se basa en el fondo del acuerdo y exige una evaluación
para determinar si el cumplimiento del acuerdo depende del uso de
un activo o activos específicos y el acuerdo confiere el derecho de
utilizar el activo.”
Arrendamiento financiero: acuerdo de maquila con una central
eléctrica de terceros
“El Grupo ha formalizado un acuerdo de maquila a largo plazo con la
central eléctrica de Spaulding y ha determinado que, basándose en el
fondo de las condiciones contractuales, el acuerdo es una arrendamiento financiero.”
“Las provisiones para la gestión de residuos en el sector de la energía nuclear
se basan en obligaciones estipuladas en el derecho público y las restricciones
incluidas en las licencias de explotación. El importe contabilizado para la disposición de unidades de combustible nuclear utilizadas cubre los costes previstos, en concreto los costes de reprocesado basados en acuerdos contractuales y los costes de la disposición definitiva directa. El coste del transporte,
tratamiento y retirada de residuos, coste de almacenamiento temporal incluido,
se registran en consecuencia.
El importe contabilizado para el desmantelamiento de instalaciones de centrales nucleares también se basa en los costes previstos. El cálculo de los
costes previstos para la fase posterior al cierre y desmantelamiento se basa en
opiniones de expertos independientes, sobre la asunción de que el desmantelamiento de las instalaciones será total.”
Informe anual 2005 Centrica plc, p.47 y 52
Informe anual 2005, RWE AG, p.110 y p.111
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Las provisiones para desmantelamiento se actualizan
en cada fecha de cierre de balance con los cambios
en las estimaciones de los flujos de caja futuros y los
cambios en el tipo de actualización [NIC 37.59]. Los
cambios en las provisiones relacionadas con la retirada de un activo se suman o se deducen del valor contable del activo [CINIIF 1.5]. Sin embargo, los ajustes
están restringidos en la medida que el activo no
puede caer por debajo de cero y no puede aumentar
por encima del importe recuperable [CINIIF 1.5].
El incremento de la actualización aplicada a un pasivo
por desmantelamiento se contabiliza como parte del
gasto financiero en la cuenta de resultados.
La Interpretación CINIIF 1 establece directrices sobre
cómo contabilizar los pasivos por desmantelamiento,
restauración y similares existentes. Este tipo de
pasivos surge para las utilities (concretamente, para
las instalaciones nucleares) y para compañías
petroleras y gasistas upstream. Existe una serie de
áreas que requieren una atención minuciosa:
• La medición del pasivo puede resultar compleja. Las
fechas en que se producirán flujos de caja futuros
son a menudo inciertas, y los futuros incrementos
de precio puede ser difíciles de estimar. En la
práctica se dan circunstancias en las que el pasivo
reflejado en los estados financieros puede ser
inferior a una valoración actual del coste, debido a
que se espera que los futuros aumentos de precio
sean inferiores al tipo de actualización empleado.
• El coste de desmantelamiento debe imputarse a los
componentes del activo relacionado. No se
prescribe el modo de hacerlo, pero puede ser
conveniente aplicar un planteamiento sistemático
basado en el coste o valor contable.
• Una disminución del pasivo también se traduce en
una disminución de los activos relacionados.
• ¿Cómo se contabilizan los fondos de
desmantelamiento? En la Interpretación CINIIF 5
figura por separado información de orientación
pormenorizada sobre este tema.
Vattenfall AB
Obligaciones de desmantelamiento etc. de operaciones de energía
nuclear
“En Suecia, se efectúan pagos al Fondo de Residuos Nucleares de
Suecia con el fin de cubrir los costes futuros de las obligaciones de los
productores de energía nuclear. La tarifa abonada al Fondo de Residuos
Nucleares de Suecia la calcula el gobierno del país. La naturaleza de la
participación de Vattenfall en el Fondo de Residuos Nucleares de Suecia
es tal que deberá divulgarse como activo en el balance de situación.”
Destacados en Tiempo Real
Fortum Corporation
Activos y pasivos nucleares
“Fortum es propietaria de la central nuclear Loviisa, en
Finlandia. De conformidad con la Ley de Energía Nuclear de
Finlandia, Fortum tiene la obligación legal de financiar el desmantelamiento de la central y la disposición de 30 activos y
pasivos nucleares de combustible usado a través del Fondo
de Residuos Nucleares. A 31 de diciembre, se incluyen en el
balance de situación los siguientes valores contables de
activos y pasivos nucleares.
La obligación legal y participación de Fortum en el Fondo de
Residuos Nucleares al cierre son las siguientes:
Millones de EUR
2005
2004
618
596
Participación de Fortum en las reservas
del Fondo de Residuos Nucleares
(610)
(581)
Obligación por gestión de residuos
nucleares con arreglo a la
Ley de Energía Nuclear
Diferencia cubierta por
hipotecas inmobiliarias
15
La obligación legal calculada de conformidad con la Ley de
Energía Nuclear de Finlandia y decidida por las autoridades
gubernamentales es de 618 (596) millones de euros a 31 de
diciembre de 2005 (y 2004 respectivamente). El valor contable
del pasivo en el balance de situación calculado según la NIC
37 es de 418 (401) millones de euros a 31 de diciembre de
2005. El motivo principal de la diferencia en el pasivo es el
hecho de que la obligación legal no se actualiza al valor actual
neto.
La participación de Fortum en el Fondo de Residuos
Nucleares a 31 de diciembre de 2005 es de 610 (581) millones
de euros. El valor contable en el balance de situación es de
418 (401) millones de euros. La diferencia se debe a que la
Interpretación CINIIF 5 limita el valor contable de la participación de Fortum en el Fondo de Residuos Nucleares al
importe de la obligación correspondiente dado que Fortum no
posee control ni control conjunto sobre el Fondo.
La participación de Fortum en la obligación legal para con el
fondo está totalmente financiada. La diferencia entre la
obligación y la participación de Fortum en el Fondo de
Residuos Nucleares al cierre se debe a la fecha del cálculo
anual de la obligación y se abonará durante el primer trimestre
del ejercicio siguiente. Fortum ha aportado hipotecas
inmobiliarias como garantía, que también cubren imprevistos
con arreglo a la Ley de Energía Nuclear. Las hipotecas
inmobiliarias se incluyen en los pasivos contingentes.
Fortum emplea el derecho de recuperar fondos a modo de
préstamo del Fondo de Residuos Nucleares, con arreglo a
determinadas normas. Los préstamos se incluyen en pasivos
onerosos.”
Propiedad, planta y equipo
“Dentro de las operaciones de energía nuclear en Alemania y Suecia, el
coste en el momento de adquisición incluye el valor actual calculado de
los costes estimados de desmantelamiento y retirada de la planta y
restauración del emplazamiento en el que ésta se ubica. Además, esta
obligación conlleva la salvaguarda y almacenamiento definitivo de materiales radioactivos usados, consumidos por las centrales.”
Informe anual 2005, Vattenfall AB, p.84 y p.80
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Informe anual 2005, Fortum Corporation, p.60
El sector de utilities
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Tiempo Real: El sector utilities
3.3 Trading
3.3.1 Contratos a su valor razonable y
para “uso propio” (NIC 39)
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Los criterios de la NIC 39 están provocando una
contabilización generalizada de los contratos
como derivados. Sin embargo, muchos contratos
que la entidad considere que tienen valor no se
reflejan en los estados financieros. Algunos ejemplos son los contratos de almacenamiento y
capacidad, para los que generalmente no existen
mercados de negociación activos.
Contratos de capacidad
Tratamiento contable
Perspectiva de negocios
Fuera del alcance de la NIC 39, por no
haber liquidación por el neto
El negocio reconoce el valor que puede
obtenerse de la diferencia en el precio
de la materia prima a ambos extremos
del oleoducto, o entre la fecha de inyección y la de retirada en periodos de
almacenamiento
Los contratos de capacidad en su mayoría no son
objeto de una negociación activa y, por no cumplir
el criterio de liquidación por el neto contemplado
en la NIC 39, por lo tanto quedan fuera del
alcance de la norma y no pueden contabilizarse a
su valor razonable. Esto puede traducirse en un
resultado contable inusual en el caso de
operadores con fines especulativos que empleen
la capacidad como parte de una estrategia más
amplia. Ilustramos este punto mediante dos
ejemplos:
• Un operador con fines especulativos contrata
para adquirir en el futuro electricidad en Francia
y venderla en Inglaterra en el mismo día. Es titular de capacidad en el interconector de Reino
Unido- Francia para transmitir de un emplazamiento a otro. En virtud de las NIIF no puede
contabilizar a su valor razonable el contrato de
capacidad ni reconocer la conectividad entre los
dos mercados. Los contratos de compraventa
se contabilizan a su valor razonable utilizando
precios de mercado locales. Esto puede dar
lugar a un resultado periódico distinto, por razón
del valor que el operador considera que se ha
creado (flujo de caja, en última instancia).
• Un operador especulativo formaliza un contrato
para adquirir gas en el futuro. Posee capacidad
de almacenamiento para conservar el gas
durante seis meses y formaliza un contrato de
venta para vender el gas seis meses después,
en invierno. El operador considera que se trata
de una posición “cerrada”. El contrato de
capacidad permanece fuera de balance y el
valor razonable de la posición continuará cambiando con variaciones en los precios del mercado del gas.
La temporización de los resultados divulgados en
los estados financieros no guarda coherencia con
el valor que el operador cree que ha sido creado
(y, potencialmente, tampoco con el cálculo de su
prima). A menudo es posible, por ejemplo, valorar
la capacidad aunque todavía no exista un mercado activo dedicado únicamente a la capacidad. El
valor contractual puede obtenerse comparando
los precios en cualquier extremo del conducto o
interconector, o comparando los precios antes y
después de los periodos de almacenamiento de
capacidad.
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Destacados en Tiempo Real
3.4 Transmisión y distribución
Vattenfall AB
3.4.1 Activos regulados
Cobertura de flujos de caja
“En el caso de instrumentos derivados que constituyan una cobertura en operaciones de cobertura de
flujos de caja, la parte efectiva del cambio de valor
se refleja en fondos propios, mientras que la parte no
efectiva de registra directamente en la cuenta de
resultados. A continuación, la parte del cambio de
valor que se registra en los fondos propios se transfiere a la cuenta de resultados del periodo en el que
el elemento cubierto afecta a la cuenta de resultados. En los casos, en que el elemento cubierto se
refiere a una transacción futura, que posteriormente
se registra como activo o pasivo no financiero en el
balance de situación (por ejemplo, al cubrir futuras
compras de activos no circulantes en divisas), esa
parte del cambio de valor reflejada en fondos propios se transfiere y se incluye en el valor de adquisición del activo o pasivo.
Si ya no se cumplen las condiciones para la contabilización como operaciones de cobertura, los cambios
de valor acumulados que se reflejaron en fondos
propios se transfieren a la cuenta de resultados del
último periodo en el que el elemento cubierto afecta
a la cuenta de resultados.
Los cambios de valor producidos desde el día en
que dejaron de cumplirse las condiciones para la
contabilización como operación de cobertura, se
registran directamente en la cuenta de resultados. Si
ya no está previsto que se lleve a cabo la transacción cubierta, los cambios de valor acumulados por
efecto de la cobertura se transfieren inmediatamente
de los fondos propios a la cuenta de resultados.
Las operaciones de cobertura de flujos de caja se
utilizan principalmente en los casos siguientes: i)
cuando se emplean contratos de electricidad a plazo
para cubrir el riesgo de los precios de la electricidad
en las compraventas futuras; ii) cuando se emplean
contratos de tipos de cambio a plazo para cubrir el
riesgo por divisas en compraventas futuras en moneda extranjera; y iii) cuando se contratan swaps de
tipos de interés para sustituir el endeudamiento a un
tipo de interés variable por un tipo de interés fijo.
Cobertura del valor razonable
En el caso de coberturas del valor razonable, la
cobertura se refleja al valor razonable y los cambios
de valor se registran directamente en la cuenta de
resultados, mientras que las pérdidas o ganancias
derivadas del elemento cubierto, atribuibles al riesgo
cubierto, ajustan el valor contabilizado del elemento
cubierto y se registran en la cuenta de resultados.
Las coberturas del valor razonable se utilizan principalmente cuando se contratan swaps financieros de
tipos de interés para cubrir riesgos por tipos de
interés en endeudamientos a un tipo de interés fijo.”
Informe anual 2005, Vattenfall AB, p.79
Algunos países han avanzado en el proceso de privatización de las redes de transmisión/transporte y distribución asociadas a las utilities. El contrapeso a este proceso es la regulación de las tarifas de suministro de
electricidad o los precios al consumidor para abordar
las inquietudes acerca de los monopolios que surgen de
forma inevitable.
La naturaleza de los contratos que las utilities firman
con los organismos reguladores varía de un país a otro.
Un entendimiento a fondo de las condiciones de los
contratos es imprescindible para determinar la adecuada contabilización de estos contratos.
Una característica común de los mercados de precios
regulados es que el organismo regulador conviene en
admitir incrementos de precio futuros como compensación a determinados costes pasados identificados o
en exigir reducciones de precio futuras de observarse
una exceso en las tarifas.
Los costes asociados a estos aumentos o reducciones
de precios pueden incluirse en dos categorías amplias:
los que son de naturaleza operativa y los que son de
capital.
Algunos ejemplos de gastos de explotación son los gastos de personal o los costes de material. La contabilización de estos costes exigida por las NIIF consiste en
incluirlos en el coste de ventas en la cuenta de resultados del periodo en que el se recibe el servicio por parte
del empleado y se consume el material. Estos costes
han sido directamente contraídos en la
transmisión/transporte o distribución de electricidad o
gas vendidos durante el periodo [NIC 2.12] [NIC 2.38].
Algunos ejemplos de gastos de capital son daños a los
activos fijos a raíz de condiciones meteorológicas
extremas, como huracanes, o de otros hechos imprevistos y no asegurados. El tratamiento contable obligatorio
para estos hechos consiste en contabilizar por separado
una pérdida de valor para el activo dañado y capitalizar
el coste del activo de reposición como PPE [NIC 16.66].
Las “compensaciones” obtenidas mediante un incremento de precios futuro no se contabilizan hasta que
dicho importe vaya a cobrarse, es decir cuando se
presten los futuros servicios de redes [NIC 16.66(c)].
La regulación de precios también puede traducirse en
que el organismo regulador exija a la utility de redes que
reduzca sus precios en un periodo futuro. Al igual que el
aumento en los precios no dará lugar, en general, a la
contabilización de un activo, generalmente tampoco la
reducción de precios dará lugar a la contabilización de
un pasivo. Las únicas ocasiones en las que resultaría
apropiado contabilizar un pasivo sería si la entidad estuviera obligada a reembolsar efectivo a los clientes (o
quizás al gobierno) o si la reducción en los precios fuera
tan importante que supusiera un contrato oneroso en el
contexto de la NIC 37; estas dos circunstancias son
muy poco comunes. El cliente recibe el beneficio de la
reducción de precios sólo si continúa adquiriendo la
material prima a través del sistema de redes.
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Tiempo Real: El sector utilities
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Algunos PCGA nacionales proporcionan pautas
específicas que exigen a la utility el abandono del
tratamiento habitual de tales costes y la contabilización de un activo o pasivo regulado. La intención es reflejar el aumento o disminución de los
precios futuros acordados con el regulador. En
consecuencia, un activo regulado es el aplazamiento de costes a un periodo futuro para hacerlo
coincidir con el incremento de precios en ese periodo. Generalmente los activos y pasivos regulados no se contabilizan en virtud de las NIIF.
La adquisición de una utility en una combinación
de negocios exige la contabilización de todos los
activos identificables, a sus valores razonables. El
derecho de una utility de cobrar tarifas más elevadas en el futuro por razón de costes pasados
representa un incremento en el valor de la licencia
según lo descrito más arriba. En consecuencia, el
valor de una tarifa superior se reflejará en el valor
razonable de la licencia contabilizado en el
momento de adquisición, en lugar de contabilizar
un activo regulado independiente.
3.4.2 Contabilización de redes
En virtud de los PCGA nacionales, algunas compañías de redes aplicaron el método de contabilización de renovaciones a las inversiones relacionadas con sus redes. La inversión se llevó a
resultados en su totalidad, sin cargos por amortización a los activos de redes. En las NIIF no existe
ninguna norma contable equivalente que permita
este planteamiento. Se aplican las reglas de contabilización de activos fijos normales, estipuladas
en la NIC 16. Este es un gran cambio para las
compañías de redes que introduce algunos
desafíos interesantes en la aplicación:
- ¿Cómo calculan la vida útil?
Es posible que las compañías de redes estén
acostumbradas a la hipótesis de trabajo de que
los activos tienen una vida útil indefinida. En virtud
de la NIC 16 todos los activos significativos
tendrán una vida limitada por calcular, que se
corresponderá con el tiempo restante hasta que el
activo deba ser sustituido. Las actividades de
mantenimiento y reparación pueden prorrogar su
vida, pero en última instancia el activo deberá ser
sustituido.
- Al calcular los cargos por amortización también
debe calcularse un valor residual.
En muchos casos este valor es probable que sea
sólo residual o cero, dado que la NIC 16 lo define
como los ingresos por enajenación si el activo ya
es antiguo y se encuentra en el estado que cabe
esperar al término de su vida útil.
Una entidad debe asignar costes en el momento
de la contabilización inicial a sus componentes
significativos. A continuación, cada componente
se amortiza por separado a lo largo de su vida
útil. Los componentes independientes que presentan la misma vida útil y método de amortización pueden agruparse con vistas a determinar
el cargo por amortización [NIC 16.44-45].
Los activos de redes tales como un sistema de
transmisión de electricidad, un sistema de
suministro de agua o red de alcantarillado, o un
gasoducto, constan de muchos componentes
independientes. Muchos componentes
individuales pueden no ser significativos. ¿Cómo
deben identificarse y amortizarse en esas
circunstancias?
• ¿Cómo se desglosa el activo total en componentes significativos?
• La NIC 16 exige que se realice este análisis, pero
¿cuántos componentes debería haber y cómo ha
de realizarse el desglose? Parece sensato tomar
en consideración una serie de factores al realizar
esta operación: el coste de los distintos componentes, el modo en que se desglosa el activo
con fines operativos, la ubicación física del activo y las consideraciones de diseño técnico.
• ¿Cuándo debe llevarse a resultados la inversión
y cuándo debe capitalizarse?
Por ejemplo, si se repara o reemplaza parte de un
oleoducto, ¿cómo se contabilizan los costes? La
materialidad debe ser uno de los factores clave al
decidir al respecto. Si los costes de reposición son
materiales con respecto a una parte significativa
del activo, entonces siempre que se cumplan los
criterios de contabilización (el coste puede
medirse con fiabilidad y los beneficios económicos
futuros son probables), deben capitalizarse los
costes.
Ejemplo
Una utility de agua y aguas residuales privatizada
dispone de una red que cubre una gran área metropolitana. El sistema engloba reservas, plantas de
tratamiento, grandes acueductos, estaciones de
bombeo y redes de cañerías y tuberías de desagüe,
entre otros elementos necesarios. El sistema ha
crecido, desde su instalación inicial hace 150 años.
La utility adopta por vez primera las NIIF y la dirección está estudiando cómo identificar los componentes.
La primera propuesta de la dirección es considerar
el sistema como un único “activo de red” y amortizarlo a lo largo de su vida útil histórica de 150 años.
La base de esta propuesta es que el sistema está
constantemente siendo reparado y renovado. Todos
los desembolsos por reparación y mantenimiento
se incorporarán al “activo de red”. ¿Es adecuada
esta propuesta?
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Solución
Ejemplo
No es probable que el sistema pueda considerarse
como un único activo con una vida útil total. La
dirección necesita identificar los componentes que
son individualmente significativos y que presentan
vidas útiles diferenciadas. Un planteamiento práctico para identificar componentes es examinar el
presupuesto de capital a medio y largo plazo de la
entidad, en el que deben constar las inversiones
de capital cuantiosas y señalar los componentes
más importantes de la red que necesitarán ser
reemplazados en los próximos años. El personal
técnico de la entidad también deberá participar en
la identificación de componentes basándose en
calendarios de reparación y mantenimiento y las
renovaciones o reposiciones principales previstas.
La tarifa de conexión sólo deber pagarla el
cliente nuevo una vez para conectarse
físicamente a la red de suministro, y no deberá
ser abonada de nuevo en el caso de que otros
se trasladen al lugar conectado. El organismo
regulador limita las tarifas de distribución de
electricidad, así como la tarifa de conexión. La
tarifa de conexión equivale al 50% de los costes
reales contraídos al conectar un cliente nuevo a
la capacidad necesaria. Si el proveedor instalara
más capacidad en previsión de futuras
conexiones, existe una fórmula impuesta por el
organismo regulador que garantiza que el cliente
sólo paga la capacidad necesaria (y no el
excedente instalado). ¿Deben diferirse las tarifas
de conexión recibidas o contabilizarse
directamente como ingresos?
3.4.3 Gas colchón e inventario
Algunos elementos de propiedad, planta y equipo
tales como oleoductos, y almacenamientos de
gas, exigen que se mantenga un nivel mínimo de
existencias para que puedan funcionar de forma
eficiente. Estas existencias deben clasificarse
como propiedad, planta y equipo (PPE) debido a
que son necesarias para que la PPE esté en
condiciones de funcionar como es debido [NIC
16.16(b)], y deben contabilizarse a su coste de
adquisición, sujetas a amortización hasta el valor
residual estimado.
Sin embargo, las existencias que una entidad
posee pero almacena en PPE propiedad de un
tercero continúan clasificándose como existencias, por ejemplo, todo el gas en una instalación
de almacenamiento alquilado. No representa un
componente de la PPE del tercero ni un componente de la PPE propiedad de la entidad. Tales
existencias deben por tanto medirse según el
método FIFO o del coste medio ponderado (véase
el comentario Petróleo y Gas).
Solución
Las tarifas de conexión cargadas a los clientes
pueden contabilizarse directamente como
ingresos cuando constituyen un servicio
independiente de acceso a la red de suministro
eléctrico. La separabilidad se ve respaldada
porque la tarifa solamente ha de ser abonada
una vez y la conexión puede utilizarse para
obtener electricidad de terceros proveedores sin
abonar otra tarifa de conexión.
Destacados en Tiempo Real
3.5 Venta minorista
3.5.1 Tarifas de conexión
Una compañía de suministro de electricidad
regional que posee y opera una red de electricidad compra habitualmente electricidad al por
mayor y la revende a sus clientes. Un nuevo
cliente que se conecte a la red eléctrica puede
pagar uno o más o varios tipos de tarifas, por
ejemplo:
a) una única tarifa de conexión inicial;
b) una cuota mensual en concepto de “distribución de electricidad”; y
c) el precio de la electricidad consumida abonado
al proveedor, que puede ser un tercero.
Fortum Corporation
Tarifas de conexión
“Las tarifas abonadas por un cliente al ser conectado a la red
eléctrica, de calefacción o refrigeración se contabilizan como
ingresos en la medida en que la tarifa no cubre compromisos
futuros. Si la tarifa de conexión está vinculada al acuerdo
contractual con el cliente, los ingresos se contabilizan a lo largo
del periodo del contrato con el cliente. Las tarifas abonadas por
clientes por conexión a la red eléctrica antes de 2003 son
reembolsables en Finlandia si el cliente diera de baja la
conexión inicial. Estas tarifas de conexión no se contabilizan en
la cuenta de resultados, sino que se incluyen en otros pasivos
en el balance de situación.”
Informe anual 2005, Fortum Corporation, p.19
El sector de utilities
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Asimilación de
las NIIF en la
organización
En la carrera por entregar el primer año de divulgación conforme a las
NIIF, muchas compañías se han inclinado por utilizar equipos de
proyecto centrales, que operen independientemente para producir la
nueva información financiera a tiempo. Ahora necesitan arreglárselas
sin un equipo de proyecto especial y convertir las NIIF (así como
otros nuevos requisitos normativos) en parte de sus operaciones
cotidianas. El desafío es pasar de las urgencias de la cuenta atrás en
el primer año a una asimilación satisfactoria de las prácticas y procesos NIIF, con el objetivo de alcanzar una divulgación cotidiana en
tiempo real.
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4.1 De la cuenta atrás al tiempo real
De la táctica a la sostenibilidad, y de la sostenibilidad a la flexibilidad
4.2 Minimización del riesgo operativo
4.2.1 Cómo asimilar una divulgación sostenible
4.2.2 Procesos
4.2.3 Datos, sistemas y tecnología
4.2.4 Controles
4.2.5 Aptitudes del personal
4.2.6 Estructura organizativa
4.2.7 Planificación de estrategias y divulgación
4.3 Gestión de impuestos diferidos
4.3.1 Impuestos diferidos
4.3.2 Conciliación de tipos impositivos
4.3.3 Contingencias fiscales
Asimilación de las NIIF
en la organización
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Tiempo Real: Asimilación de las NIIF en la organización
4.1 De la cuenta atrás al tiempo real
Sin el desarrollo de sistemas y procesos que se ajusten a las NIIF, y el trasvase de conocimientos al personal en la empresa, las compañías pueden constatar que, dada la proximidad de la
entrega de las siguientes cuentas anuales, la preparación de información fiable y puntual resulta
difícil, costosa y requiere mucho tiempo. Sin una asimilación de los cambios necesarios, es
posible que las compañías observen que sus procesos de divulgación son inadecuados y que
tienen que equilibrar el coste y la eficiencia con un riesgo incrementado de deficiencias en el
control y errores materiales inaceptable.
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Asimilar consiste en cambiar los planteamientos tácticos, diseñados para cumplir las fechas
límite de información conforme a las NIIF, en procedimientos más sostenibles, eficientes y efectivos. Se trata de poder aplicar las NIIF en el día a día cotidiano.
De la táctica a la sostenibilidad y de la sostenibilidad a la flexibilidad
La asimilación de un vistazo
Asimilación de la capacidad de cambio
Asimilación
Táctica
Preparación de informes externos por parte
de, por ejemplo, un equipo de proyecto
operativamente independiente formado por
contratistas/consultores a un coste elevado,
preparados al margen de los sistemas de
divulgación normales y empleando datos no
ordinarios con un trasvase de conocimientos
limitado a otros miembros del personal.
Hágalo
Sostenibilidad
Tras un periodo, el proceso de divulgación
externa se reproduce de forma fiable, eficiente
y sólida. No se emplean recursos a corto plazo,
ni procesos temporales y soluciones de
sistemas. Las nuevas normas de divulgación
son parte de las operaciones de
funcionamiento cotidiano.
Repítalo
Flexibilidad
La estructura organizativa, sistemas,
capacidades de datos y personal necesarios
están en funcionamiento con vistas a que los
cambios futuros puedan ser incorporados a las
actividades de la función financiera
sin excesivo estrés.
Cámbielo
La divulgación financiera conforme a las NIIF necesita respaldar el modo en que las compañías
examinan y reflexionan sobre sus operaciones; no se trata simplemente de un problema exclusivo de la función financiera. Si su organización todavía no está familiarizada con las NIIF, a la
dirección podría resultarle sumamente difícil satisfacer las expectativas de sus interaccionistas
internos y externos.
Las compañías que están experimentando el mayor beneficio del cambio a las NIIF son las que
se plantean el cambio como una oportunidad de posicionar a su entidad hacia logros futuros,
en lugar de considerarlo simplemente como un ejercicio de cumplimiento de requisitos de divulgación NIIF, impuesto desde el exterior. Emplean el cambio como catalizador para una mejor
gestión diaria de sus compañías. Asimismo, incorporan mayor eficacia a la función financiera.
La dirección necesita establecer disciplinas y procedimientos que puedan repetirse, periodo
tras periodo, de forma eficaz y firme, sin depender de recursos, procesos y sistemas que sólo
pueden garantizarse a corto y medio plazo.
La asimilación de las NIIF en su compañía supone adoptar una perspectiva más amplia para
dar respuesta a las demandas del entorno de negocios actual y asimismo estar preparado para
el del mañana. Se trata de desarrollar las soluciones tácticas, diseñadas para cumplir las fechas
límite inmediatas de reporting conforme a las NIIF, con el fin de crear procedimientos más
sostenibles y eficientes que permitan una gestión efectiva del negocio en un entorno cambiante.
La asimilación significa adquirir la capacidad para cambiar, ser flexible en el planteamiento. Su
compañía debe disponer de la estructura organizativa, capacidades de datos y personal necesarios en funcionamiento con vistas a lograrlo y asegurarse de que los cambios futuros pueden
incorporarse a las actividades de la función financiera sin demasiado estrés.
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4.2 Minimización del riesgo operativo
Algunas organizaciones han pagado un precio muy alto para ajustarse a las fechas límite de
cumplimiento de las NIIF. Es posible que la solidez general de su entorno de control, así como
los procesos y sistemas subyacentes, se haya deteriorado a raíz de cambios que tuvieron que
aplicarse con rapidez. Además, es posible que el personal no haya obtenido la experiencia y
entendimiento de las NIIF adecuado, y que esto haya contribuido a una disminución de la eficiencia.
Para algunos, la intervención manual y las hojas de cálculo son parte de la solución, un sistema
que puede incrementar el riesgo de error y las ineficiencias así como dificultar el control efectivo. También puede crearse un riesgo operativo de potencial relevancia durante la transición a
las NIIF si la contabilidad de gestión interna no está alineada con los nuevos requisitos de divulgación externa.
Las NIIF constituyen un cambio fundamental para el régimen contable, y sus repercusiones
claramente se extienden más allá del ámbito del director financiero, el controller o el
responsable de contabilidad. En consecuencia, en toda la organización son necesarias
aptitudes y un entendimiento de las implicaciones de las NIIF.
4.2.1 Cómo asimilar una divulgación sostenible
La asimilación de las NIIF en su organización exige un examen minucioso de seis facilitadores
clave:
1. Procesos
2. Tecnología / sistemas de datos
3. Controles
4. Aptitudes del personal
5. Estructura organizativa
6. Planificación de estrategias y divulgación
Todos estos facilitadores no tienen que ser abordados al mismo tiempo. La atención debe
prestarse a los productos entregables y las prioridades más inmediatas –aprovechando cada
oportunidad en aras de una mayor eficacia, eficiencia y control– al tiempo que se desarrolla la
capacidad para resolver futuros incidentes.
4.2.2 Procesos
¿Cómo tiene previsto racionalizar sus procesos e introducir eficiencias que le ayuden a “cerrar
los libros” con mayor rapidez y habilidad?
Los procesos efectivos garantizan que la divulgación es puntual y precisa, con un mínimo de
intervención humana. La dirección debe centrarse en las actividades cotidianas necesarias para
generar los informes financieros requeridos. Los procesos comprenden la entrada de datos,
transferencia, producción y revisión de datos.
4.2.3 Datos, sistemas y tecnología
¿Cómo puede obtener la mayor rentabilidad de su inversión en tecnologías de información?
¿Pueden sus datos, sistemas y tecnologías hacer frente a los requisitos de hoy en día y futuros?
El tipo y cantidad de datos necesarios para el cumplimiento de las NIIF puede diferir
considerablemente de los PCGA nacionales. No es extraño ver cómo el número de puntos de
entrada de datos se multiplica por tres. Es posible que algunos datos estén disponibles, pero
no con el formato adecuado. Puede que la dirección necesite reforzar los controles para
obtener datos más precisos y puntuales.
Las disciplinas de divulgación necesitan poder hacer frente a un incremento de la recopilación y
divulgación de datos. Las tecnologías tales como el XBRL pueden resultar útiles a la hora de
eliminar dificultades en la comunicación y duplicados entre sistemas. Los equipos de hardware,
software y aplicaciones pertinentes necesitan evaluarse. Deben disponer de la funcionalidad,
capacidad y escalabilidad suficientes para respaldar la función financiera. El modelo de datos
sobre el que se consolidan los sistemas debe minimizar las revisiones y las conciliaciones.
Asimilación de las NIIF
en la organización
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Tiempo Real: Asimilación de las NIIF en la organización
Muchas compañías necesitan actualizar o reemplazar sus sistemas de recopilación de datos y
divulgación. Los cambios que deben aplicar variarán según las circunstancias individuales. Por
ejemplo, en las organizaciones con amplias operaciones de cobertura u operaciones que
abarcan un gran número de jurisdicciones, la carga de trabajo será probablmente considerable.
El volumen de trabajo necesario para que las NIIF impregnen profundamente la organización
dependerá del estado y complejidad de los sistemas de divulgación existentes. Los sistemas
fragmentados –aquellos con un subsistema distinto para cada parte del negocio, aplicaciones
antiguas heredadas de adquisiciones recientes, o sistemas manuales que todavía funcionen en
filiales– suponen desafíos particulares.
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La asimilación de las NIIF también significa conciliar los sistemas internos de información a
dirección con la divulgación externa. Las cifras preparadas según las NIIF difieren de las
preparadas con arreglo a los PCGA nacionales. El personal necesitará elaborar presupuestos y
previsiones que tengan sentido en el entorno de las NIIF y permitan a la dirección actuar con un
total entendimiento de la repercusión de sus decisiones sobre el negocio e, independientemente, sobre los resultados publicados.
4.2.4 Controles
¿Cómo puede usted tener la seguridad de que sus controles son adecuados y coherentes en
toda la compañía?
Los controles son los mecanismos internos, incluido el gobierno corporativo, que aportan
seguridad sobre el trabajo procedente de la función financiera. Este trabajo debe ser comprensible, auditable y de gran calidad. También debe disponerse de pruebas periódicas de que los
mecanismos internos funcionan eficazmente. Deben revisarse los controles y procedimientos
con el fin garantizar que son adecuados y relevantes para las NIIF. Cuando proceda, se implantarán las políticas y procedimientos revisados. Este proceso debería disponer del respaldo visible de la dirección para que resulte efectivo. Deberán actualizarse los manuales contables
empleados en toda la organización para contribuir a un entendimiento e implantación adecuados de las NIIF.
4.2.5 Aptitudes del personal
¿Qué seguridad tiene de que está equipando a su personal con las aptitudes y planteamientos
necesarios para que las NIIF funcionen en su negocio?
El personal deberá estar motivado para adoptar las NIIF, en lugar de sentirse excluido. Este
objetivo debe desarrollarse en estructuras de formación, desarrollo y recompensa. La obtención
de recursos adecuados para estas iniciativas será fundamental para tener éxito en esta empresa. Muchas compañías están ya proporcionando formación y actualizaciones periódicas a su
personal, pero sólo unas pocas han asimilado las NIIF de manera que forme parte del lenguaje
empresarial. Por ejemplo, las NIIF necesitan emplearse cuando y donde se lleven a cabo los
negocios. No debería tratarse únicamente del dominio de una función de contabilidad central
remota.
El conjunto de la dirección, no sólo los encargados de la función de finanzas, debe ser
consciente de los requisitos e implicaciones de las NIIF relevantes para sus funciones. Pocas
compañías tendrán la suficiente experiencia interna si no implantan un programa de desarrollo
de aptitudes. Comprar las aptitudes y conocimientos necesarios no es una opción realista: no
sólo son los recursos adecuados escasos, sino que este planteamiento puede no abordar la
necesidad a largo plazo de asimilar las NIIF. El empleo de consultores externos debe
complementarse mediante recursos internos para posibilitar que se produzca un trasvase
genuino de conocimientos. De este modo, se permite a los consultores que se centren en las
áreas que puedan añadir más valor una vez finalizada la implantación inicial.
La participación de personal interno en el desarrollo de sistemas nuevos, y su formación una
vez implantados los cambios, contribuirá a la asimilación de las NIIF. Esta labor va más allá de
la preparación de los estados financieros externos. Los empleados que trabajan en los sistemas
de información a dirección, tesorería corporativa e impuestos, por ejemplo, también deben
saber cómo aplicar las NIIF a los efectos de reporting externo. Asimismo, aprenderán los
nuevos procesos y sistemas necesarios para respaldar los distintos regímenes contables.
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¿Cómo puede aumentar al máximo la aportación de la función financiera? ¿Cómo puede garantizar
que las NIIF le ayudan a mantenerse al día en relación con sus obligaciones normativas, por ejemplo
los requisitos de gobierno nacionales?
La estructura de la función financiera debería permitir a los equipos financieros cualificados centrarse
en añadir más valor a la empresa, por ejemplo, respaldando las decisiones de la dirección en lugar de
simplemente cerrar los libros contables. Las transacciones frecuentes pueden estandarizarse, simplificarse o automatizarse en la medida posible, o incluso subcontratarse.
Asimilación de las NIIF
en la organización
4.2.6 Estructura organizativa
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4.2.7 Planificación de estrategias y divulgación
¿Cómo puede contribuir a lograr que el cumplimiento continuado de las NIIF forme parte del éxito
futuro de la compañía?
Será necesario revisar los procesos de información a la dirección, la preparación de proyecciones y
presupuestos para que sean coherentes con las NIIF. La planificación estratégica, la planificación de
recursos, la planificación operativa y el seguimiento deben permitir a la función financiera optimizar
las actividades presentes y futuras. Esto incluye tomar decisiones puntuales y proactivas sobre cómo
influir y hacer frente a cambios futuros. En la práctica, esto significa prestar una mayor atención al
plan estratégico de financiación y no sólo al proceso de presupuesto anual. La planificación,
elaboración de presupuestos y de informes de previsión, además deben modelar la repercusión sobre
el resultado financiero de la compañía divulgado externamente. Estos informes internos deben
conciliarse con distintos requisitos de divulgación externos.
La Revisión de Asimilación de PricewaterhouseCoopers
PricewaterhouseCoopers ha desarrollado una Revisión de Asimilación diseñada para ayudar a la dirección a
evaluar en qué medida los nuevos requisitos de divulgación NIIF han calado en su organización. También
permite estudiar cómo puede lograrse una divulgación conforme a las NIIF más sostenible de corto a medio
plazo.
¿Cuáles son las principales ventajas de la Revisión de Asimilación?
Proporciona una evaluación puntual, de alto nivel sobre el estado actual de la divulgación conforme a las
NIIF en una organización:
• Permitiéndole hacer balance mediante una evaluación de alto nivel de la evolución de la asimilación de las
NIIF;
• Identificando áreas que requieren atención tanto a corto plazo (por ejemplo, para abordar las divulgaciones
al cierre) como a medio plazo, para hacer avanzar al grupo hacia una divulgación más sostenible;
• Ayudándole a priorizar estas actividades y a lograr mejoras reales en un periodo de tiempo razonable.
¿Cómo funciona la Revisión de Asimilación?
La revisión se efectúa mediante una serie de entrevistas estructuradas, en las que participan miembros clave
de los equipos de finanzas y operaciones, tanto en la oficina central como en las unidades de negocios.
Normalmente están incluidos:
• director financiero;
• controller;
• personal financiero en unidades de negocios clave;
• personal financiero o de operaciones clave del que se considera que posee una visión interna particular
del proceso de divulgación conforme a las NIIF.
Comunicación de conclusiones y recomendaciones
Tras el proceso de entrevistas, el equipo de PricewaterhouseCoopers le facilitará las reacciones y análisis
posterior mediante un taller de trabajo y un informe escrito.
Nuestro plan sería:
• proporcionar retroalimentación y análisis posterior de nuestras conclusiones, observaciones y recomendaciones;
• compartir las visiones internas y distintas perspectivas de los partícipes en la entrevista;
• ayudar a establecer la prioridad de las áreas destacadas que deban desarrollarse;
• proporcionar la base de la comunicación de retroalimentación paras las unidades de negocios.
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Tiempo Real: Asimilación de las NIIF en la organización
4.3 Gestión de impuestos diferidos
La Gestión de Impuestos Diferidos es una de las tareas más desafiantes en el curso de la conversión a las NIIF. No solamente suponen grandes exigencias para las compañías los aspectos
técnicos, sino que la conversión organizativa común a todo el grupo también puede ser
enormemente exigente. Los procesos para la preparación de los estados financieros deben
incluir conocimientos y experiencia considerables en el ámbito fiscal. A continuación se presentan tres aspectos clave de la Gestión de Impuestos Diferidos:
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4.3.1 Impuestos diferidos
Pruebas empíricas de los Estados Unidos. indican que entre los tipos de error que han dado
lugar a modificaciones en estados financieros publicados (US GAAP), las declaraciones
erróneas relativas a impuestos diferidos constituyen un grupo considerable. En las conversiones
a las NIIF, también la contabilización de impuestos diferidos plantea gran diversidad de dificultades técnicas, algunas de las cuales son propias de las compañías energéticas. Continúa siendo polémico si los pasivos por desmantelamiento, que generalmente representan un incremento
en el valor inicial de los activos en el balance de situación NIIF con respecto a los PCGA
locales, deben considerarse supuestas diferencias iniciales.
Otros temas de impuestos diferidos importantes en el sector energético son los negocios conjuntos (joint ventures), por ejemplo, para la construcción de centrales eléctricas, y la subvención
pública de las inversiones en varios países mediante deducciones fiscales, y reducciones en
tipos impositivos. También surgen problemas en la conversión de las cuentas preparadas conforme a los PCGA locales en lo que respecta a impuestos diferidos. Asimismo, con arreglo a
datos de encuestas, algunas compañías no cumplen estrictamente en su reporting trimestral la
NIC 34.30(c), que requiere que el cálculo fiscal se realice sobre la base del tipo fiscal efectivo
previsto para todo el ejercicio.
Relativamente pocas compañías han cumplido enteramente los requisitos de divulgación
establecidos en la NIC 12.74(b) de presentar los impuestos diferidos por separado en función
de los tipos de impuesto. Estos ejemplos muestran que la práctica contable todavía no está
completamente armonizada con las normativas contables.
Además, la organización de la estrategia de planificación fiscal de una compañía cada vez
adquiere mayor relevancia. En el curso de la conversión a las NIIF, muchas compañías optan
por modificar su forma de planificar. La planificación de beneficios se basa principalmente en
unidades empresariales más grandes, como segmentos o divisiones, pero la tributación está
vinculada a la unidad empresarial legal. El reto de los departamentos fiscales es encontrar un
proceso adecuado para el reparto de resultados a las unidades fiscales.
El uso intensificado de soluciones de tecnologías de la información muy desarrolladas puede
simplificar la generación y uso de los datos necesarios, y ayudar a reforzar los controles internos.
Aparte de estos numerosos desafíos en el camino a las NIIF respecto de los impuestos diferidos, también surgen oportunidades para mejorar los ciclos de procesos en este área. Las
empresas deben aprovecharlas con el objetivo de lograr una reducción de costes y mayor
seguridad y calidad de datos a largo plazo.
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Para los departamentos fiscales de las compañías, inversores y analistas financieros por igual,
prima un interés continuado por presentar y divulgar el “tipo impositivo del grupo”. Los estados
financieros preparados conforme a las NIIF requieren divulgaciones detalladas y amplias en las
notas, que en general serán más sustanciales de lo que eran según exigía el derecho mercantil
local, y deben incluir una conciliación de tipos fiscales. Las líneas de presentación de la
conciliación no son uniformes internacionalmente. Sin embargo, en la práctica, parece que se
han desarrollado algunas directrices “estándar”.
Si la compañía cumple los requisitos de divulgación apropiadamente, el rendimiento de un
departamento fiscal corporativo puede medirse en función del tipo impositivo resultante del
grupo.
La conciliación de tipos fiscales también puede emplearse para el control fiscal. Podría
reducirse la falta de transparencia en la toma de decisiones por parte de los departamentos fiscales. El tipo impositivo del grupo podría ser no solamente un elemento de divulgación de
moda, sino un baremo para medir la optimización de la política de impuestos llevada a cabo
por la compañía. La presión de los analistas financieros exige que las compañías presten atención a por qué el tipo impositivo de su grupo no es inferior. PricewaterhouseCoopers puede
asesorar a empresas sobre la mejora de su divulgación fiscal con el fin analizar y reducir potencialmente el tipo impositivo registrado del grupo.
4.3.3 Contingencias fiscales
En el contexto internacional, las provisiones dotadas para situaciones fiscales inciertas se
denominan “posiciones fiscales inciertas”, “colchones fiscales” o “reservas para contingencias
fiscales”. Puede que los PCGA locales no hayan exigido mucho respecto de la divulgación de
estos conceptos. Estos conceptos, por norma general muy delicados, deben abordarse debidamente en la preparación de estados financieros conforme a las NIIF, incluida una divulgación
adecuada en las notas. La dificultad aumenta cuando se trata de un grupo de grandes dimensiones, con estructura fiscal compleja y actividades en muchos países distintos. Los
antecedentes de la deuda tributaria de periodos anteriores pueden ser muy enrevesados y
requerir de un conocimiento considerable y sumamente especializado, dado que los riesgos fiscales subyacentes pueden abarcar la totalidad de la legislación tributaria.
Recientemente, en el ámbito internacional se ha focalizado en la contabilización de “colchones
fiscales” y los requisitos de las compañías a la hora de cumplir sus obligaciones fiscales no se
simplificarán.
La contabilización y divulgación de impuestos constituye un desafío continuado y dinámico
para las compañías y los asesores por igual. Cada vez más se solicita a los departamentos fiscales que encuentren soluciones inteligentes a conjuntos de normativas de mayor complejidad.
Con nuestra experiencia y conocimientos, ayudamos a esos departamentos a encontrar soluciones inteligentes y lo más ventajosas posibles para la compañía.
Asimilación de las NIIF
en la organización
4.3.2 Conciliación de tipos impositivos
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5 De cara al futuro
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ahead
Con sólo un vistazo al apretado
programa del
IASB se puede constatar
que la plataforma estable de requisitos de divulgación de 2005/6 no
permanecerá estable por mucho tiempo. El IASB está estudiando el
modo de resolver algunas de las cuestiones importantes que no
pudieron eliminarse y formar parte de la plataforma.
NIIF 7, Instrumentos Financieros: Información a revelar, por ejemplo, se
encuentra al frente de la nueva ola de reformas. La nueva norma está
diseñada para aumentar los elementos básicos de la NIC 30, la NIC 32
y la NIIF 4. Exige una mayor pormenorización de los riesgos y de los
procedimientos en funcionamiento para mitigarlos. En la práctica, es
probable que se realice un mayor hincapié en la asimilación de las NIIF,
exigiendo que las divulgaciones se basen en la información facilitada
internamente al personal de dirección clave de la entidad.
Es probable que este cambio constante, junto con crecientes expectativas de otros grupos sociales, ejerza si cabe, mayor presión en las
capacidades de divulgación, ya estiradas al máximo por la introducción inicial de las NIIF. En consecuencia, la flexibilidad necesita ser
otro objetivo de implantación de las NIIF. Además de las exigencias de
los actuales requisitos de las NIIF, emergen otros retos en forma de
marcos de cumplimiento y regulatorios cada vez más complejos y de
las expectativas de otros grupos sociales.
El ambicioso programa del IASB se debe a que muchas de las normas
existentes incluyen correcciones a corto plazo surgidas del proyecto
de mejora de las NIIF. Ya existe un programa de trabajo de cambios
adicionales. Se espera que el ritmo de cambio será más rápido de lo
que ha sido históricamente en el caso de muchos PCGA nacionales.
Las compañías deben ser flexibles para tomar parte en el diálogo de
fijación de normas con el fin de acomodar los cambios futuros.
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Contactos globales
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Global Utilities Leader
Teléfono: +49 201 438 1517
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Alemania
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Teléfono: +351 213 599 296
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David Thomas
Teléfono: +49 89 5790 5318
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Rusia y antigua Unión Soviética
John Gross
Teléfono: +7 095 967 6260
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Mark King
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Teléfono: +44 20 7804 6878
Email: mark.king@uk.pwc.com
Michael Dreckhoff
Teléfono: +49 201 438 2258
Email: Michael.dreckhoff@de.pwc.com
Norbert Schwieters
Utilities IFRS
Teléfono: +49 201 438 1524
Email: norbert.schwieters@de.pwc.com
Grecia
Dinos Michalatos
Teléfono: +30 1 6874 730
Email: dinos.michalatos@gr.pwc.com
Contactos territoriales
Irlanda
Carmel O’Connor
Teléfono: +353 1 6626417
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Europa
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Email: gerhard.prachner@at.pwc.com
Bélgica
Ronald Tiebout
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Europa Central y Oriental
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Teléfono: +36 1 461 9644
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República Checa
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Petr Sobotnik
Teléfono: +420 2 5115 2016
Email: petr.sobotnik@cz.pwc.com
Dinamarca
Per Timmermann
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Finlandia
Mika Alava
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Juha Tuomala
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Francia
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Italia
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Malta
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Holanda
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(Landwell-PwC), consultoría de negocio, asesoramiento en transacciones
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PricewaterhouseCoopers International Limited, cada una de las cuales es
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es líder en servicios profesionales en la comunidad internacional de energía,
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especialistas plenamente dedicados
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