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Haciendo llegar las Normas Internacionales deInformación Financiera (NIIF) a los Sectores delPetróleo y Gas y Utilities

Tiempo Real*

*connectedthinking

INFORME TIEMPO REAL OK 27/6/06 10:49 Página 1

1 Introducción 1

2 El sector del petróleo y gas 4

2.1 Exploración y producción2.1.1 Exploración: “Successful Efforts” versus “Coste Completo”

Reclasificación al término de la fase de exploración y evaluaciónMedida de los activos de producción

2.1.2 Acuerdos de trabajo conjuntoNegocios conjuntos (Joint Ventures)Activos controlados conjuntamenteEntidades controladas conjuntamente¿Qué indicadores señalan la existencia de una entidad sujeta a las NIIF?Entidades controladas conjuntamente: información a revelarInversiones 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 fiscalidadImpuestos 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 tributaciónIngresos y costes de los PSAs y concesionesImpuestos en los PSAs

2.1.7 Activos por componentes2.1.8 Obligaciones por retirada de activos

Revisiones de las provisiones para desmantelamiento Impuestos diferidos sobre obligaciones de desmantelamiento

2.2 Transporte y refino2.2.1 Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón

(almacenamiento subterráneo)2.2.2 Activos por componentes

2.3 Venta minorista y distribución2.3.1 Deterioro y unidades generadoras de efectivo

Índice de materias


3 El sector de utilities 20

3.1 Fuentes de combustible3.1.1 Fuentes de combustible y contratos de suministro (NIC 39)

Valoraciones Contabilidad de coberturas

3.2 Generación3.2.1 Enfoque por componentes 3.2.2 Deterioro

Unidades generadoras de efectivo3.2.3 Acuerdos que contienen arrendamientos3.2.4 Desmantelamiento

3.3 Trading3.3.1 Contratos a su valor razonable y para “uso propio” (NIC 39)

3.4 Transmisión y distribución3.4.1 Activos regulados3.4.2 Contabilización de redes 3.4.3 Gas colchón e inventario

3.5 Venta minorista 3.5.1 Tarifas de conexión

4 Asimilación de las NIIF en la organización 34

4.1 De la cuenta atrás al tiempo real4.2 Minimización del riesgo operativo

4.2.1 Cómo asimilar una divulgación sostenible4.2.2 Procesos4.2.3 Datos, sistemas y tecnología 4.2.4 Controles4.2.5 Aptitudes del personal 4.2.6 Estructura organizativa 4.2.7 Planificación de estrategias y divulgación

4.3 Gestión de impuestos diferidos4.3.1 Impuestos diferidos 4.3.2 Conciliación de tipos impositivos 4.3.3 Contingencias fiscales

5 De cara al futuro 41

6 Contactos 42


1

Las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) sonahora muy reales para las empresas del mundo entero. En unmomento en que muchas compañías se encuentran al final de suprimer periodo completo de divulgación conforme a las NIIF, publi-camos Tiempo Real, un estudio que examina la realidad de la divul-gación en virtud de las nuevas normas para las compañías de lossectores del petróleo y gas y utilities.

Ambos sectores se caracterizan por la necesidad de grandes inver-siones iniciales, a menudo con gran incertidumbre sobre los resulta-dos en el horizonte a largo plazo. Los desafíos geopolíticos,medioambientales, energéticos, de oferta de recursos naturales y losretos en la negociación, junto con las complejas y complicadas rela-ciones con los agentes implicados en el negocio, han supuesto, enla transición hacia las NIIF, la necesidad de tomar decisiones com-plejas sobre cómo implantar las nuevas normas.

Tiempo Real examina la cadena de valor de cada sector y comentade forma detallada el modo en que se están poniendo en prácticalas nuevas normas. Identificamos áreas en las que las compañíasdeben tomar decisiones importantes al aplicar las normas, en con-creto respecto de los derivados y los instrumentos financieros, eldeterioro y la recuperabilidad de los costes. Junto a esto, observa-mos cómo las novedades acontecidas en el entorno más amplio,tales como el comercio de derechos de emisión y la volatilidad enlos precios energéticos, están acentuando el desafío de divulgaciónal que se enfrentan las compañías.

1 Introducción


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Intr

oduc

ción

Uno de los desafíos de trabajar con normas “basadas en principios”es que, sin un “reglamento” detallado, la dirección necesita dedicarmás tiempo a explicar las decisiones que ha tomando a la hora deaplicar los principios. Hemos visto a empresas lidiar con problemassurgidos al cierre del ejercicio –como presentar y describir la volatili-dad derivada de la NIC 39, o la dificultad de calcular los impuestosdiferidos– recopilar información para los requisitos de divulgación yaun así preparar estados financieros ¡de menos de 100 páginas!

Tiempo Real aporta percepciones internas sobre cómo las com-pañías están respondiendo a estos desafíos e incluye ejemplos depolíticas contables y otras divulgaciones contenidas en estadosfinancieros publicados. A medida que las compañías avancen, eldesafío será arraigar las NIIF en la práctica cotidiana de la compañíaen “tiempo real”. Muchas compañías siguen funcionando con el chipde “proyecto especial” y todavía continúan pendientes de llevar acabo la transición satisfactoria de integrar las normas en las activi-dades cotidianas. Por el contrario, otras no sólo han logrado esto ensus informes financieros externos sino que también han alineadosatisfactoriamente su gestión interna y divulgación de resultados conlas NIIF.

Francisco Martínez

Socio Global de Energía


2El sector del

petróleo y gas


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)


2.3 Venta minorista y distribución

2.3.1 Deterioro y unidades generadoras de efectivo

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Exploracióny producción

Transportey refino

Venta minoristay distribución

• Exploración: ì Successful Efforts” versus “Coste Completo” /NIIF 6 (Exploración y Evaluación) • Acuerdos de trabajo conjunto

• 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

• Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón (almacenamiento subterráneo)

• Componentización de activos

• Deterioro, unidades generadoras de efectivo

La cadena de valordel petróleo y gas

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Tiempo Real: El sector del petróleo y gas

El impacto de las NIIF se siente a lo largo de toda la cadena de valordel petróleo y gas; sin embargo, muchos de los dilemas y decisionesclave son mayores en las fases de exploración y producción. Porejemplo, al principio de la cadena de valor se permite que continúe lacontabilización según el modelo de coste completo en virtud de laNIIF 6, pero sólo en las fases de exploración y evaluación. En la otrapunta del sector, las NIIF están modificando los límites de lasunidades generadoras de efectivo (UGEs) hasta incluso la estación deservicio o el grupo más pequeño de activos de comercio minoristaque generen flujos de caja independientes identificables. En losapartados siguientes, examinamos las decisiones clave relativas a lasNIIF que las compañías deben tomar a lo largo de la cadena de valordel petróleo y gas.


Destacados en Tiempo RealE

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2.1 Exploración y producción

2.1.1 Exploración

“Successful Efforts” versus“Coste Completo”

La mayoría de las principales compañíasintegradas de petróleo y gas, así como muchascompañías upstream más pequeñas, utilizan elmétodo de successful efforts. Según este métodocontable para la exploración y desarrollo, loscostes incurridos en la búsqueda, adquisición ydesarrollo de reservas se capitalizan para cadayacimiento dependiendo de la naturaleza de lasoperaciones. Cuando se descubre una reservamineral comercialmente viable (o probada), loscostes capitalizados pueden imputarse al des-cubrimiento. En caso de que no se produjera eldescubrimiento, la inversión se lleva a resultados.

Sin embargo, algunas compañías de upstreamhan empleado históricamente el modelo de costecompleto. Según este modelo, se capitalizantodos los costes incurridos en la búsqueda,adquisición y desarrollo de las reservas en ungran centro de costes geográfico, en lugar depara cada yacimiento individual. Los centros decostes se agrupan habitualmente en función decada país si bien, a veces, cuando los yacimien-tos presentan características geológicas oeconómicas similares o vinculadas, pueden agru-parse algunos países.

BG Group plc

Inversión en exploración “BG Group emplea el método contable de “successful efforts” para lainversión en exploración. La inversión en actividades de exploración,incluidos los costes de adquisición de licencias, se capitaliza comoactivo inmaterial en el momento en el que se incurren y ciertosgastos, como los costes de exploración geológica y geofísica, sellevan a resultados. Se efectúa, al menos anualmente, una revisión decada una de las licencias o yacimientos para determinar si se handescubierto reservas probadas. Cuando se determina la existencia dereservas probadas, los desembolsos pertinentes, incluidos los costesde adquisición de licencias, se transfieren a propiedad, planta yequipo, y se amortizan para cada unidad de producción. Losdesembolsos considerados infructuosos se transfieren a la cuenta depérdidas y ganancias. Se evalúa el deterioro de la inversión enexploración cuando los hechos y circunstancias apuntan a que suvalor contable es superior al valor recuperable. A los efectos de larevisión del deterioro, los activos de exploración y producciónpueden englobarse en unidades las generadoras de efectivoadecuadas según la localización geográfica, la utilización deinstalaciones comunes y los acuerdos de comercialización.”

BP plc

Inversión en exploración “Los costes de exploración geológica y geofísica se cargan a pérdidasy ganancias según se incurren. Los costes directamente asociados aun pozo de exploración se capitalizan como activo inmaterial hasta quefinaliza la perforación del pozo y se evalúan los resultados. Entre estoscostes figuran la retribución a los empleados, los materiales y com-bustibles empleados, los costes de plataformas, cuotas de demora ypagos a contratistas. En el caso de no encontrar hidrocarburos, lainversión en exploración se da de baja contra resultados/se regularizacon cargo a resultados como pozo seco. De encontrarlos, supeditado avaloraciones adicionales como la perforación de pozos adicionales(pozos estratigráficos de exploración o de tipo exploratorio), y se con-sidera probable la capacidad de desarrollo comercial, los costesseguirán contabilizándose como activos. Todos esos costes contabi-lizados estarán sujetos a revisiones técnicas, comerciales y de gestiónal menos una vez al año para confirmar la intención continuada dedesarrollar o alternativamente extraer valor del descubrimiento. Cuandoya no sea el caso, se dan de baja los costes. Una vez determinada laexistencia de reservas probadas de petróleo y gas natural y aprobadoel desarrollo, la inversión pertinente se transfiere a propiedad, planta yequipo.”

El debate continúa en el sector sobre los méritosconceptuales de ambos métodos. La NIIF 6 se haemitido con vistas a proporcionar una soluciónprovisional que permite a las entidades seguir apli-cando su política contable con respecto a la explo-ración y evaluación de recursos minerales, hastaque se desarrolle una solución más completa.Aporta una solución provisional para los costes deexploración y evaluación, pero no para los costesincurridos una vez terminada esta fase. En conse-cuencia, es difícil que la contabilización según elmodelo de coste completo tal como se ha aplica-do en el pasado pueda mantenerse más allá de lafase de exploración y evaluación (E&E).

Los cambios practicados en la política contable deuna entidad para los activos de E&E solo puedenpracticarse si se traducen en una política contablemás cercana a los principios del marco de las NIIF.Con vistas a cumplir la NIIF 6, el cambio tiene quedar lugar a una política nueva que sea más rele-vante y no menos fiable, o más fiable y no menosrelevante, que la política anterior. Esta restricciónsobre los cambios a la política contable englobalos cambios implantados por la adopción de laNIIF 6. Es importante resaltar que la NIIF 6 solocubre la fase de exploración y evaluación, hasta elpunto en que las reservas probadas se determinanfructuosas o infructuosas.

Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.64 Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.32


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Reclasificación al término de la fase deexploración y evaluación

Los activos de E&E para los que se han identificado reser-vas comercialmente viables se reclasifican, pasando deesta categoría a la de “activos de desarrollo”. El activo deE&E debe someterse a una revisión del deterioro en virtudde la NIIF 6 inmediatamente antes de su reclasificación.Una vez el activo de E&E ha sido depurado de la categoríade E&E, queda sujeto al requisito normal de la NIIF derevisión del deterioro en el nivel de la unidad generadorade efectivo (UGE), dado que la deducción que por la NIIF6 proporciona en esta área solo está disponible hasta laevaluación.

La contabilización posterior a la evaluación de un activoE&E para el cual no han sido identificadas reservas comer-cialmente viables está sujeta a interpretación. ¿Debería suvalor reducirse al valor razonable menos los costes deventa, o existe alguna base para seguir clasificándolo den-tro de E&E, sujeto a la revisión del deterioro común a todoel segmento estipulada en la NIIF 6 ? En nuestra opinión,no es adecuado mantener ese coste dentro de E&E. Laconsecuencia es que bajo las NIIF no puede aplicarse lacontabilización según el modelo de costes completos sinmodificaciones considerables.

Medida de los activos de producción

Los activos de producción deben amortizarse a lo largo desu producción prevista total sobre la base de unidades deproducción. El criterio de las unidades de producción es amenudo el método de amortización más adecuado porquerefleja el patrón de consumo de los beneficios económicosde las reservas. Sin embargo, la amortización según elmétodo lineal puede ser conveniente en el caso dealgunos activos. Las reservas empleadas en el cálculo delas unidades de producción pueden ser reservas probadasy probables o probadas desarrolladas, pero la políticaescogida debe aplicarse de forma sistemática.Independientemente de la definición de reservas que ladirección escoja, su aplicación deberá ser sistemática atodos los bienes de producción.


BG Group plc

Depreciación y amortización“Los activos de exploración y de producción se amortizan desde elcomienzo de la producción en los yacimientos pertinentes, empleandoel método de la unidad de producción en las reservas probadasdesarrolladas de esos yacimientos, si bien para las participacionesadquiridas e instalaciones se utilizan las reservas probadas totales.Los cambios en estas estimaciones se resuelven prospectivamente.”

Destacados en Tiempo Real

Ejemplo

La Entidad A ha estado operando en el sectorupstream del petróleo y gas durante muchos años.En el 2005 ha estado realizando la transición a lasNIIF, siendo la fecha de transición a las NIIF el 1de enero de 2004. La dirección ha decididoefectuar una adopción temprana de la NIIF 6 paraaprovechar la deducción que ofrece por lacapitalización de costes de exploración y lasrevisiones de deterioro aplicadas.

Con arreglo a sus PCGA (Principios deContabilidad Generalmente Aceptados) anteriores, la Entidad A ha seguido la política dellevar a resultados los costes geológicos ygeofísicos. Los estudios geológicos y geofísicosrealizados por la Entidad A no cumplen ladefinición de activo a título propio contenida en elMarco Conceptual; sin embargo, la dirección haobservado que la NIIF 6 permite la capitalizaciónde esos costes [NIIF 6.9(b)]. ¿Puede la direcciónde la Entidad A modificar la política contable entransición a las NIIF con vistas a capitalizar loscostes geológicos y geofísicos?

Solución

La NIIF 6 limita los cambios que se practican en lapolítica contable a aquellos que la hacen másfiable y no menos relevante, o más relevante y nomenos fiable. Una de las cualidades de larelevancia es la prudencia. La capitalización demás costes que los capitalizados en virtud de lapolítica contable anterior no es más prudente y,por tanto, no es más relevante. En consecuencia,la dirección de la Entidad A no debería adoptar elcambio propuesto a la política contable.

Royal Dutch Shell plc

Depreciación, amortización y agotamiento “La propiedad, planta y equipo relacionados con las actividades deproducción de petróleo y gas natural se amortizan para cada unidadde producción de las reservas probadas desarrolladas del yacimientoen cuestión, salvo en el caso de los activos cuya vida útil es inferior alciclo de vida del yacimiento, en cuyo caso se aplica la amortizaciónlineal. Los derechos y concesiones se agotan en función de lasunidades de producción de las reservas probadas totales del área encuestión. Las propiedades no comprobadas se amortizan según exijanlas circunstancias particulares.Los otros elementos de propiedad, planta y equipo se amortizangeneralmente según el método lineal a lo largo de su vida útilestimada, que habitualmente es de 20 años para las refinerías yplantas químicas y 15 años para las instalaciones de estaciones deservicio minorista, y los costes de inspecciones a fondo se amortizande tres a cinco años, periodo que se corresponde con el plazoestimado hasta la siguiente inspección a fondo prevista.”

Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.63 Informe anual 2005, Royal Dutch Shell plc, p.110


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Ejemplo

La Entidad D está preparando sus estadosfinancieros conforme a las NIIF. La dirección deD ha identificado que debe amortizar el valorcontable de sus propiedades de producciónpara cada unidad de producción de las reservaspreestablecidas en cada yacimiento.

Sin embargo, la dirección de D se debate entreemplear reservas probadas o reservas probadasy probables en el cálculo de las unidades deproducción. ¿Qué clase de reservas debeemplearse en el cálculo de las unidades deproducción?

Solución

La dirección de la Entidad D puede escogerentre o bien emplear reservas probadas o bienreservas probadas y probables para calcular lasunidades de producción.

La producción total utilizada en la amortizaciónde las reservas sujetas a un arrendamiento olicencia se limitará a la producción total que seprevé obtener durante la vigencia delarrendamiento / licencia. Las prórrogas de lalicencia / arrendamiento sólo se adoptan siexisten pruebas que respalden una renovaciónprobable sin costes significativos.

2.1.2 Acuerdos de trabajo conjunto

La demanda de capital y los periodos degestación largos han dado lugar en el sector a lapráctica de compartir el peso y el riesgo de explo-ración y puesta en marcha con otros agentes delsector, gobiernos o usuarios de la producción.Estos acuerdos adoptan múltiples formas, talescomo inversiones con un control inferior al controlconjunto, incluidas las participaciones indivisas;acuerdos de reparto de la producción y conce-siones; activos de común ubicación; y negociosconjuntos.

Negocios conjuntos (joint ventures)

Un negocio conjunto o joint venture se distinguepor la presencia de control conjunto: el reparto decontrol contractualmente acordado sobre unaactividad económica. El control conjunto exigeque todas las decisiones de peso sean adoptadasunánimemente por todas las partes que com-parten el control conjunto. Una mayoría de votoamplia, por ejemplo el 80%, no será necesaria-mente suficiente para imponer el control conjunto.

También debe prestarse especial atención a losnegocios conjuntos en los que uno de los sociosque comparte el control posee una participaciónmuy pequeña. Deben entenderse los motivos porlos que los otros socios están dispuestos a com-partir el control con una parte implicada de pocamagnitud. El hecho de que uno de los partícipesintervenga como operador con fines prácticos deldía a día no impide necesariamente la existenciade control conjunto.

El tipo más frecuente de negocio conjunto en elsector del petróleo y gas son los activos controla-dos conjuntamente.

BP plc

Costes de licencia y adquisición de bienes “Los costes de exploración y de adquisición de bienes en propiedadtemporal se capitalizan dentro del inmovilizado inmaterial y se amorti-zan según el método lineal a lo largo del periodo estimado de explo-ración. Cada uno de los bienes se somete a revisión anualmente paraconfirmar que la actividad de perforación está planeada y no hahabido deterioro. Si no se previeran actividades futuras, se elimina elsaldo restante de los costes de licencia y adquisición de bienes.

Una vez determinada la existencia de las reservas económicamenterecuperables (“reservas probadas” o “reservas comerciales”), cesa laamortización y los costes restantes se suman a los desembolsos deexploración y se registran para cada yacimiento como propiedadesprobadas a la espera de aprobación dentro otros activos inmateriales.Cuando el desarrollo se aprueba internamente, la inversión correspon-diente se transfiere a propiedad, planta y equipo.”

BG Group plc

Reservas probadas“BG Group utiliza las definiciones de la SEC de reservas probadas yreservas probadas desarrolladas al preparar las estimaciones de susreservas de gas y petróleo. Las reservas probadas son las cantidadesestimadas de gas y petróleo que los datos geológicos y de ingeniería, conun grado de certidumbre razonable, señalan como recuperables en elfuturo de los yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas yoperativas existentes. Las reservas probadas desarrolladas son aquellasque previsiblemente pueden ser recuperadas mediante pozos existentes ycon el equipo y los métodos operativos existentes. Las reservas probadasno desarrolladas son las cantidades que previsiblemente pueden serrecuperadas de pozos nuevos en superficies no perforadas o de pozosexistentes en los que es necesaria una inversión relativamente importantepara su finalización.

La variación neta en reservas probadas durante el ejercicio comprendeampliaciones, descubrimientos y reclasificaciones (22 millones de barrilesequivalentes de petróleo, mmboe), y revisiones a las estimacionesanteriores (197 mmboe). En las revisiones se incluye el efecto neto delincremento de precios al cierre (disminución de 188 mmboe) y unarevisión de la contabilización de fuel gas (incremento de 89 mmboe). Laproducción en el periodo fue de 183 mmboe (netos de la produccióncanadiense sujeta a canon de 0,6 mmboe).”

De emplearse las reservas probadas y probables,deberá considerarse un ajuste en la dotación deamortización que refleje los costes de desarrollofuturos que se contraerán necesariamente con elfin de tener acceso a las reservas no desarrolladas.

Ingresos“En general, los ingresos derivados de la producción depropiedades de petróleo y gas natural en la que el grupo poseeuna participación junto con otros productores se contabilizan conarreglo 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 Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.128


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Destacados en Tiempo RealEni SpA

Ingresos y costes“Los ingresos se contabilizan en el momento de envío ya que, endicha fecha, los riesgos de pérdida son transferidos al comprador.

Los ingresos derivados de la venta de crudo y gas natural producidosen propiedades en las que Eni posee una participación junto con otrosproductores se contabilizan en función de la participación directa deEni en esas propiedades (método de participación). Las diferenciasentre el volumen neto de participación directa de Eni y los volúmenesde producción real se contabilizan a los precios vigentes al términodel periodo.”

Ejemplo

Las Entidades A, B y C poseen y operan con-juntamente una plataforma offshore, próxima ayacimientos de producción de su propiedad, yfuncionan de forma independiente unas deotras. Poseen el 45%, el 40% y el 15%, respec-tivamente, de la plataforma y han acordadorepartir los servicios y costes en consecuencia.La legislación local exige el desmantelamientode la plataforma al término de su vida útil. Lasdecisiones relativas a la plataforma requieren elconsenso unánime de las tres partes. ¿Se tratade un negocio conjunto?

Solución

Sí, se trata de un negocio conjunto. La platafor-ma es un activo controlado conjuntamente, y nouna entidad controlada conjuntamente ni unaoperación controlada conjuntamente. Cadapartícipe contabiliza su parte del pasivo asocia-do al cierre definitivo de la plataforma. Tambiéndeberá divulgar como pasivo contingente laparte de la obligación de los otros partícipes enla medida en que sea responsable contingentede estos.

Activos controlados conjuntamente

En el sector del petróleo y el gas, los activos con-trolados conjuntamente son frecuentes.Normalmente, un activo controlado conjuntamentees construido por los copropietarios, proporcionaun servicio esencial compartido y no constituyeuna entidad jurídica independiente. Los partícipesconservan la titularidad legal conjunta sobre elactivo. Algunos ejemplos son un oleoducto, unarefinería o una plataforma offshore construidacolectivamente y perteneciente a las petrolerascon instalaciones de producción en un yacimientode gran tamaño o conjunto de yacimientos. Lospartícipes pueden aportar además activos exis-tentes o vender una parte de un activo existente aun copartícipe, si bien es más probable que estode lugar a una entidad controlada conjuntamenteen lugar de a un activo controlado conjuntamente.

Las partes en un activo controlado conjuntamentedeben contabilizar:

• su proporción del activo controladoconjuntamente, clasificado según la naturalezadel 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 acti-

vo; y • los ingresos generados por el funcionamiento

del activo (por ejemplo, derechos secundariosde su utilización por terceros).

Los activos controlados conjuntamente tienden areflejar el reparto de costes y riesgos más que elreparto de beneficios.

La aportación de activos a un acuerdo de activoscontrolados conjuntamente se traducirá en unaenajenación parcial de ese activo por parte delpartícipe aportante, contabilizándose la pérdida ola ganancia en la cuenta de resultados. La partici-pación en ese activo por parte de los demáspartícipes se corresponderá con su proporción delvalor razonable del activo en la fecha de laaportación. La contabilización de una partici-pación en activos controlados conjuntamente essimilar al modelo de consolidación proporcionalaplicado a entidades controladas conjuntamente.

Informe anual 2005, Eni SpA, p.132


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Entidades controladas conjuntamente

Las operaciones controladas conjuntamente y losactivos controlados conjuntamente suponenhabitualmente el reparto de costes y operacionesfísicas. Por el contrario, las entidades controladasconjuntamente pueden incluir el reparto de opera-ciones físicas, pero generalmente incluyen tam-bién el reparto de resultados financieros en lugarde únicamente el reparto de costes.

Los partícipes a menudo aportan activos fijos (o elcompromiso de construirlos), derechos al subsue-lo o efectivo y otros activos. La formación de unaentidad controlada conjuntamente exige alpartícipe que contabilice el activo aportado comouna enajenación parcial.

Ejemplo

Se crea una entidad controlada conjuntamenteen la que cada partícipe posee una participacióndel 50%. Una parte aporta derechos al subsueloy la contraparte aporta instalaciones de produc-ción. Cada una de las partes ha vendido el 50%de su participación en sus propios activos y haadquirido una participación del 50% en losactivos de la contraparte. ¿Se contabilizanganancias/pérdidas por establecimiento delnegocio conjunto?

Solución

Ambos partícipes contabilizarán una ganancia opérdida en función de la proporción del valorrazonable del activo recibido menos la propor-ción del valor contable del activo vendido.

• La capacidad para formalizar contratos en supropio nombre;

• Mantenimiento de sus propias cuentasbancarias; y

• Financia y liquida sus propios pasivos.

Las actividades no previstas en un acuerdo contrac-tual para establecer el control conjunto no son nego-cios conjuntos a los efectos contenidos en la NIC31. No obstante, no es necesario un contrato denegocio conjunto independiente: para cumplir ladefinición de negocio conjunto basta con incluir unacláusula en los estatutos sociales que cree el requi-sito para las partes de acordar todas las decisionesque se tomen.

Entidades controladas conjuntamente:información a revelar

El IASB ha emprendido un proyecto de investigaciónsobre la contabilización de negocios conjuntos. Endiciembre de 2005, el Consejo decidió retirar provi-sionalmente la opción de la consolidación propor-cional para las entidades controladas conjuntamentey, en consecuencia, permitir únicamente el métodode puesta en equivalencia, pero también decidióampliar su proyecto a los negocios conjuntos porqueconsideró que la norma actual no aborda debida-mente la diferencia entre una entidad controladaconjuntamente y una participación indivisa en losactivos y pasivos de una operación conjunta.Mientras tanto, en vista de los efectos potencialesde los proyectos actuales sobre la contabilizaciónde negocios conjuntos (por ejemplo consolida-ciones, marco conceptual, convergencia a cortoplazo), el Consejo ha decidido suspender los traba-jos del proyecto de investigación a largo plazo, a laespera del resultado de estos otros proyectos.

Inversiones con un control inferior al controlconjunto, incluidas las participaciones indi-visas

Las entidades del sector energético y las utilitiespueden adquirir una participación en un negocioconjunto u otra entidad jurídica, pero no convertirse enuno de los partícipes. Esta situación puede darse conactivos compartidos tales como un oleoducto, cuandoel grupo de usuarios es demasiado amplio como paraque el control conjunto resulte práctico. También puedeproducirse cuando el inversor desea conservar lainfluencia y el acceso a la información, pero no elcontrol conjunto. A menudo la entidad jurídica será lapropietaria de un activo único o un grupo de activosestrechamente vinculados, tales como una planta decraqueo o una instalación de almacenamiento.

La contabilización de negocios conjuntos, según loestipulado en la NIC 31, no puede aplicarse si no existecontrol conjunto. El tratamiento contable depende de lanaturaleza de la inversión y los derechos de voto.

¿Qué indicadores señalan la existencia deuna entidad sujeta a las NIIF?

Una entidad controlada conjuntamente es unnegocio conjunto que conlleva la creación de unacorporación, sociedad u otra entidad en la que elpartícipe posee una participación [NIC 31.24].

En algunas jurisdicciones, el término entidadjurídica está definido en la ley de sociedadeslocal. Sin embargo, la NIC 31 hace referencia auna “entidad” en lugar de a una “entidad jurídica”.El hecho de que la estructura no satisfaga ladefinición de entidad jurídica en el país en el queestá basado el negocio conjunto no le impide seruna entidad con arreglo a la NIC 31. Debetomarse en consideración el fundamento de unacuerdo para determinar si existe una entidad.

Las características que habitualmente indican lapresencia de una entidad son:

• El uso de una identidad independiente conociday reconocida por terceros;


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La extracción por defecto se refleja, en cualquiermomento, como activo en el balance de situación, yla extracción por exceso se refleja como pasivo. Unactivo de “extracción por defecto” constituye underecho a recibir petróleo adicional de la producciónfutura sin la obligación de financiar la producción deese petróleo adicional. Un pasivo de “extracción porexceso” es la obligación de entregar petróleo concargo a la participación de la entidad en la produc-ción futura.

La medición inicial del pasivo de “extracción porexceso” y el activo de “extracción por defecto” serealiza al precio de mercado del petróleo en la fechade extracción, en coherencia con la medición de lacompraventa. La medición posterior depende de lascondiciones del contrato de negocio conjunto. Loscontratos de negocios conjuntos que contemplan lacompensación neta de los balances de extracciónpor exceso y por defecto en efectivo quedaránenglobados dentro del alcance de la NIC 39, salvoque pueda aducirse la exención por uso propio.A menos que queden englobados en el alcance dela NIC 39, los balances de extracción por exceso ypor defecto deben medirse al menor entre el valorcontable y el valor de mercado actual. Cualquier rea-juste deberá incluirse en otros ingresos/gastos enlugar de en ingresos o existencias.

Los balances de extracción por exceso y por defec-to que se engloben en el alcance de la NIC 39deben reajustarse al precio de mercado actual delpetróleo en la fecha de cierre de balance. El cambioproducido por este reajuste se incluye en la cuentade pérdidas y ganancias como otros ingresos/gas-tos, en lugar de ingresos o coste de ventas.

2.1.4 Deterioro y unidades generadoras deefectivo

Cuando se ha identificado un indicador de deterioro,debe efectuarse una revisión del deterioro en el nivelde las unidades generadoras de efectivo (UGEs)individuales, incluso aunque el indicador se identi-ficara en el nivel regional.

Una UGE es el grupo de activos más pequeño quegenera flujos de caja, y que es en gran medida inde-pendiente de otros activos o grupos de activos. Enuna entidad perteneciente al sector upstream delpetróleo, una UGE se corresponderá a menudo conun yacimiento y sus activos de infraestructura deapoyo. La producción y, por tanto, los flujos de caja,pueden asociarse a pozos individuales. La decisiónde inversión en un yacimiento se toma sobre la basede la producción prevista del yacimiento, y no de unsolo pozo, y la totalidad de los pozos dependen dela infraestructura del yacimiento.

Cuando la inversión se conserva en una entidadindependiente, la participación se considera unainversión y se contabiliza o bien como unaasociada en virtud de la NIC 28 (en la que elinversor goza de influencia significativa) o comoactivo disponible para la venta en virtud de la NIC39. No es conveniente contabilizar la inversión alcoste menos el deterioro cuando puedaestablecerse un valor razonable fiable. Ladirección deberá obtener información para poderaplicar el método de puesta en equivalencia odesarrollar un proceso de estimación del valorrazonable en cada fecha de cierre.Una participación indivisa en un activonormalmente va acompañada del requisito decontraer una parte proporcional de los costes deoperación y mantenimiento del activo. Estoscostes deben contabilizarse como gasto en lacuenta de pérdidas y ganancias en el momentode contraerlos, y clasificarse de igual modo quelos costes equivalentes para activos íntegramenteparticipados.

2.1.3 Overlift y underlift

Muchos negocios conjuntos, concretamente en elsector del petróleo, reparten la producción física(por ejemplo, el crudo) entre los socios delnegocio conjunto. Cada socio es responsable deo bien emplear o bien vender el crudo que lecorresponde.

La naturaleza física de la extracción del petróleoes tal, que resulta más rentable para cada socioextraer la carga completa de un camión cisternade una sola vez. En consecuencia, se elabora uncalendario de extracción que identifica el orden yla frecuencia con la que cada socio puede extraer.En cada fecha de cierre de balance la cantidad depetróleo extraído por cada socio no será equiva-lente a su participación en el yacimiento. Algunossocios habrán tomado más de la parte que lescorresponde (overlifted) y otros habrán extraídomenos de lo que les corresponde (underlifted).

El exceso o el defecto de extracción(overlift/underlift) da lugar a una venta de petróleoen el punto de extracción por el socio que extrajode menos al que extrajo de más; el exceso deextracción se considera por tanto una compra depetróleo por este último al primero.

La venta de petróleo por parte del socio queextrajo de menos (underlifter) al que extrajo demás (overlifter) debe contabilizarse al precio demercado del petróleo en la fecha de extracción[NIC 18.9]. Asimismo, el que extrajo de másdeberá reflejar la compra de petróleo al mismovalor.


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Interacción entre las provisiones paradesmantelamiento y los cálculos del dete-rioro

Los flujos de caja asociados con las obligacionesde desmantelamiento de un activo que está sien-do sometido a una revisión del deterioro quedanexcluidos de los flujos de caja del valor en uso,debido a que la provisión correspondiente a laobligación de desmantelamiento ya ha sido con-tabilizada. Igualmente, el valor contable de la pro-visión para desmantelamiento no se incluye en elvalor contable de la UGE.

Incluir las salidas de efectivo por obligaciones dedesmantelamiento sin el valor contable de la pro-visión sería incoherente, y viceversa. Es preferibleexcluir tanto el valor contable como las salidas deefectivo asociadas, porque la medición del valoren uso y la medición de la provisión puedenrequerir distintos tipos de actualización.

La determinación del valor razonable menos loscostes de venta ha de ser coherente en la con-tabilización de los desmantelamientos. El importede valor razonable menos los costes de ventadebe calcularse sin deducir la obligación de des-mantelamiento y debe compararse con el valorcontable de la UGE sin deducir el pasivo por des-mantelamiento.

Medición posterior de los activos de explo-ración y evaluación

Los activos de E&E deben someterse a una revisióndel deterioro cuando existen hechos y circunstanciasque apuntan a que el valor contable del activopuede no ser recuperable, por ejemplo porque:

• El derecho de la entidad de explorar en un área havencido o vencerá en un futuro próximo sinprórrogas;

• No se prevén ni han sido presupuestadasexploraciones o evaluaciones adicionales;

• La decisión de abandonar la exploración y laevaluación en un área debido a la falta de reservascomerciales; o

• Existen datos suficientes que indican que el valorcontable no se recuperará en su totalidadmediante las actividades de desarrollo yproducción futuras.

Los activos de E&E todavía no generan por sí solosentradas de efectivo. Por ello, se someten a unarevisión del deterioro generalmente como parte deun grupo más grande de activos que incluyeunidades generadoras de efectivo de producción.Una entidad debe desarrollar una política para asig-nar los activos de E&E a grupos de UGEs y aplicarcoherentemente esa política. El nivel en el que losactivos de E&E se agrupan a las UGEs de produc-ción no debe ser superior al de los segmentos de laentidad establecidos según la NIC 14.

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 unidadesgeneradoras de efectivo que previsiblemente se beneficiarán de las sinergias de la combinación. Aeste efecto, las unidades generadoras de efectivo se establecen en el nivel inferior al de los segmentosde negocios.”

Exploración y producción “Durante el 2005, Exploración y Producción contabilizó un gasto total de 266 millones de dólares pordeterioro en relación con las propiedades productoras de petróleo y gas. El principal elemento de estacifra fue un cargo de 226 millones de dólares relacionados con los yacimientos de la plataformacontinental y zonas costeras del Golfo de Méjico. Los desencadenantes de la revisión del deteriorofueron principalmente el efecto del huracán Rita, que dañó gravemente determinadas instalaciones deproducción en tierra y en costa, traduciéndose en costes de reparación y estimaciones del costeeventual de desmantelar las instalaciones de producción más elevadas y, además, en una reducción delas estimaciones de las cantidades de hidrocarburos recuperables de algunos de estos yacimientos.”

Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.31 y p.56


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Los impuestos sobre las rentas del petróleo son amenudo impuestos suplementarios, además delos impuestos sobre sociedades ordinarios. Elimpuesto podrá aplicarse únicamente a losbeneficios derivados de áreas geológicasconcretas o a veces, en áreas mayores, de cadayacimiento. El impuesto sobre el petróleo puede ono ser deducible en el cálculo del impuesto sobresociedades, sin que ello modifique su carácter deimpuesto sobre las rentas. El cálculo del impuestoes a menudo complicado. Puede haber ciertonúmero de barriles o bcm (miles de millones demetros cúbicos) libres de impuestos, amortizaciónacelerada y deducciones fiscales adicionales porinversión. A menudo, también se efectúa elcálculo del impuesto mínimo. Cada factorcomplejo incluido en el cómputo debe serevaluado por separado y contabilizado deconformidad con la NIC 12.

Deben calcularse impuestos diferidos con respec-to a todos los impuestos englobados dentro delalcance de la NIC 12, incluidos los impuestossobre el petróleo basados en beneficios. Losimpuestos diferidos se calculan por separado paracada impuesto, identificando las diferencias tem-porales entre el valor contable según las NIIF y labase imponible correspondiente a cada impuesto.Los impuestos sobre las rentas del petróleopueden calcularse para cada yacimiento en con-creto o regionalmente. En consecuencia, seránecesario preparar un balance de situación con-forme a las NIIF y un balance de situación fiscalpara cada área o yacimiento sujeto a una fiscali-dad independiente.

El tipo impositivo aplicado a las diferencias tem-porales se corresponderá con el tipo oficial. Encasos limitados en los que el impuesto se calculapara cada yacimiento específico, puede ajustarseel tipo oficial con desgravaciones y deducciones,sin la posibilidad de transferir beneficios o pérdi-das entre yacimientos [NIC 12.47] [NIC 12.51].

Impuestos abonados en efectivo oespecie

Normalmente, los impuestos se abonan en efecti-vo a las autoridades fiscales pertinentes. Sinembargo, algunos gobiernos permiten el pago deimpuestos mediante la entrega de petróleo enlugar de efectivo, en el pago de impuestos sobrelas rentas, cánones e impuestos especiales, asícomo importes adeudados por licencias, con-tratos de reparto de la producción y similares.

La contabilización de la carga tributaria y laliquidación mediante petróleo deberá reflejar elfondo del contrato. Determinar la contabilizaciónes sencillo si se trata de impuestos sobre lasrentas (véase la definición más arriba) y se calculaen términos monetarios. El volumen de petróleoempleado para liquidar la obligación se calcula en


2.1.5 Ingresos y fiscalidad

Los impuestos sobre el petróleo pertenecengeneralmente a dos categorías: los que secalculan en función de los beneficios obtenidos(impuestos sobre la renta) y los que se calculan enfunción de los costes de producción o losingresos por ventas (cánones o impuestosespeciales). La categorización es crucial.

Impuestos sobre el petróleo: cánones eimpuestos especiales

Los impuestos sobre el petróleo que se calculanaplicando un tipo impositivo a una medida deingresos o volúmenes de producción no entran enel alcance de la NIC 12, ni pertenecen a la cate-goría de impuestos sobre la renta. No formanparte de los ingresos, contabilizándose un pasivopor impuestos basados en ingresos o envolúmenes cuando tiene lugar la producción o segeneran los ingresos [NIC 18.8]. Estos impuestosa menudo se describen como cánones oimpuestos especiales. Se miden de conformidadcon la legislación fiscal pertinente y se registra unpasivo para los importes cobrados o adeudadosque todavía no han sido abonados a laAdministración. No se calculan impuestos diferi-dos. No es conveniente el saneamiento de lacarga tributaria total estimada a lo largo de la vidade un yacimiento.

Los cánones e impuestos especiales son la partede los recursos naturales explotadoscorrespondientes al gobierno. Son una parte de laproducción para el gobierno, sin coste alguno.Pueden abonarse en efectivo o en especie. Deabonarse en efectivo, la entidad vende el petróleoo el gas y remite al gobierno su parte de losingresos. Los pagos de cánones en efectivo o enespecie quedan en su mayoría excluidos de losingresos y costes brutos.

Impuestos sobre el petróleo basados enlos beneficios

Los impuestos sobre el petróleo que se calculanaplicando un tipo impositivo a una medida debeneficios quedan dentro del alcance de la NIC12. La medida de beneficios empleada para cal-cular el impuesto es la exigida en la legislacióntributaria y, en consecuencia, diferirá de la medidade beneficios estipulada en las NIIF. Beneficio, eneste contexto, se entiende como ingresos menoscostes. Algunos ejemplos de impuestos basadosen los beneficios son el impuesto británico sobrelos ingresos del petróleo (Petroleum Revenue Tax)y el impuesto noruego sobre el petróleo(Norwegian Petroleum Tax).


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Un contrato de concesión es en gran medidasimilar, si bien la entidad conserva la titularidadlegal sobre sus activos y no comparte laproducción con el gobierno. El gobierno seguirárecibiendo una compensación basada en lascantidades y precios de producción, a menudodescrito como un derecho de concesión, canon oimpuesto.Existen tantas formas de PSAs y concesionescomo combinaciones de gobiernos nacionales,regionales y municipales en áreas productoras depetróleo. En consecuencia, la contabilizacióncambiará en función de la naturaleza de los PSAs.

Los PSAs y las concesiones no siguen un modeloestándar ni siquiera en la misma jurisdicción legal.Cuanto más importante se espera que sea unnuevo yacimiento, más probable es que el gobier-no en cuestión promulgue leyes o normativasespecíficas que lo regulen.

Cada uno deberá ser evaluado y contabilizado deconformidad con el fundamento del acuerdo.

También será importante la experiencia previa dela entidad para tratar con el gobierno en cuestión,dado que no es infrecuente que los gobiernosfuercen la adopción de modificaciones en losPSAs o las concesiones por cambios acontecidosen las condiciones de mercado o factoresmedioambientales. Un contrato puede contener elderecho de prórroga sin un coste incremental sig-nificativo. Puede que el gobierno tenga una políti-ca o práctica con respecto a las prórrogas, lascuales deberán evaluarse al estimar la vida pre-vista del contrato.

Ingresos y costes de los PSAs y conce-siones

En un PSA, la entidad deberá contabilizar comoingresos únicamente su propio porcentaje depetróleo obtenido. El petróleo extraído en nombrede un gobierno no se traduce en un ingreso ni enun coste de producción. La entidad actúa comoagente del gobierno para extraer y entregar elpetróleo o para venderlo y transferir los ingresos.Muchos PSAs especifican que los impuestossobre las rentas de la entidad se paguen mediantela entrega de petróleo en lugar de efectivo. En loscasos en que la entidad entrega petróleo por elvalor de su actual deuda tributara, el “petróleo fis-cal” se contabiliza como ingresos y como unareducción del pasivo fiscal actual con vistas areflejar el fondo del acuerdo.

función del precio de mercado del petróleo. Laentidad en efecto ha “vendido” el petróleo yempleado los ingresos para liquidar su deudatributaria. Estos importes se incluyen debidamenteen ingresos brutos y gasto por impuesto.

En los acuerdos en los que la deuda se calcula enfunción del volumen de petróleo producido, sinconsiderar los precios de mercado, puede resultarmás complicado identificar la forma de contabi-lización adecuada. En este caso se trata, con fre-cuencia, de un impuesto basado en cánones ovolúmenes. El método contable deberá reflejar elfondo del contrato formalizado con el gobierno.En algunos casos se tratará de un canon; enotros, un impuesto tradicional sobre los benefi-cios; en otros, una distribución de beneficios; y enalgunos, una combinación de todo esto y más.

El contrato o legislación que rija la entrega depetróleo a un gobierno deberá revisarse con vis-tas a determinar el fondo y, por tanto, la forma decontabilización adecuada.

De mantenerse varios contratos con el mismogobierno, estos deberán someterse a revisióndado que el fondo del acuerdo, y por tanto sucontabilización, puede variar según el contrato.

2.1.6 Contratos de reparto de la produc-ción (PSAs) y tributación

Un contrato de reparto de la producción(Production Sharing Agreement, PSA) es el méto-do por el cual los gobiernos facilitan laexplotación de los recursos minerales de su paísmediante el aprovechamiento de la experiencia ylos conocimientos de una entidad mercantilpetrolera o gasista. Los gobiernos, particular-mente en países emergentes, intentan aportar unrégimen fiscal y normativo estable con el fin decrear la suficiente seguridad para que las com-pañías comerciales inviertan en un proceso dedesarrollo caro y de larga duración. Una compañíade petróleo y gas emprenderá la exploración,suministrará el capital, desarrollará los recursosencontrados, construirá la infraestructura yextraerá los recursos naturales. El gobierno con-serva la titularidad de los recursos minerales(independientemente de la cantidad que final-mente se extraiga) y a menudo la titularidad legalsobre todos los activos fijos construidos paraexplotar los recursos. El gobierno tomará un por-centaje de la producción, que podrá ser entrega-do en forma de producto o abonado en efectivocon arreglo a una fórmula de precios acordada.

Puede que la compañía operativa únicamenteesté legitimada a recuperar determinados costesespecíficos más un margen de beneficios acorda-do. También puede ser que esté legitimada aextraer recursos a lo largo de un periodo de tiem-po determinado.


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Impuestos en los PSAs

Una cuestión crucial surge en relación con la fis-calidad de los PSAs: ¿cuándo constituyen unimpuesto sobre la renta los importes abonados algobierno (y por tanto forman parte de los ingre-sos) y cuándo son esos importes un canon y portanto se excluyen de los ingresos? Algunos PSAsincluyen el requisito de que la compañía petroleranacional u otro organismo gubernamental pagueimpuestos sobre la renta en nombre del operadordel PSA. ¿Cuándo forman parte de los ingresos yel gasto fiscal los impuestos abonados en nombrede un operador?

Los acuerdos de ingresos y acuerdos fiscales sondistintos en cada país y pueden variar dentro deun país dado, de forma que los PSAs másimportantes tienen un carácter único. Sinembargo, existen algunas características comunesque hacen que en la evaluación se perfilen comoimpuestos sobre las rentas, cánones o porcentajedel gobierno en la producción. Algunas de lascaracterísticas comunes que deben examinarse alefectuar esta determinación son si existe unrégimen de impuestos sobre la renta firmementeestablecido, si el impuesto se calcula sobre unamedida de beneficios, y si el PSA exige el pagode impuestos sobre la renta, la presentación deuna declaración fiscal y crea una responsabilidadlegal respecto de los impuestos sobre la rentahasta la liquidación de ese pasivo mediante elpago por parte de la entidad o un tercero.


Los grandes activos de petróleo y gas puedenenglobar un número considerable de componentes,muchos de los cuales presentarán vidas útiles dedistinta duración. Algunos ejemplos son las instala-ciones de tratamiento de gas, terminales de gasnatural licuado (GNL), refinerías, conductos impor-tantes y grandes plataformas offshore.

El coste de los componentes significativos deestos tipos de activos debe identificarse por sepa-rado y amortizarse a su valor residual a lo largo desu vida útil. Identificar los componentes significa-tivos puede ser un proceso complejo en el caso deplantas avanzadas y de gran tamaño.

Una plataforma de perforación offshore es unainstalación muy importante que necesitará ser reti-rada al término de su vida útil. La plataforma pre-senta una serie de componentes que deberán sersustituidos una o más veces durante su vida útilcomo, por ejemplo, los compresores. La amorti-zación en el sector upstream se calcula habitual-mente en función de las unidades de producciónde las reservas probadas. La amortización de com-ponentes en un entorno upstream es, por tanto,compleja.


Ejemplo

Una entidad posee varias plataformas de per-foración offshore. Estima que los componentesmecánicos más importantes deben ser sustitui-dos cada tres años. Los sistemas contablesestán preparados para calcular la amortizaciónsólo en función de las unidades de producción.La dirección propone estimar la producciónanual sobre la base de condiciones normales yemplear tres años de producción como launidad de producción prevista para los compo-nentes de menor duración.¿Es aceptable esta propuesta?

Solución

La propuesta de la dirección puede seraceptable. Es más probable que loscomponentes mecánicos se consuman por eltiempo, la exposición al agua salada y lastemperaturas extremas, que la cantidad deproducción. Cuando la producción se encuentraen línea con las previsiones, la amortizaciónbasada en una unidad de producción seráaproximadamente equivalente a la que se habríaregistrado sobre una base temporal. Una vidaútil relativamente corta de tres años significaque, de no haber interrupciones en laproducción, la amortización será bastanteprecisa.


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Impuestos diferidos sobre obligaciones dedesmantelamiento

El importe de activos y pasivos reconocidos en elmomento de la contabilización inicial del desmante-lamiento o en posteriores revisiones de estima-ciones se considera generalmente englobado den-tro del alcance de la actual “exención porreconocimiento inicial” estipulada en la NIC 12 [NIC12.15] [NIC 12.24]. El activo y el pasivo no afectanal beneficio contable ni al beneficio gravable y, portanto, no generan impuestos diferidos. El importedel aumento en la provisión derivado de la apli-cación de la actualización da lugar a una diferenciacontable/fiscal y dará lugar a un impuesto diferidoactivo, sujeto a una evaluación de la recuperabili-dad. El Comité de Interpretaciones de las NormasInternacionales de Información Financiera (CINIIF)tomó en consideración una cuestión similar en susreuniones de abril y junio de 2005, sobre si la exen-ción por reconocimiento inicial de la NIC 12 seaplicaba a la contabilización de arrendamientosfinancieros. El CINIIF reconoció que había muchadiversidad en la práctica a la hora de aplicar laexención por reconocimiento inicial a los arren-damientos financieros, si bien decidió no emitir unainterpretación debido al proyecto de convergenciaa corto plazo del IASB con el FASB. En consecuen-cia, algunas entidades pueden adoptar la perspec-tiva alternativa de que la exención porreconocimiento inicial NIC 12 no ha de aplicarse aarrendamientos financieros y a pasivos por des-mantelamiento. Sin embargo, debe adoptarse unapolítica coherente de contabilización de impuestosdiferidos para pasivos por desmantelamiento yarrendamientos financieros [NIC 8.13].

2.1.8 Obligaciones por retirada de activos

Las obligaciones de desmantelar o retirar un acti-vo se crean en el momento en que se coloca elactivo. Por ejemplo, una plataforma de per-foración offshore debe ser retirada al término desu vida útil. La obligación de retirarla dimana desu colocación. Independientemente de si su vidaútil es de 10.000 ó 1.000.000 de barriles, el fondode la obligación no cambia.

Las provisiones para desmantelamiento y restau-ración se contabilizan aunque el desmantelamien-to no esté previsto hasta dentro de mucho tiem-po, por ejemplo hasta dentro de 80 a 100 años. Elefecto del tiempo hasta el momento de desmante-lamiento se reflejará actualizando la provisión.

Revisiones de las provisiones para des-mantelamiento

Las provisiones para desmantelamiento seactualizan en cada fecha de cierre de balance conlos cambios en las estimaciones de los flujos decaja futuros y los cambios en el tipo deactualización [NIC 37.59]. Los cambios a lasprovisiones relacionadas con la retirada de unactivo se suman o se deducen del valor contabledel activo [Comité de Interpretaciones de CINIIF1.5]. Sin embargo, están restringidos los ajustes alvalor del activo: este no puede caer por debajo decero ni aumentar por encima del importerecuperable [CINIIF 1.5].

El incremento de la actualización aplicada a unpasivo por desmantelamiento se contabiliza comoparte del gasto financiero en la cuenta de resulta-dos.

Destacados en Tiempo Real BG Group plc

Costes de desmantelamiento “El coste estimado de desmantelamiento al término de las vidas pro-ductivas de los yacimientos se revisa periódicamente y se basa en lasestimaciones e informes técnicos, incluida una revisión por parte deun experto independiente. La provisión se dota por el coste estimadode desmantelamiento en la fecha de cierre de balance. Las fechas depago de los costes de desmantelamiento previstos totales son incier-tas, si bien actualmente se prevé que el pago se efectuará entre el2006 y el 2040. BG Group completa periódicamente una revisióncompleta de sus obligaciones de desmantelamiento de exploración yproducción. Las transferencias y otros ajustes comprenden los cam-bios practicados a las provisiones existentes tras la revisión.”

BP plc

Desmantelamiento“Los pasivos por costes de desmantelamiento se contabilizan cuando elgrupo tiene la obligación de desmantelar y retirar una instalación o un com-ponente de planta y de restaurar el emplazamiento en el que se encuentra,y cuando puede estimarse razonablemente el pasivo. Cuando existe esaobligación respecto de una instalación nueva, como las de transporte oproducción de petróleo y gas natural, la contabilización se hará al construir-las o instalarlas. Una obligación de desmantelamiento puede también surgirdurante el periodo de funcionamiento de una instalación a raíz de un cam-bio en la legislación o por una decisión de poner fin a las operaciones. Elimporte contabilizado es el valor actual de la inversión futura estimada, cal-culada según las condiciones y requisitos locales.

También se crea el correspondiente elemento de propiedad, planta y equipopor un importe equivalente a la provisión. Posteriormente, se amortizacomo parte de los costes de capital de la instalación o el elemento de plan-ta.

Los cambios en el valor actual de la inversión estimada se reflejan en formade 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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oleoducto por encima del nivel mínimo de llenadose contabiliza de acuerdo con su uso inicial).

El coste de un elemento de PPE incluye loscostes directamente atribuibles a la colocación yacondicionamiento del activo para que pueda fun-cionar de la manera prevista por la dirección. Elcoste del gas colchón la cantidad mínima en oleo-ducto no incluye los beneficios internos de capi-talizar el gas/petróleo generado internamente.Tampoco se incluye el coste de cantidades anó-malas de residuos, mano de obra u otros recursoscontraídos en la generación interna delgas/petróleo.

Los desarrollos técnicos pueden traducirse en queel gas colchón las cantidades mínimas enoleoductos disminuyan y puedan utilizarse comoexistencias. El valor contable de esa cantidadrecuperada se transfiere de PPE a existencias enesa fecha. Cuando se enajenan tales existencias,los beneficios se contabilizan de conformidad conla NIC 18 para la contabilización de ingresosderivados de la venta de bienes. Los costes deestas existencias se calculan mediante el métodoFIFO o el coste medio ponderado, según la opciónescogida por la entidad conforme a la NIC 2.


Saneamiento de refinerías

Existen partes de algunos elementos depropiedad, planta y equipo que pueden requerirser reparados o sustituidos en intervalos regu-lares. En una contabilización inicial, la entidadreconoce estas partes como componentes inde-pendientes y las amortiza en el periodo intermediohasta la fecha de reemplazo prevista. Los costesde saneamiento no relacionados con la sustitu-ción de componentes ni con la instalación deactivos nuevos deben ser llevados a resultados amedida que se incurre en los mismos. Los costesde saneamiento no deben ser devengados en elperiodo intermedio entre saneamientos, ya que noexiste obligación legal o implícita de llevar a caboel saneamiento. La entidad podría decidir el cesede operaciones en la planta y, por tanto, evitar loscostes de saneamiento. Cuando se produce lasustitución, los elementos se cancelan y se capi-taliza el coste de los recambios.

¿Cómo se aplica este concepto al contabilizar elsaneamiento de refinerías?

2.2 Transporte y refino

2.2.1 Contabilización de cantidades míni-mas en oleoductos y gas colchón(almacenamiento subterráneo)

Algunos elementos de propiedad, planta y equipo(PPE), como los oleoductos, refinerías y almace-namiento de gas, exigen que se mantenga unnivel mínimo de existencias en ellos para que fun-cionen eficazmente. Tales existencias deben clasi-ficarse como parte de la propiedad, planta yequipo ya que son necesarias para que la PPEesté en condiciones de funcionar como es debido.En consecuencia, las existencias se contabilizaráncomo un componente de la PPE a su coste deadquisición y estarán sujetas a amortización alvalor residual estimado.

Una compañía de distribución de gas puede crearalmacenamientos subterráneos con vistas a alma-cenar sus propias existencias de gas natural. Unejemplo es la compra de explotaciones de salpara el almacenamiento subterráneo de gas. Elgas natural se inyecta y a medida que se incre-menta el volumen de gas inyectado, tambiénaumenta la presión. En consecuencia, el almace-namiento actúa como un contenedor presurizado.La presión creada dentro del almacenamiento seutiliza para hacer salir el gas cuando es necesarioextraerlo. Cuando la presión en el interior delalmacenamiento cae por debajo de determinadoumbral no existe un diferencial de presión queempuje el gas natural restante. Este gas residualque permanece en el interior del almacenamientoes físicamente irrecuperable y se denomina “gascolchón”. El proceso es, en algunos aspectos,similar al de una compañía petrolera que trans-porta petróleo a través de oleoductos.

Las cantidades mínimas en oleoductos (pipelinefills) gas colchón se clasifican y se contabilizancomo un componente de la propiedad, planta yequipo de la entidad, al tratarse de instalacionesde almacenamiento de gas/oleoductos.

El gas colchón/cantidades mínimas en oleoductosno serán extraídos, pero son necesarios para queel almacenamiento desarrolle su función comoinstalación de almacenamiento de gas para que eloleoducto realice su función como medio detransporte. En consecuencia, el coste del gascolchón cantidades mínimas en oleoductos secapitaliza en el momento de contabilización inicialy se amortiza a lo largo de la vida útil del activofijo en cuestión.

La cantidad de gas natural por encima del gascolchón inyectada en el almacenamiento se clasi-fica y contabiliza como existencias de conformi-dad con la NIC 2. (La cantidad de petróleo en


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Ejemplo

La Entidad Y opera una refinería importante. Ladirección estima que es necesario realizar unsaneamiento cada 30 meses. Los costes de unsaneamiento son de aproximadamente 500.000euros: 300.000 euros para recambios y equipo,y 200.000 euros en concepto de mano de obraque será suministrada por los empleados de laEntidad Y. La dirección propuso devengar elcoste del saneamiento durante los 30 meses deoperaciones entre saneamientos, y dotar unaprovisión para el desembolso. ¿Es aceptableesta propuesta?

Solución

No. No es aceptable devengar los costes de unsaneamiento de refinería. La dirección no tieneninguna obligación implícita de emprender elsaneamiento; alternativamente, los activospueden ser puestos fuera de servicio. El costedel saneamiento debe figurar como un compo-nente independiente de la refinería en la fechade contabilización inicial y debe amortizarse enun periodo de treinta meses. Cabe señalar queesto se traducirá en la contabilización del mismogasto en la cuenta de resultados a lo largo delperiodo total, como si Y hubiera devengado loscostes del saneamiento.

2.3 Venta minorista y distribución

2.3.1 Deterioro y unidades generadorasde efectivo

La dirección debe estar atenta a los indicadoresde deterioro en el nivel de las UGEs, por ejemplo,un incendio en una gasolinera concreta significaríala existencia de deterioro para la gasolinera encuestión, en tanto que se considera una UGEindependiente. El deterioro debe evaluarse a nivelde las unidades generadoras de efectivo.

¿Qué puede constituir un indicador interno deldeterioro en las operaciones de venta minoristade gasolina?

Ejemplo

Una compañía es propietaria de estaciones de ser-vicio ubicadas por toda Europa. En los países másgrandes, como España, Italia, Francia, Alemania y elReino Unido, la compañía realiza un seguimiento dela rentabilidad por regiones. Los países de menorextensión geográfica, como Grecia, Austria, Suiza yPortugal son controlados a nivel nacional. Loscostes de la infraestructura de suministros, logísticay gestión regional se agrupan con las regiones opaíses a los que respaldan.

Las regiones y países se miden con respecto a losobjetivos de beneficios y el rendimiento del capitalinvertido. La no consecución de los objetivos o unresultado pobre se pone de relieve en el ámbitoregional, y puede desencadenar a continuación unmayor escrutinio y análisis de los resultados de lasgasolineras por separado.

La dirección ha observado que la cadena de esta-ciones de servicio de Austria no alcanza los obje-tivos de rendimiento. Un análisis en profundidadmuestra que las estaciones situadas en el centrourbano con cuatro surtidores o menos no son renta-bles. La cadena de gasolineras es en generalrentable. ¿Constituye el mal resultado un indicadorde deterioro?

Solución

Sí. Un resultado más pobre de lo previsto es unindicador de deterioro; aunque no significa que lacadena no sea rentable. Cuando se observa un indi-cador de deterioro, lo normal es que las estacionessean sometidas a una revisión del deterioro individ-ualmente. A continuación, se agrupan los flujos decaja de las estaciones con el fin de evaluar el dete-rioro de los activos de infraestructura compartidos.

El nivel al cual se realiza la revisión del deterioro esla UGE, el grupo de activos identificable máspequeño que genera flujos de caja identificables eindependientes. Una UGE se identifica por ladisponibilidad de información relativa a flujos decaja, y no por el nivel de información de flujos decaja que la dirección emplea para tomar decisionesde negocios. La dirección puede agrupar flujos decaja de distintas UGEs para evaluar la rentabilidadde un grupo de activos similares que compartaninfraestructura, como por ejemplo una cadena degasolineras en una región atendida por un depósitode suministro y oficina regional compartidos.

La dirección deberá determinar en cada fecha depresentación de informes si existen indicadores dedeterioro en los activos. Los indicadores dedeterioro pueden ser externos o internos. Algunosde los factores internos importantes son: evidenciade daños u obsolescencia; cambios negativos quepuedan impulsar la decisión de reestructurar oabandonar las operaciones; o pruebas de que losresultados económicos son peores de lo previsto.


3El sector

de utilities


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

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Fuentes decombustible

Generación TradingTransmisión

ydistribución

• fuentes de combustible y contratos de suministro (NIC 39); valoraciones, contabilización de operaciones de cobertura

• enfoque por componentes • deterioro: unidades generadoras de efectivo, indicadores

• contratos (NIC 39): valor razonable y para “uso propio”

• activos regulados

• contabilización de redes

• gas colchón e inventario

• tarifas de conexión

Venta minorista

La cadena de valorde las utilities

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La NIC 39 y el panorama de la contabilización de derivados, así comoalgunos temas relacionados de contabilización de operaciones decobertura, ocupa un lugar preponderante en las fases fundamentalesde la cadena de valor de las utilities. La variedad y complejidad decontratos en el sector presentan, para las utilities de electricidad yagua, ciertas dificultades clave en la divulgación conforme a las NIIF.En los apartados que siguen avanzaremos por la cadena de valordestacando estas y otras consideraciones esenciales que las com-pañías deberán tener en cuenta.


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3.1 Fuentes de combustible

3.1.1 Fuentes de combustible y contratosde suministro (NIC 39)

Es posible que una compañía que se dedique única-mente a la compra, producción y venta de materiasprimas asuma que queda fuera del alcance de la NIC39 y continúe reflejando sus contratos en función delas compraventas reales, según marcan los PCGAnacionales. Dada la creciente liberalización de losmercados y la complejidad de las utilities actuales,esto rara vez sucede. La NIIF 7 plantea, además lanecesidad de una mayor divulgación.

Una generadora eléctrica toma decisiones acerca decuánta electricidad generar y cuánta adquirir en fun-ción de la demanda y el diferencial entre los preciosde gas y electricidad, el denominado ‘spark spread’.Compra y vende en el mercado a medida que estosfactores cambian en el periodo previo a la entrega.Esta “reoptimización” o rotación de contratos decompras y ventas dificulta la labor de identificar quécontratos se liquidan por el neto (NIC 39 párrafos 5, 6y 7). Identificar algunos contratos como derivados envirtud de la NIC 39 y contabilizar otros como con-tratos pendientes de ejecución no guarda coherenciacon el modelo de negocios de determinadas com-pañías.

La demanda es imprevisible en la práctica y puedeser necesario liquidar el exceso de contratos. Segúnla aplicación de las reglas de la NIC 39, los contratosde compra solo pueden ser excluidos del alcance dela NIC 39 si la materia prima adquirida siempre se uti-liza para proveer a los clientes de la entidad. Es decir,que los contratos de uso propio no se contabilizan asu valor razonable, pero los derivados sí.

Valoraciones

No siempre se dispone de los precios de mercadocorrespondientes a los periodos de los contratos quela entidad debe contabilizar a su valor razonable.Muchos contratos pueden presentar flexibilidad en elvolumen porque el comprador (o vendedor) tiene laopción de elegir los volúmenes que se lleva. Lafijación de precios en algunos contratos dimana deuna cesta de índices tales como productos depetróleo y relacionados, electricidad, carbón, gas eindicadores de la inflación. En consecuencia, lashipótesis tienen que prepararse sobre variablesfuturas. Dos aspectos importantes de la valoraciónson la obtención de curvas de precios a futuro y lamodelización de la flexibilidad en los volúmenes.

Para muchos contratos a largo plazo que deben con-tabilizarse a su valor razonable, deberá obtenerse una“curva a futuro” de los precios de materias primas, amenudo con una proyección futura de muchos años.

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Destacados en Tiempo RealRWE AG

Instrumentos financieros derivados y operacionesde cobertura “Los contratos que fueron formalizados y se conservancon el propósito de recibir o entregar elementos nofinancieros, de conformidad con las previsiones decompra, venta o requisitos de uso (contratos de usopropio) no se registran como instrumentos financierosderivados y se contabilizan como contratos pendientes.Las opciones emitidas de compra o venta de un ele-mento no financiero, que pueden ser liquidadas enefectivo, no son contratos de uso propio.”

Informe anual 2005, RWE AG, p.113

Fortum Corporation

Contabilización de instrumentos financieros deriva-dos y actividades de cobertura “En el curso normal de operaciones, el Grupo formalizarutinariamente transacciones de compraventa de mate-rias primas. La mayoría de estas transacciones adoptanla forma de contratos que se formalizaron y se conser-van con el fin de recibir o entregar la materia prima deconformidad con las previsiones de ventas, compra orequisitos de uso. Tales contratos no entran en elalcance de la NIC 39. Todos los demás contratos dematerias primas liquidados por el neto se miden al valorrazonable y las pérdidas y ganancias se llevan a lacuenta de resultados.”

Informe anual 2005, Fortum Corporation, p.24

Las curvas de precios habitualmente presentan dosperiodos bien diferenciados: un periodo de mercadoactivo en el que la información está inmediatamentedisponible (periodo líquido); y un periodo de mercadono activo en el que los precios se estiman, normal-mente en función de hipótesis y la introducción dedatos en un modelo (periodo no líquido). Las dos cur-vas deben conectarse.

Normalmente, los precios del periodo de mercadoactivo son los mismos para todos los que participanen la preparación de los estados financieros. Sinembargo, a la hora de determinar otras partes de lascurvas, las variables son muchas, por ejemplo:

- El periodo de mercado activo no presenta una fechade cierre definida, pero los volúmenes caen hasta unnivel muy bajo. Las compañías pueden teneropiniones diferentes sobre cuándo finaliza el periodolíquido.-¿Qué hipótesis y datos de entrada son adecuadospara el periodo ilíquido y qué vínculo existe entre lasdistintas materias primas, por ej., petróleo y gas, ogas, electricidad y carbón?-¿Cuándo y con qué frecuencia deben revisarse ymodificarse las curvas?

La NIC 39 prohíbe el reconocimiento en el “PrimerDía” de los beneficios porque la visión de la com-pañía acerca de los precios futuros difiere del preciode contrato. En la conversión a las NIIF, surgenimportantes dificultades prácticas de valoración, entreotras, la valoración por vez primera de contratos fir-mados hace muchos años.


23

Ejemplo

Una entidad necesita obtener electricidad parasatisfacer la demanda de sus clientes. Losclientes consumen más electricidad durante el día(horas de consumo máximo) y menos por lanoche (horas de menor consumo).• La entidad no puede adquirir electricidad según

el perfil de entrega que necesita. Enconsecuencia, para conformar su perfil,adquiere electricidad mediante contratos avolumen fijo y formaliza contratos de venta paradeshacerse del exceso de electricidad, en losperiodos de menor consumo. La entidadconsidera que estas dos actividades formanparte de su estrategia de cobertura. Loscontratos de compra y los de venta no siemprese formalizan al mismo tiempo, debido a laliquidez limitada del mercado. La entidadformaliza contratos cuando aquellos quenecesita están disponibles a un precio objetivorazonable.

• Según la NIC 39, no resulta fácil contabilizarcomo operaciones de cobertura los contratosde compraventa. Dos contratos pueden ser con-siderados conjuntamente como un instrumentode cobertura, pero cuando las compras y lasventas se formalizan en fechas distintas, resultamás complejo lograrlo.

El precio de contrato de adquisición de gas alargo plazo puede aumentar en línea con unacesta de índices incluido el petróleo y los tipos decambio. Los derivados pueden mitigar la exposi-ción respecto de algunos de estos riesgos –porejemplo, la exposición a los precios del petróleo–mediante swaps de materias primas, o la exposi-ción a divisas mediante swaps financieros dedivisas.

Tiempo Real: El sector utilities

A veces una parte considerable de un precio con-tractual puede atribuirse a la opcionalidad delcontrato; por ejemplo, a la posibilidad de escogercomprar más o menos gas en un periodo concre-to. A menudo, complejas condiciones contrac-tuales estipulan la cantidad de materia prima quedebe tomarse en distintos periodos. La valoraciónde las opciones es un tema complejo en el quelos indicadores de volatilidad en los precios demercado son un dato clave. Las compañíaspueden aplicar varios planteamientos en la valo-ración de la opcionalidad. Cada una de las partespuede atribuirle un valor razonable distinto a uncontrato.

La contabilización al valor razonable de los con-tratos de derivados y similares a largo plazorequerirá el uso de modelos de valoración.Inevitablemente, las compañías tendrán distintasopiniones sobre los precios futuros. Por ello, esfundamental la transparencia: las compañíasnecesitan divulgar totalmente sus hipótesisrespecto de los precios y los riesgos afrontados.Es posible que las compañías se muestren reti-centes a divulgar información de importanciacomercial. Puede ser adecuado para el sectordesarrollar, consultando a otros agentes implica-dos, un marco de trabajo para aportar informaciónvaliosa en este sentido.

Contabilidad de coberturas

La NIC 39 establece algunos requisitos estrictosque deben cumplirse en la contabilización deoperaciones de cobertura. Muchas compañías sehan percatado de que algunas actividadesemprendidas a efectos de cobertura no reúnen losrequisitos para ser contabilizadas como tales.

Destacados en Tiempo RealRWE AG

Instrumentos financieros derivados y operaciones decobertura“Las coberturas de valores razonables se emplean para cubrir elriesgo de cambios en el valor razonable de un activo o pasivoregistrado en el balance de situación. Las coberturas decompromisos en firme no reconocidos también se contabilizancomo operaciones de cobertura de valores razonables. En elcaso de las coberturas de valores razonables, los cambios en elvalor razonable del instrumento de cobertura se reflejan en lacuenta de resultados, de forma análoga a los cambios en el valorrazonable de la transacción correspondiente; es decir, laspérdidas y ganancias derivadas de la contabilización al valorrazonable del instrumento de cobertura se imputan a los mismosconceptos de la cuenta de resultados que las del elementocubierto relacionado. En este sentido, los cambios en el valorrazonable deben pertenecer al riesgo cubierto. En el caso de queestén cubiertos los compromisos en firme no reconocidos, loscambios en el valor razonable de los compromisos en firme,relacionados con el riesgo cubierto, dan lugar a la contabilizaciónde un activo o pasivo con efecto sobre los ingresos.

Las coberturas de flujos de caja se utilizan para cubrir elriesgo de variabilidad en los flujos de caja relacionados conun activo o pasivo reflejado en el balance de situación o conuna operación prevista de probabilidad elevada. De existiruna cobertura de flujos de caja, las pérdidas y ganancias norealizadas derivadas de la cobertura se registran en un prin-cipio como otros ingresos globales. Esas pérdidas y ganan-cias se divulgan en la cuenta de resultados tan pronto comola operación pertinente objeto de cobertura tiene un efectoen los ingresos. Si las operaciones previstas se someten acobertura dan lugar a la contabilización de un activo o pasi-vo financiero en periodos posteriores, los importes que secontabilizaron en fondos propios hasta este momento hande registrarse en la cuenta de resultados en el periododurante el cual el activo o pasivo afecta a la cuenta deresultados. Si la operación genera activos o pasivos nofinancieros, los importes contabilizados en fondos propiossin efecto en los ingresos se incluyen en el coste inicial delactivo o el pasivo.”

Informe anual 2005, RWE AG, p.112-113


Destacados en Tiempo RealVattenfall AB

Propiedad, planta y equipoCostes posteriores “Los costes posteriores solamente se suman al coste sies probable que se generen para la compañía,beneficios futuros asociados al activo y el coste puedecalcularse con fiabilidad. Todos los demás costesfuturos se divulgan como gasto en el periodo en que secontraen. Cuando al coste de adquisición se le añadeun coste posterior es crucial para la valoración saber sieste se debe al recambio de componentesidentificados, o partes de estos, dado que los costes deeste tipo se capitalizan. Asimismo, en los casos en losque se crean nuevos componentes, el coste seincorpora al coste del activo. Los valores reportados noamortizados de los componentes de recambio, o partesde los componentes, se eliminan y contabilizan comogasto relacionado con el recambio. Las reparaciones secontabilizan como gasto de forma sistemática.”

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3.2.2 Deterioro

Los activos de las utilities deben someterse a unarevisión del deterioro cuando existan indicadoresdel mismo [NIC 36.9]. A los activos de las utilitiesse les aplican las normas de medición normalesdel deterioro.

Las cuantiosas inversiones dejan al sectorexpuesto a condiciones económicasdesfavorables y, por tanto, a gastos por deterioro.Algunos de los desencadenantes del deteriororelevantes en el sector de las utilities incluyen losposibles descensos en precios de mercado parala electricidad y el gas, y un aumento de lanormativa o los cambios fiscales.

Las utilities, en concreto las eléctricas, estánexpuestas a la sobrecapacidad, cambios en elentorno normativo, legislación medioambiental,caídas en los precios al consumo minorista ycrecientes costes de combustible. Algunosindicadores del deterioro comprenden factoresinternos y externos. Entre los indicadoresexternos relevantes en el sector de las utilities seencuentran los cambios en el régimen normativo[NIC 36.12(c)]. Una interpretación reciente emitidapor el CINIIF concluyó que la introducción de unplan de reducción de emisiones es un indicadorde deterioro para los activos que producen gasesde efecto invernadero [CINIIF 3.9 (retirada en juniode 2005)].

El elemento cubierto en virtud de la NIC 39solamente puede designarse bien para el riesgo dedivisas o para el riesgo de cambios en el valorrazonable del elemento en su totalidad. Por tanto, enel ejemplo anterior, el riesgo de divisas puede ser elelemento cubierto, pero no así la indexación delpetróleo por sí sola. La norma cita las dificultades ala hora de aislar y medir la parte adecuada de flujosde caja o cambios en el valor razonable delelemento cubierto como el motivo para no permitir ladesignación del riesgo por indexación del petróleo.

También existen retos en relación con cómo sedivulgan los importes en la cuenta de resultados.Las compañías necesitan considerar además lasdivulgaciones exigidas en virtud de la NIC 32 o,como muy tarde en el 2007, de la NIIF 7, incluido unaumento de la información relativa a los riesgos decrédito, liquidez y de mercado. Sin embargo, ladivergencia entre los efectos contables y económi-cos añade complejidad, por ejemplo, porque notodos los contratos se contabilizan al valor razon-able en los estados financieros. Es probable queresulte complicado explicar la situación general conclaridad y concisión.

¿Es correcto divulgar los beneficios y pérdidasrealizados y no realizados como parte de la cifraprincipal de ingresos netos o deberían reflejarse demodo distinto los resultados no realizados? Todavíase necesita tiempo para considerar las reacciones alos cambios significativos introducidos por la NIC39. Mientras tanto, las divulgaciones serán críticaspara poder entender la situación de todas lascompañías.

3.2 Generación

3.2.1 Enfoque por componentes

Los grandes activos de redes o infraestructurasengloban un número considerable de componentes,muchos de los cuales tendrán vidas útiles de distintaduración. Algunos ejemplos son las refinerías, plan-tas químicas y redes de distribución.

El coste de los componentes significativos de estostipos de activos debe identificarse por separado yamortizarse a su valor residual a lo largo de la vidaútil del componente [NIC 16.43-44]. El proceso deidentificación de los componentes significativospuede ser complejo para centrales avanzadas degran tamaño.

Algunos componentes pueden identificarse estu-diando los programas de cierre o puesta a puntorutinarios de las estaciones eléctricas y las rutinasde recambio y mantenimiento asociadas a estos.También debe prestarse atención a los componentescon una propensión a la obsolescencia tecnológica,la corrosión y el desgaste más acentuada que la deotras partes del activo.

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Informe anual 2005, Vattenfall AB, p.80


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Ejemplo

Z es una utility eléctrica integrada con capacidadde generación y una red de distribución minorista.Posee un excedente de capacidad de generacióncon respecto a su demanda minorista, pero subase de generación es de costes elevados si secompara con la de otros participantes nuevos enel mercado. El gobierno ha emprendido reciente-mente una iniciativa de liberalización y ha permiti-do a los clientes minoristas nacionales escoger asu proveedor.

La dirección indica que en general la utilitycontinuará siendo rentable y que no considera queel cambio normativo sea indicador de deterioro.¿Es adecuada esta evaluación?

Solución

No. La introducción de competencia por parte dela regulación supondrá en términos generales uncambio significativo y un indicador de deterioro.Cuando se identifica un indicador, la direccióndebe comprobar la capacidad de generación paracada UGE individual que, en general, secorresponde con cada una de las estacionesgeneradoras.

Los indicadores del deterioro también pueden serinternos. La señal de que un activo o UGE ha sidodañado o ha pasado a ser obsoleto es un indicadordel deterioro. Otros indicadores del deterioro sonlas decisiones de venta o reestructuración de unaUGE o el indicio de que los resultados económicosestán por debajo de lo previsto.

Otros factores internos son: indicios de daños uobsolescencia; cambios negativos que puedanimpulsar la decisión de reestructurar o abandonarlas operaciones; o pruebas de que los resultadoseconómicos son peores de lo previsto [NIC36.12(e)-(g)].

Unidades generadoras de efectivo

El deterioro debe evaluarse a nivel de las UGEs.Una UGE es el grupo de activos identificable máspequeño que genera flujos de caja identificablespor separado [NIC 36.68].Una UGE se identifica porla disponibilidad de información relativa a flujos decaja, y no por el nivel de información de flujos decaja que la dirección emplea para tomar decisionesde negocios.

La dirección puede agrupar flujos de caja de distin-tas UGEs para evaluar a un grupo de activos simi-lares que compartan infraestructura.

Los activos de generación eléctrica conformaránuna UGE en función de la localización o posible-mente en una función de una única instalación degeneración en un emplazamiento con múltiplesturbinas. La determinación del número de UGEsdependerá del alcance de infraestructura comparti-da y la capacidad para generar flujos de caja engran medida (no totalmente) independientes. Ladeterminación de las UGEs no está motivada porcómo la dirección decide emplear el activo.


Ejemplo

El gobierno se ha comprometido a reducir las emi-siones de gases efecto invernadero. Los dis-tribuidores de electricidad a clientes nacionalesdeberán obligatoriamente emplear un mínimo del 5por ciento de la electricidad procedente de fuentesrenovables (eólica, solar, hidraúlica).X posee suficiente capacidad de generación–mediante carbón y gas– para satisfacer lademanda minorista interna. X estará obligada aadquirir electricidad de fuentes renovables a pre-cios considerablemente superiores a su propiocoste de generación. La dirección apunta a que engeneral la utility continuará siendo rentable y noconsidera que el cambio normativo sea un indi-cador de deterioro. ¿Es esta evaluación apropia-da?

Solución

No. El cambio normativo es un indicador dedeterioro. Cuando se identifica un indicador, ladirección debe comprobar la capacidad degeneración para cada UGE individual que, engeneral, se corresponde con cada una de lasestaciones generadoras.

La liberalización en el sector eléctrico incluye amenudo la introducción de una mayor competen-cia en los precios en el bando mayorista y de laposibilidad de elección por parte de los clientes enel bando minorista.


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Ejemplo

Una entidad opera más de una central eléctrica conel objetivo de generar la electricidad que la entidadse ha comprometido a entregar a sus clientes.Cada central eléctrica presenta características dis-tintas en cuanto a costes fijos y variables, comprasde materias primas necesarias, grados de uti-lización de la capacidad, ciclos de vida de uti-lización de la capacidad y revisiones de puesta apunto. La dirección de la entidad hace uso de lascentrales eléctricas teniendo en cuenta sus distintascaracterísticas, y las considera una cartera de cen-trales eléctricas con vistas a una utilización óptima.

Las consideraciones siguientes desempeñan unpapel en la práctica comercial de las centrales eléc-tricas de la entidad:

• Cada central eléctrica puede vender la electrici-dad que ha generado a sus propios clientes,como si la central eléctrica se encontrara en unasituación de funcionamiento autónomo; y

• La entidad adquirió o construyó cada central eléc-trica por separado.

Sin embargo:• Cada central eléctrica genera electricidad para su

venta por parte de la entidad en el ámbitonacional.

• A los clientes nacionales y locales les resultaindiferente qué central eléctrica genera la electrici-dad que reciben.

• La decisión de la dirección respecto del uso decada central eléctrica depende de sus correspon-dientes costes variables y fijos y de la posibleoptimización de la utilización de capacidad(teniendo en cuenta las interrupciones necesariaspara la puesta a punto y mantenimiento).

Existe un indicio de deterioro en una de lascentrales eléctricas de la entidad. ¿Debería ladirección revisar esa central eléctrica por separadocomo una UGE o clasificar toda la cartera comouna única UGE y someterla a una revisión conjuntadel deterioro?

Solución

La dirección deberá someter a una revisión deldeterioro por separado a la central eléctrica quepresenta el indicio de deterioro.

Cada central eléctrica es una unidad generadora deefectivo independiente porque cada una genera flu-jos de caja independientemente de las demás. Alcliente le es indiferente qué central eléctrica generala electricidad que compra.

Se contabilizan deterioros si el valor en libros deuna UGE supera a su valor recuperable. El valorrecuperable es el mayor entre el valor razonablemenos los costes de venta y el valor en uso [NIC36.6].

El cálculo del valor en uso debe reflejar la mejorestimación de la dirección con respecto a los flujosde caja futuros que se prevé que se generen a par-tir de los activos en cuestión.

Sin embargo, la dirección deberá utilizar el preciocontratado al calcular el valor en uso en el caso delas materias primas salvo que el contrato ya figureen el balance de situación al valor razonable. Porejemplo, un contrato de materias primas quepueda liquidarse por el neto en efectivo y al que nopueda aplicarse la exención por “uso propio” secontabiliza por separado en el balance desituación al valor razonable. La inclusión de losprecios contratados de ese contrato supondríacontar doblemente los efectos del contrato. Eldeterioro de instrumentos financieros incluidos enel alcance de la NIC 39 se aborda en la NIC 39 yno en la NIC 36.

Asimismo, los efectos en el flujo de caja de instru-mentos de cobertura, tales como los topes máxi-mos y mínimos prefijados para las compraventasde materias primas, están excluidos de los flujosde caja del valor en uso debido a que tales con-tratos se contabilizan de conformidad con la NIC39.

Los flujos de caja asociados a las obligaciones dedesmantelamiento de un activo sometido a unarevisión del deterioro se excluyen de los flujos decaja del valor en uso, debido a que la provisiónpara desmantelamiento ya ha sido contabilizada[NIC 36.43]. De igual modo, el valor contable de laprovisión para desmantelamiento no se incluye enel valor contable de la UGE.

La determinación del valor razonable menos loscostes de venta debe ser coherente en eltratamiento de los desmantelamientos. El valorrazonable menos los costes de venta debe calcu-larse en bruto, no disminuido por la obligación dedesmantelamiento, y compararse con el valor con-table bruto correspondiente de la UGE.

Los flujos de caja englobados en el cálculo delvalor en uso deben incluir los gastos demantenimiento pero no los gastos de inversión queprevisiblemente surgirán de la mejora o realce delrendimiento de un activo [NIC 36.44]. El uso delvalor razonable menos los costes de venta comoalternativa al valor en uso al calcular el valorrecuperable, aporta una mayor flexibilidad paraincluir flujos de caja de ampliaciones, que han deser realistas. Sin embargo, las hipótesis empleadaspara el cálculo del valor razonable deben empleardatos basados en el mercado procedentes deoperaciones relevantes recientes.

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3.2.4 Desmantelamiento

Las generadoras eléctricas y otras utilities creancambios medioambientales en el curso normal deoperaciones. Las entidades normalmente estánobligadas a llevar a cabo algún tipo de desmante-lamiento o trabajo de restauración medioambien-tal al término de la vida útil de una central u otrainstalación. Es posible que también existanobligaciones de limpieza medioambientalderivadas de la contaminación del suelo.

La provisión se contabiliza cuando existeobligación de llevar a cabo la limpieza [NIC 37.14].Las obligaciones de desmantelar o retirar unaactivo se crean en el momento de colocación delactivo y se contabilizan al valor actual de losfuturos flujos de caja previstos que seránnecesarios para llevar a cabo el desmantelamiento[NIC 37.45]. Se contabiliza como parte del costedel activo cuando entra en servicio y se amortizadurante su vida útil [NIC 16.16(c)]. El coste totaldel inmovilizado, incluido el coste deldesmantelamiento, se amortiza con arreglo a labase que mejor refleje el consumo de losbeneficios económicos del activo; en el caso deuna central eléctrica se basa, en general, en eltiempo.

Las provisiones para desmantelamiento y restau-ración se registran aunque el desmantelamientono esté previsto hasta dentro de mucho tiempo,por ejemplo 80 a 100 años. El efecto del tiempohasta el momento de desmantelamiento previstose reflejará actualizando la provisión.

Destacados en Tiempo Real RWE AG

Provisiones“El acuerdo también incluye que los incrementos de coste se tomen enconsideración a fecha de balance. En el caso de provisiones dedesmantelamiento, restauración y similares, los cambios en la frecuencia oimporte estimado de los pagos y los cambios en el tipo de actualización setoman en consideración al mismo importe al medir la provisión existente asícomo el activo pertinente, por ejemplo, una central eléctrica. Si la disminuciónen la provisión supera al valor contable del activo pertinente, el excedente secontabiliza inmediatamente en pérdidas o ganancias. Las reversiones deprovisiones se registran en la misma cuenta de gastos en la que se contabilizóla provisión inicialmente.”

“Las provisiones para la gestión de residuos en el sector de la energía nuclearse basan en obligaciones estipuladas en el derecho público y las restriccionesincluidas en las licencias de explotación. El importe contabilizado para la dis-posición de unidades de combustible nuclear utilizadas cubre los costes pre-vistos, en concreto los costes de reprocesado basados en acuerdos contrac-tuales 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 cen-trales nucleares también se basa en los costes previstos. El cálculo de loscostes previstos para la fase posterior al cierre y desmantelamiento se basa enopiniones de expertos independientes, sobre la asunción de que el desmante-lamiento de las instalaciones será total.”

Centrica plc

Arrendamientos “La determinación de si un acuerdo constituye o contiene un arren-damiento se basa en el fondo del acuerdo y exige una evaluaciónpara determinar si el cumplimiento del acuerdo depende del uso deun activo o activos específicos y el acuerdo confiere el derecho deutilizar el activo.”

Arrendamiento financiero: acuerdo de maquila con una centraleléctrica de terceros “El Grupo ha formalizado un acuerdo de maquila a largo plazo con lacentral eléctrica de Spaulding y ha determinado que, basándose en elfondo de las condiciones contractuales, el acuerdo es una arren-damiento financiero.”


3.2.3 Acuerdos que contienen arren-damientos

Determinar si los contratos de maquila de car-bón/gas, en los que el comprador controla elenvío de energía, contienen o no un arrendamien-to es normalmente sencillo. Un contrato deadquisición de energía por el 100% de la produc-ción de un parque eólico a menudo cumplirá elrequisito para ser contabilizado como arren-damiento financiero en virtud de la Interpretacióndel CINIIF 4 y la NIC 17.

Por ejemplo, un contrato de parque eólico podría:

• formalizarse por el 100% de la producción delparque eólico;

• formalizarse por básicamente la totalidad de lavida del activo;

• garantizar un nivel de disponibilidad cuando elviento sople en un campo pertinente; y

• permitir que el comprador convenga la fechapara realizar cortes de mantenimiento.

Los requisitos gubernamentales o incentivos a laproducción de electricidad de fuentes renovableshan dado lugar a la creación de muchos parqueseólicos y otras fuentes de generación “verdes”. Elpromotor y propietario del parque eólico normal-mente recupera sus costes operativos, los costesdel pago de la deuda y una prima de desarrollo,de un único comprador.

Informe anual 2005 Centrica plc, p.47 y 52Informe anual 2005, RWE AG, p.110 y p.111



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Las provisiones para desmantelamiento se actualizanen cada fecha de cierre de balance con los cambiosen las estimaciones de los flujos de caja futuros y loscambios en el tipo de actualización [NIC 37.59]. Loscambios en las provisiones relacionadas con la retira-da de un activo se suman o se deducen del valor con-table del activo [CINIIF 1.5]. Sin embargo, los ajustesestán restringidos en la medida que el activo nopuede caer por debajo de cero y no puede aumentarpor encima del importe recuperable [CINIIF 1.5].

El incremento de la actualización aplicada a un pasivopor desmantelamiento se contabiliza como parte delgasto financiero en la cuenta de resultados.

La Interpretación CINIIF 1 establece directrices sobrecómo contabilizar los pasivos por desmantelamiento,restauración y similares existentes. Este tipo depasivos surge para las utilities (concretamente, paralas instalaciones nucleares) y para compañíaspetroleras y gasistas upstream. Existe una serie deáreas que requieren una atención minuciosa:

• La medición del pasivo puede resultar compleja. Lasfechas en que se producirán flujos de caja futurosson a menudo inciertas, y los futuros incrementosde precio puede ser difíciles de estimar. En lapráctica se dan circunstancias en las que el pasivoreflejado en los estados financieros puede serinferior a una valoración actual del coste, debido aque se espera que los futuros aumentos de preciosean inferiores al tipo de actualización empleado.

• El coste de desmantelamiento debe imputarse a loscomponentes del activo relacionado. No seprescribe el modo de hacerlo, pero puede serconveniente aplicar un planteamiento sistemáticobasado en el coste o valor contable.

• Una disminución del pasivo también se traduce enuna disminución de los activos relacionados.

• ¿Cómo se contabilizan los fondos dedesmantelamiento? En la Interpretación CINIIF 5figura por separado información de orientaciónpormenorizada sobre este tema.

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Vattenfall AB

Obligaciones de desmantelamiento etc. de operaciones de energíanuclear “En Suecia, se efectúan pagos al Fondo de Residuos Nucleares deSuecia con el fin de cubrir los costes futuros de las obligaciones de losproductores de energía nuclear. La tarifa abonada al Fondo de ResiduosNucleares de Suecia la calcula el gobierno del país. La naturaleza de laparticipación de Vattenfall en el Fondo de Residuos Nucleares de Sueciaes tal que deberá divulgarse como activo en el balance de situación.”

Propiedad, planta y equipo “Dentro de las operaciones de energía nuclear en Alemania y Suecia, elcoste en el momento de adquisición incluye el valor actual calculado delos costes estimados de desmantelamiento y retirada de la planta yrestauración del emplazamiento en el que ésta se ubica. Además, estaobligación conlleva la salvaguarda y almacenamiento definitivo de mate-riales radioactivos usados, consumidos por las centrales.”

Fortum Corporation

Activos y pasivos nucleares“Fortum es propietaria de la central nuclear Loviisa, enFinlandia. De conformidad con la Ley de Energía Nuclear deFinlandia, Fortum tiene la obligación legal de financiar el des-mantelamiento de la central y la disposición de 30 activos ypasivos nucleares de combustible usado a través del Fondode Residuos Nucleares. A 31 de diciembre, se incluyen en elbalance de situación los siguientes valores contables deactivos y pasivos nucleares.

La obligación legal y participación de Fortum en el Fondo deResiduos Nucleares al cierre son las siguientes:

La obligación legal calculada de conformidad con la Ley deEnergía Nuclear de Finlandia y decidida por las autoridadesgubernamentales es de 618 (596) millones de euros a 31 dediciembre de 2005 (y 2004 respectivamente). El valor contabledel pasivo en el balance de situación calculado según la NIC37 es de 418 (401) millones de euros a 31 de diciembre de2005. El motivo principal de la diferencia en el pasivo es elhecho de que la obligación legal no se actualiza al valor actualneto.

La participación de Fortum en el Fondo de ResiduosNucleares a 31 de diciembre de 2005 es de 610 (581) millonesde euros. El valor contable en el balance de situación es de418 (401) millones de euros. La diferencia se debe a que laInterpretación CINIIF 5 limita el valor contable de la partici-pación de Fortum en el Fondo de Residuos Nucleares alimporte de la obligación correspondiente dado que Fortum noposee control ni control conjunto sobre el Fondo.

La participación de Fortum en la obligación legal para con elfondo está totalmente financiada. La diferencia entre laobligación y la participación de Fortum en el Fondo deResiduos Nucleares al cierre se debe a la fecha del cálculoanual de la obligación y se abonará durante el primer trimestredel ejercicio siguiente. Fortum ha aportado hipotecasinmobiliarias como garantía, que también cubren imprevistoscon arreglo a la Ley de Energía Nuclear. Las hipotecasinmobiliarias se incluyen en los pasivos contingentes.

Fortum emplea el derecho de recuperar fondos a modo depréstamo del Fondo de Residuos Nucleares, con arreglo adeterminadas normas. Los préstamos se incluyen en pasivosonerosos.”

Informe anual 2005, Vattenfall AB, p.84 y p.80 Informe anual 2005, Fortum Corporation, p.60

Millones de EUR 2005 2004

Obligación por gestión de residuosnucleares con arreglo a laLey de Energía Nuclear 618 596

Participación de Fortum en las reservasdel Fondo de Residuos Nucleares (610) (581)

Diferencia cubierta porhipotecas inmobiliarias 8 15


Tratamiento contable Perspectiva de negocios

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3.3 Trading

3.3.1 Contratos a su valor razonable ypara “uso propio” (NIC 39)

Los criterios de la NIC 39 están provocando unacontabilización generalizada de los contratoscomo derivados. Sin embargo, muchos contratosque la entidad considere que tienen valor no sereflejan en los estados financieros. Algunos ejem-plos son los contratos de almacenamiento ycapacidad, para los que generalmente no existenmercados de negociación activos.

Contratos de capacidad Fuera del alcance de la NIC 39, por nohaber liquidación por el neto

El negocio reconoce el valor que puedeobtenerse de la diferencia en el preciode la materia prima a ambos extremosdel oleoducto, o entre la fecha de inyec-ción y la de retirada en periodos dealmacenamiento

Los contratos de capacidad en su mayoría no sonobjeto de una negociación activa y, por no cumplirel criterio de liquidación por el neto contempladoen la NIC 39, por lo tanto quedan fuera delalcance de la norma y no pueden contabilizarse asu valor razonable. Esto puede traducirse en unresultado contable inusual en el caso deoperadores con fines especulativos que empleenla capacidad como parte de una estrategia másamplia. Ilustramos este punto mediante dosejemplos:

• Un operador con fines especulativos contratapara adquirir en el futuro electricidad en Franciay venderla en Inglaterra en el mismo día. Es titu-lar de capacidad en el interconector de ReinoUnido- Francia para transmitir de un emplaza-miento a otro. En virtud de las NIIF no puedecontabilizar a su valor razonable el contrato decapacidad ni reconocer la conectividad entre losdos mercados. Los contratos de compraventase contabilizan a su valor razonable utilizandoprecios de mercado locales. Esto puede darlugar a un resultado periódico distinto, por razóndel valor que el operador considera que se hacreado (flujo de caja, en última instancia).

• Un operador especulativo formaliza un contratopara adquirir gas en el futuro. Posee capacidadde almacenamiento para conservar el gasdurante seis meses y formaliza un contrato deventa para vender el gas seis meses después,en invierno. El operador considera que se tratade una posición “cerrada”. El contrato decapacidad permanece fuera de balance y elvalor razonable de la posición continuará cam-biando con variaciones en los precios del mer-cado del gas.

La temporización de los resultados divulgados enlos estados financieros no guarda coherencia conel valor que el operador cree que ha sido creado(y, potencialmente, tampoco con el cálculo de suprima). A menudo es posible, por ejemplo, valorarla capacidad aunque todavía no exista un merca-do activo dedicado únicamente a la capacidad. Elvalor contractual puede obtenerse comparandolos precios en cualquier extremo del conducto ointerconector, o comparando los precios antes ydespués de los periodos de almacenamiento decapacidad.



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3.4 Transmisión y distribución

3.4.1 Activos regulados

Algunos países han avanzado en el proceso de privati-zación de las redes de transmisión/transporte y distribu-ción asociadas a las utilities. El contrapeso a este pro-ceso es la regulación de las tarifas de suministro deelectricidad o los precios al consumidor para abordarlas inquietudes acerca de los monopolios que surgen deforma inevitable.

La naturaleza de los contratos que las utilities firmancon los organismos reguladores varía de un país a otro.Un entendimiento a fondo de las condiciones de loscontratos es imprescindible para determinar la adecua-da contabilización de estos contratos.

Una característica común de los mercados de preciosregulados es que el organismo regulador conviene enadmitir incrementos de precio futuros como compen-sación a determinados costes pasados identificados oen exigir reducciones de precio futuras de observarseuna exceso en las tarifas.

Los costes asociados a estos aumentos o reduccionesde precios pueden incluirse en dos categorías amplias:los que son de naturaleza operativa y los que son decapital.

Algunos ejemplos de gastos de explotación son los gas-tos de personal o los costes de material. La contabi-lización de estos costes exigida por las NIIF consiste enincluirlos en el coste de ventas en la cuenta de resulta-dos del periodo en que el se recibe el servicio por partedel empleado y se consume el material. Estos costeshan sido directamente contraídos en latransmisión/transporte o distribución de electricidad ogas vendidos durante el periodo [NIC 2.12] [NIC 2.38].

Algunos ejemplos de gastos de capital son daños a losactivos fijos a raíz de condiciones meteorológicasextremas, como huracanes, o de otros hechos imprevis-tos y no asegurados. El tratamiento contable obligatoriopara estos hechos consiste en contabilizar por separadouna pérdida de valor para el activo dañado y capitalizarel coste del activo de reposición como PPE [NIC 16.66].Las “compensaciones” obtenidas mediante un incre-mento de precios futuro no se contabilizan hasta quedicho importe vaya a cobrarse, es decir cuando sepresten los futuros servicios de redes [NIC 16.66(c)].

La regulación de precios también puede traducirse enque el organismo regulador exija a la utility de redes quereduzca sus precios en un periodo futuro. Al igual que elaumento en los precios no dará lugar, en general, a lacontabilización de un activo, generalmente tampoco lareducción de precios dará lugar a la contabilización deun pasivo. Las únicas ocasiones en las que resultaríaapropiado contabilizar un pasivo sería si la entidad estu-viera obligada a reembolsar efectivo a los clientes (oquizás al gobierno) o si la reducción en los precios fueratan importante que supusiera un contrato oneroso en elcontexto de la NIC 37; estas dos circunstancias sonmuy poco comunes. El cliente recibe el beneficio de lareducción de precios sólo si continúa adquiriendo lamaterial prima a través del sistema de redes.

Destacados en Tiempo RealVattenfall AB

Cobertura de flujos de caja “En el caso de instrumentos derivados que consti-tuyan una cobertura en operaciones de cobertura deflujos de caja, la parte efectiva del cambio de valorse refleja en fondos propios, mientras que la parte noefectiva de registra directamente en la cuenta deresultados. A continuación, la parte del cambio devalor que se registra en los fondos propios se trans-fiere a la cuenta de resultados del periodo en el queel elemento cubierto afecta a la cuenta de resulta-dos. En los casos, en que el elemento cubierto serefiere a una transacción futura, que posteriormentese registra como activo o pasivo no financiero en elbalance de situación (por ejemplo, al cubrir futurascompras de activos no circulantes en divisas), esaparte del cambio de valor reflejada en fondos pro-pios se transfiere y se incluye en el valor de adquisi-ción del activo o pasivo.

Si ya no se cumplen las condiciones para la contabi-lización como operaciones de cobertura, los cambiosde valor acumulados que se reflejaron en fondospropios se transfieren a la cuenta de resultados delúltimo periodo en el que el elemento cubierto afectaa la cuenta de resultados.

Los cambios de valor producidos desde el día enque dejaron de cumplirse las condiciones para lacontabilización como operación de cobertura, seregistran directamente en la cuenta de resultados. Siya no está previsto que se lleve a cabo la transac-ción cubierta, los cambios de valor acumulados porefecto de la cobertura se transfieren inmediatamentede los fondos propios a la cuenta de resultados.

Las operaciones de cobertura de flujos de caja seutilizan principalmente en los casos siguientes: i)cuando se emplean contratos de electricidad a plazopara cubrir el riesgo de los precios de la electricidaden las compraventas futuras; ii) cuando se empleancontratos de tipos de cambio a plazo para cubrir elriesgo por divisas en compraventas futuras en mone-da extranjera; y iii) cuando se contratan swaps detipos de interés para sustituir el endeudamiento a untipo de interés variable por un tipo de interés fijo.

Cobertura del valor razonableEn el caso de coberturas del valor razonable, lacobertura se refleja al valor razonable y los cambiosde valor se registran directamente en la cuenta deresultados, mientras que las pérdidas o gananciasderivadas del elemento cubierto, atribuibles al riesgocubierto, ajustan el valor contabilizado del elementocubierto y se registran en la cuenta de resultados.

Las coberturas del valor razonable se utilizan princi-palmente cuando se contratan swaps financieros detipos de interés para cubrir riesgos por tipos deinterés en endeudamientos a un tipo de interés fijo.”

Informe anual 2005, Vattenfall AB, p.79



31

Algunos PCGA nacionales proporcionan pautasespecíficas que exigen a la utility el abandono deltratamiento habitual de tales costes y la contabi-lización de un activo o pasivo regulado. La inten-ción es reflejar el aumento o disminución de losprecios futuros acordados con el regulador. Enconsecuencia, un activo regulado es el aplaza-miento de costes a un periodo futuro para hacerlocoincidir con el incremento de precios en ese peri-odo. Generalmente los activos y pasivos regula-dos no se contabilizan en virtud de las NIIF.

La adquisición de una utility en una combinaciónde negocios exige la contabilización de todos losactivos identificables, a sus valores razonables. Elderecho de una utility de cobrar tarifas más ele-vadas en el futuro por razón de costes pasadosrepresenta un incremento en el valor de la licenciasegún lo descrito más arriba. En consecuencia, elvalor de una tarifa superior se reflejará en el valorrazonable de la licencia contabilizado en elmomento de adquisición, en lugar de contabilizarun activo regulado independiente.

3.4.2 Contabilización de redes

En virtud de los PCGA nacionales, algunas com-pañías de redes aplicaron el método de contabi-lización de renovaciones a las inversiones rela-cionadas con sus redes. La inversión se llevó aresultados en su totalidad, sin cargos por amorti-zación a los activos de redes. En las NIIF no existeninguna norma contable equivalente que permitaeste planteamiento. Se aplican las reglas de con-tabilización de activos fijos normales, estipuladasen la NIC 16. Este es un gran cambio para lascompañías de redes que introduce algunosdesafíos interesantes en la aplicación:

• ¿Cómo se desglosa el activo total en compo-nentes significativos?

• La NIC 16 exige que se realice este análisis, pero¿cuántos componentes debería haber y cómo hade realizarse el desglose? Parece sensato tomaren consideración una serie de factores al realizaresta operación: el coste de los distintos compo-nentes, el modo en que se desglosa el activocon fines operativos, la ubicación física del acti-vo y las consideraciones de diseño técnico.

• ¿Cuándo debe llevarse a resultados la inversióny cuándo debe capitalizarse?

Por ejemplo, si se repara o reemplaza parte de unoleoducto, ¿cómo se contabilizan los costes? Lamaterialidad debe ser uno de los factores clave aldecidir al respecto. Si los costes de reposición sonmateriales con respecto a una parte significativadel activo, entonces siempre que se cumplan loscriterios de contabilización (el coste puedemedirse con fiabilidad y los beneficios económicosfuturos son probables), deben capitalizarse loscostes.

- ¿Cómo calculan la vida útil?

Es posible que las compañías de redes esténacostumbradas a la hipótesis de trabajo de quelos activos tienen una vida útil indefinida. En virtudde la NIC 16 todos los activos significativostendrán una vida limitada por calcular, que secorresponderá con el tiempo restante hasta que elactivo deba ser sustituido. Las actividades demantenimiento y reparación pueden prorrogar suvida, pero en última instancia el activo deberá sersustituido.

- Al calcular los cargos por amortización tambiéndebe calcularse un valor residual.

En muchos casos este valor es probable que seasólo residual o cero, dado que la NIC 16 lo definecomo los ingresos por enajenación si el activo yaes antiguo y se encuentra en el estado que cabeesperar al término de su vida útil.

Una entidad debe asignar costes en el momentode la contabilización inicial a sus componentessignificativos. A continuación, cada componentese amortiza por separado a lo largo de su vidaútil. Los componentes independientes que pre-sentan la misma vida útil y método de amorti-zación pueden agruparse con vistas a determinarel cargo por amortización [NIC 16.44-45].

Los activos de redes tales como un sistema detransmisión de electricidad, un sistema desuministro de agua o red de alcantarillado, o ungasoducto, constan de muchos componentesindependientes. Muchos componentesindividuales pueden no ser significativos. ¿Cómodeben identificarse y amortizarse en esascircunstancias?

Ejemplo

Una utility de agua y aguas residuales privatizadadispone de una red que cubre una gran área metro-politana. El sistema engloba reservas, plantas detratamiento, grandes acueductos, estaciones debombeo y redes de cañerías y tuberías de desagüe,entre otros elementos necesarios. El sistema hacrecido, desde su instalación inicial hace 150 años.

La utility adopta por vez primera las NIIF y la direc-ción está estudiando cómo identificar los compo-nentes.

La primera propuesta de la dirección es considerarel sistema como un único “activo de red” y amorti-zarlo a lo largo de su vida útil histórica de 150 años.La base de esta propuesta es que el sistema estáconstantemente siendo reparado y renovado. Todoslos desembolsos por reparación y mantenimientose incorporarán al “activo de red”. ¿Es adecuadaesta propuesta?


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Solución

No es probable que el sistema pueda considerarsecomo un único activo con una vida útil total. Ladirección necesita identificar los componentes queson individualmente significativos y que presentanvidas útiles diferenciadas. Un planteamiento prácti-co para identificar componentes es examinar elpresupuesto de capital a medio y largo plazo de laentidad, en el que deben constar las inversionesde capital cuantiosas y señalar los componentesmás importantes de la red que necesitarán serreemplazados en los próximos años. El personaltécnico de la entidad también deberá participar enla identificación de componentes basándose encalendarios de reparación y mantenimiento y lasrenovaciones o reposiciones principales previstas.

Destacados en Tiempo RealFortum Corporation

Tarifas de conexión “Las tarifas abonadas por un cliente al ser conectado a la redeléctrica, de calefacción o refrigeración se contabilizan comoingresos en la medida en que la tarifa no cubre compromisosfuturos. Si la tarifa de conexión está vinculada al acuerdocontractual con el cliente, los ingresos se contabilizan a lo largodel periodo del contrato con el cliente. Las tarifas abonadas porclientes por conexión a la red eléctrica antes de 2003 sonreembolsables en Finlandia si el cliente diera de baja laconexión inicial. Estas tarifas de conexión no se contabilizan enla cuenta de resultados, sino que se incluyen en otros pasivosen el balance de situación.”

Ejemplo

La tarifa de conexión sólo deber pagarla elcliente nuevo una vez para conectarsefísicamente a la red de suministro, y no deberáser abonada de nuevo en el caso de que otrosse trasladen al lugar conectado. El organismoregulador limita las tarifas de distribución deelectricidad, así como la tarifa de conexión. Latarifa de conexión equivale al 50% de los costesreales contraídos al conectar un cliente nuevo ala capacidad necesaria. Si el proveedor instalaramás capacidad en previsión de futurasconexiones, existe una fórmula impuesta por elorganismo regulador que garantiza que el clientesólo paga la capacidad necesaria (y no elexcedente instalado). ¿Deben diferirse las tarifasde conexión recibidas o contabilizarsedirectamente como ingresos?

Solución

Las tarifas de conexión cargadas a los clientespueden contabilizarse directamente comoingresos cuando constituyen un servicioindependiente de acceso a la red de suministroeléctrico. La separabilidad se ve respaldadaporque la tarifa solamente ha de ser abonadauna vez y la conexión puede utilizarse paraobtener electricidad de terceros proveedores sinabonar otra tarifa de conexión.

3.4.3 Gas colchón e inventario

Algunos elementos de propiedad, planta y equipotales como oleoductos, y almacenamientos degas, exigen que se mantenga un nivel mínimo deexistencias para que puedan funcionar de formaeficiente. Estas existencias deben clasificarsecomo propiedad, planta y equipo (PPE) debido aque son necesarias para que la PPE esté encondiciones de funcionar como es debido [NIC16.16(b)], y deben contabilizarse a su coste deadquisición, sujetas a amortización hasta el valorresidual estimado.

Sin embargo, las existencias que una entidadposee pero almacena en PPE propiedad de untercero continúan clasificándose como existen-cias, por ejemplo, todo el gas en una instalaciónde almacenamiento alquilado. No representa uncomponente de la PPE del tercero ni un compo-nente de la PPE propiedad de la entidad. Talesexistencias deben por tanto medirse según elmétodo FIFO o del coste medio ponderado (véaseel comentario Petróleo y Gas).

3.5 Venta minorista

3.5.1 Tarifas de conexión

Una compañía de suministro de electricidadregional que posee y opera una red de electrici-dad compra habitualmente electricidad al pormayor y la revende a sus clientes. Un nuevocliente que se conecte a la red eléctrica puedepagar uno o más o varios tipos de tarifas, porejemplo:

a) una única tarifa de conexión inicial;b) una cuota mensual en concepto de “distribu-ción de electricidad”; y c) el precio de la electricidad consumida abonadoal proveedor, que puede ser un tercero.

Informe anual 2005, Fortum Corporation, p.19


En la carrera por entregar el primer año de divulgación conforme a lasNIIF, muchas compañías se han inclinado por utilizar equipos deproyecto centrales, que operen independientemente para producir lanueva información financiera a tiempo. Ahora necesitan arreglárselassin un equipo de proyecto especial y convertir las NIIF (así comootros nuevos requisitos normativos) en parte de sus operacionescotidianas. El desafío es pasar de las urgencias de la cuenta atrás enel primer año a una asimilación satisfactoria de las prácticas y proce-sos NIIF, con el objetivo de alcanzar una divulgación cotidiana entiempo real.

4Asimilación de

las NIIF en laorganización


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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


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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 conocimien-tos al personal en la empresa, las compañías pueden constatar que, dada la proximidad de laentrega de las siguientes cuentas anuales, la preparación de información fiable y puntual resultadifícil, costosa y requiere mucho tiempo. Sin una asimilación de los cambios necesarios, esposible que las compañías observen que sus procesos de divulgación son inadecuados y quetienen que equilibrar el coste y la eficiencia con un riesgo incrementado de deficiencias en elcontrol y errores materiales inaceptable.

Asimilar consiste en cambiar los planteamientos tácticos, diseñados para cumplir las fechaslímite de información conforme a las NIIF, en procedimientos más sostenibles, eficientes y efec-tivos. 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 divulgación financiera conforme a las NIIF necesita respaldar el modo en que las compañíasexaminan y reflexionan sobre sus operaciones; no se trata simplemente de un problema exclu-sivo de la función financiera. Si su organización todavía no está familiarizada con las NIIF, a ladirección podría resultarle sumamente difícil satisfacer las expectativas de sus interaccionistasinternos y externos.

Las compañías que están experimentando el mayor beneficio del cambio a las NIIF son las quese 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 divul-gación NIIF, impuesto desde el exterior. Emplean el cambio como catalizador para una mejorgestión diaria de sus compañías. Asimismo, incorporan mayor eficacia a la función financiera.La dirección necesita establecer disciplinas y procedimientos que puedan repetirse, periodotras periodo, de forma eficaz y firme, sin depender de recursos, procesos y sistemas que sólopueden garantizarse a corto y medio plazo.

La asimilación de las NIIF en su compañía supone adoptar una perspectiva más amplia paradar respuesta a las demandas del entorno de negocios actual y asimismo estar preparado parael del mañana. Se trata de desarrollar las soluciones tácticas, diseñadas para cumplir las fechaslímite inmediatas de reporting conforme a las NIIF, con el fin de crear procedimientos mássostenibles y eficientes que permitan una gestión efectiva del negocio en un entorno cam-biante.

La asimilación significa adquirir la capacidad para cambiar, ser flexible en el planteamiento. Sucompañía debe disponer de la estructura organizativa, capacidades de datos y personal nece-sarios en funcionamiento con vistas a lograrlo y asegurarse de que los cambios futuros puedenincorporarse a las actividades de la función financiera sin demasiado estrés.

Táctica

Sostenibilidad

Flexibilidad

Preparación de informes externos por partede, por ejemplo, un equipo de proyectooperativamente independiente formado porcontratistas/consultores a un coste elevado,preparados al margen de los sistemas dedivulgación normales y empleando datos noordinarios con un trasvase de conocimientoslimitado a otros miembros del personal.

Tras un periodo, el proceso de divulgaciónexterna se reproduce de forma fiable, eficientey sólida. No se emplean recursos a corto plazo,ni procesos temporales y soluciones desistemas. Las nuevas normas de divulgaciónson parte de las operaciones defuncionamiento cotidiano.

La estructura organizativa, sistemas,capacidades de datos y personal necesariosestán en funcionamiento con vistas a que loscambios futuros puedan ser incorporados a lasactividades de la función financierasin excesivo estrés.

Asimilación

Asimilación de la capacidad de cambio

Hágalo Repítalo Cámbielo

La asimilación de un vistazo


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4.2 Minimización del riesgo operativo

Algunas organizaciones han pagado un precio muy alto para ajustarse a las fechas límite decumplimiento de las NIIF. Es posible que la solidez general de su entorno de control, así comolos procesos y sistemas subyacentes, se haya deteriorado a raíz de cambios que tuvieron queaplicarse con rapidez. Además, es posible que el personal no haya obtenido la experiencia yentendimiento de las NIIF adecuado, y que esto haya contribuido a una disminución de la efi-ciencia.

Para algunos, la intervención manual y las hojas de cálculo son parte de la solución, un sistemaque puede incrementar el riesgo de error y las ineficiencias así como dificultar el control efecti-vo. También puede crearse un riesgo operativo de potencial relevancia durante la transición alas NIIF si la contabilidad de gestión interna no está alineada con los nuevos requisitos de divul-gación externa.

Las NIIF constituyen un cambio fundamental para el régimen contable, y sus repercusionesclaramente se extienden más allá del ámbito del director financiero, el controller o elresponsable de contabilidad. En consecuencia, en toda la organización son necesariasaptitudes 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 facilitadoresclave:1. Procesos 2. Tecnología / sistemas de datos 3. Controles4. 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 debeprestarse a los productos entregables y las prioridades más inmediatas –aprovechando cadaoportunidad en aras de una mayor eficacia, eficiencia y control– al tiempo que se desarrolla lacapacidad para resolver futuros incidentes.

4.2.2 Procesos

¿Cómo tiene previsto racionalizar sus procesos e introducir eficiencias que le ayuden a “cerrarlos libros” con mayor rapidez y habilidad?

Los procesos efectivos garantizan que la divulgación es puntual y precisa, con un mínimo deintervención humana. La dirección debe centrarse en las actividades cotidianas necesarias paragenerar 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 diferirconsiderablemente de los PCGA nacionales. No es extraño ver cómo el número de puntos deentrada de datos se multiplica por tres. Es posible que algunos datos estén disponibles, perono con el formato adecuado. Puede que la dirección necesite reforzar los controles paraobtener datos más precisos y puntuales.

Las disciplinas de divulgación necesitan poder hacer frente a un incremento de la recopilación ydivulgación de datos. Las tecnologías tales como el XBRL pueden resultar útiles a la hora deeliminar 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 datossobre el que se consolidan los sistemas debe minimizar las revisiones y las conciliaciones.


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Muchas compañías necesitan actualizar o reemplazar sus sistemas de recopilación de datos ydivulgación. Los cambios que deben aplicar variarán según las circunstancias individuales. Porejemplo, en las organizaciones con amplias operaciones de cobertura u operaciones queabarcan un gran número de jurisdicciones, la carga de trabajo será probablmente considerable.

El volumen de trabajo necesario para que las NIIF impregnen profundamente la organizacióndependerá del estado y complejidad de los sistemas de divulgación existentes. Los sistemasfragmentados –aquellos con un subsistema distinto para cada parte del negocio, aplicacionesantiguas heredadas de adquisiciones recientes, o sistemas manuales que todavía funcionen enfiliales– suponen desafíos particulares.

La asimilación de las NIIF también significa conciliar los sistemas internos de información adirección con la divulgación externa. Las cifras preparadas según las NIIF difieren de laspreparadas con arreglo a los PCGA nacionales. El personal necesitará elaborar presupuestos yprevisiones que tengan sentido en el entorno de las NIIF y permitan a la dirección actuar con untotal entendimiento de la repercusión de sus decisiones sobre el negocio e, independiente-mente, sobre los resultados publicados.

4.2.4 Controles

¿Cómo puede usted tener la seguridad de que sus controles son adecuados y coherentes entoda la compañía?

Los controles son los mecanismos internos, incluido el gobierno corporativo, que aportanseguridad sobre el trabajo procedente de la función financiera. Este trabajo debe ser compren-sible, auditable y de gran calidad. También debe disponerse de pruebas periódicas de que losmecanismos internos funcionan eficazmente. Deben revisarse los controles y procedimientoscon el fin garantizar que son adecuados y relevantes para las NIIF. Cuando proceda, se implan-tarán las políticas y procedimientos revisados. Este proceso debería disponer del respaldo visi-ble de la dirección para que resulte efectivo. Deberán actualizarse los manuales contablesempleados en toda la organización para contribuir a un entendimiento e implantación adecua-dos de las NIIF.

4.2.5 Aptitudes del personal

¿Qué seguridad tiene de que está equipando a su personal con las aptitudes y planteamientosnecesarios para que las NIIF funcionen en su negocio?

El personal deberá estar motivado para adoptar las NIIF, en lugar de sentirse excluido. Esteobjetivo debe desarrollarse en estructuras de formación, desarrollo y recompensa. La obtenciónde recursos adecuados para estas iniciativas será fundamental para tener éxito en esta empre-sa. Muchas compañías están ya proporcionando formación y actualizaciones periódicas a supersonal, pero sólo unas pocas han asimilado las NIIF de manera que forme parte del lenguajeempresarial. Por ejemplo, las NIIF necesitan emplearse cuando y donde se lleven a cabo losnegocios. No debería tratarse únicamente del dominio de una función de contabilidad centralremota.

El conjunto de la dirección, no sólo los encargados de la función de finanzas, debe serconsciente de los requisitos e implicaciones de las NIIF relevantes para sus funciones. Pocascompañías tendrán la suficiente experiencia interna si no implantan un programa de desarrollode aptitudes. Comprar las aptitudes y conocimientos necesarios no es una opción realista: nosólo son los recursos adecuados escasos, sino que este planteamiento puede no abordar lanecesidad a largo plazo de asimilar las NIIF. El empleo de consultores externos debecomplementarse mediante recursos internos para posibilitar que se produzca un trasvasegenuino de conocimientos. De este modo, se permite a los consultores que se centren en lasáreas 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 unavez implantados los cambios, contribuirá a la asimilación de las NIIF. Esta labor va más allá dela preparación de los estados financieros externos. Los empleados que trabajan en los sistemasde información a dirección, tesorería corporativa e impuestos, por ejemplo, también debensaber cómo aplicar las NIIF a los efectos de reporting externo. Asimismo, aprenderán losnuevos procesos y sistemas necesarios para respaldar los distintos regímenes contables.


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4.2.6 Estructura organizativa

¿Cómo puede aumentar al máximo la aportación de la función financiera? ¿Cómo puede garantizarque las NIIF le ayudan a mantenerse al día en relación con sus obligaciones normativas, por ejemplolos requisitos de gobierno nacionales?

La estructura de la función financiera debería permitir a los equipos financieros cualificados centrarseen añadir más valor a la empresa, por ejemplo, respaldando las decisiones de la dirección en lugar desimplemente cerrar los libros contables. Las transacciones frecuentes pueden estandarizarse, simpli-ficarse o automatizarse en la medida posible, o incluso subcontratarse.

4.2.7 Planificación de estrategias y divulgación

¿Cómo puede contribuir a lograr que el cumplimiento continuado de las NIIF forme parte del éxitofuturo de la compañía?

Será necesario revisar los procesos de información a la dirección, la preparación de proyecciones ypresupuestos para que sean coherentes con las NIIF. La planificación estratégica, la planificación derecursos, la planificación operativa y el seguimiento deben permitir a la función financiera optimizarlas actividades presentes y futuras. Esto incluye tomar decisiones puntuales y proactivas sobre cómoinfluir y hacer frente a cambios futuros. En la práctica, esto significa prestar una mayor atención alplan 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 sobreel resultado financiero de la compañía divulgado externamente. Estos informes internos debenconciliarse 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 aevaluar en qué medida los nuevos requisitos de divulgación NIIF han calado en su organización. Tambiénpermite estudiar cómo puede lograrse una divulgación conforme a las NIIF más sostenible de corto a medioplazo.

¿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 lasNIIF 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 clavede 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 análisisposterior mediante un taller de trabajo y un informe escrito.Nuestro plan sería:• proporcionar retroalimentación y análisis posterior de nuestras conclusiones, observaciones y recomenda-

ciones;• 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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4.3 Gestión de impuestos diferidos

La Gestión de Impuestos Diferidos es una de las tareas más desafiantes en el curso de la con-versión a las NIIF. No solamente suponen grandes exigencias para las compañías los aspectostécnicos, sino que la conversión organizativa común a todo el grupo también puede serenormemente exigente. Los procesos para la preparación de los estados financieros debenincluir conocimientos y experiencia considerables en el ámbito fiscal. A continuación se presen-tan tres aspectos clave de la Gestión de Impuestos Diferidos:

4.3.1 Impuestos diferidos

Pruebas empíricas de los Estados Unidos. indican que entre los tipos de error que han dadolugar a modificaciones en estados financieros publicados (US GAAP), las declaracioneserróneas relativas a impuestos diferidos constituyen un grupo considerable. En las conversionesa las NIIF, también la contabilización de impuestos diferidos plantea gran diversidad de dificul-tades técnicas, algunas de las cuales son propias de las compañías energéticas. Continúa sien-do polémico si los pasivos por desmantelamiento, que generalmente representan un incrementoen el valor inicial de los activos en el balance de situación NIIF con respecto a los PCGAlocales, deben considerarse supuestas diferencias iniciales.

Otros temas de impuestos diferidos importantes en el sector energético son los negocios con-juntos (joint ventures), por ejemplo, para la construcción de centrales eléctricas, y la subvenciónpública de las inversiones en varios países mediante deducciones fiscales, y reducciones entipos impositivos. También surgen problemas en la conversión de las cuentas preparadas con-forme a los PCGA locales en lo que respecta a impuestos diferidos. Asimismo, con arreglo adatos de encuestas, algunas compañías no cumplen estrictamente en su reporting trimestral laNIC 34.30(c), que requiere que el cálculo fiscal se realice sobre la base del tipo fiscal efectivoprevisto para todo el ejercicio.

Relativamente pocas compañías han cumplido enteramente los requisitos de divulgaciónestablecidos en la NIC 12.74(b) de presentar los impuestos diferidos por separado en funciónde los tipos de impuesto. Estos ejemplos muestran que la práctica contable todavía no estácompletamente armonizada con las normativas contables.

Además, la organización de la estrategia de planificación fiscal de una compañía cada vezadquiere mayor relevancia. En el curso de la conversión a las NIIF, muchas compañías optanpor modificar su forma de planificar. La planificación de beneficios se basa principalmente enunidades empresariales más grandes, como segmentos o divisiones, pero la tributación estávinculada a la unidad empresarial legal. El reto de los departamentos fiscales es encontrar unproceso adecuado para el reparto de resultados a las unidades fiscales.

El uso intensificado de soluciones de tecnologías de la información muy desarrolladas puedesimplificar la generación y uso de los datos necesarios, y ayudar a reforzar los controles inter-nos.

Aparte de estos numerosos desafíos en el camino a las NIIF respecto de los impuestos diferi-dos, también surgen oportunidades para mejorar los ciclos de procesos en este área. Lasempresas deben aprovecharlas con el objetivo de lograr una reducción de costes y mayorseguridad y calidad de datos a largo plazo.


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4.3.2 Conciliación de tipos impositivos

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 estadosfinancieros preparados conforme a las NIIF requieren divulgaciones detalladas y amplias en lasnotas, que en general serán más sustanciales de lo que eran según exigía el derecho mercantillocal, y deben incluir una conciliación de tipos fiscales. Las líneas de presentación de laconciliación no son uniformes internacionalmente. Sin embargo, en la práctica, parece que sehan desarrollado algunas directrices “estándar”.

Si la compañía cumple los requisitos de divulgación apropiadamente, el rendimiento de undepartamento fiscal corporativo puede medirse en función del tipo impositivo resultante delgrupo.

La conciliación de tipos fiscales también puede emplearse para el control fiscal. Podríareducirse la falta de transparencia en la toma de decisiones por parte de los departamentos fis-cales. El tipo impositivo del grupo podría ser no solamente un elemento de divulgación demoda, sino un baremo para medir la optimización de la política de impuestos llevada a cabopor la compañía. La presión de los analistas financieros exige que las compañías presten aten-ción a por qué el tipo impositivo de su grupo no es inferior. PricewaterhouseCoopers puedeasesorar a empresas sobre la mejora de su divulgación fiscal con el fin analizar y reducir poten-cialmente el tipo impositivo registrado del grupo.

4.3.3 Contingencias fiscales

En el contexto internacional, las provisiones dotadas para situaciones fiscales inciertas sedenominan “posiciones fiscales inciertas”, “colchones fiscales” o “reservas para contingenciasfiscales”. Puede que los PCGA locales no hayan exigido mucho respecto de la divulgación deestos conceptos. Estos conceptos, por norma general muy delicados, deben abordarse debida-mente en la preparación de estados financieros conforme a las NIIF, incluida una divulgaciónadecuada en las notas. La dificultad aumenta cuando se trata de un grupo de grandes dimen-siones, con estructura fiscal compleja y actividades en muchos países distintos. Losantecedentes de la deuda tributaria de periodos anteriores pueden ser muy enrevesados yrequerir de un conocimiento considerable y sumamente especializado, dado que los riesgos fis-cales subyacentes pueden abarcar la totalidad de la legislación tributaria.

Recientemente, en el ámbito internacional se ha focalizado en la contabilización de “colchonesfiscales” y los requisitos de las compañías a la hora de cumplir sus obligaciones fiscales no sesimplificarán.

La contabilización y divulgación de impuestos constituye un desafío continuado y dinámicopara las compañías y los asesores por igual. Cada vez más se solicita a los departamentos fis-cales que encuentren soluciones inteligentes a conjuntos de normativas de mayor complejidad.Con nuestra experiencia y conocimientos, ayudamos a esos departamentos a encontrar solu-ciones inteligentes y lo más ventajosas posibles para la compañía.


Looking ahead

Looking ahead

5 De cara al futuro

Con sólo un vistazo al apretado programa del IASB se puede constatarque la plataforma estable de requisitos de divulgación de 2005/6 nopermanecerá estable por mucho tiempo. El IASB está estudiando elmodo de resolver algunas de las cuestiones importantes que nopudieron eliminarse y formar parte de la plataforma.

NIIF 7, Instrumentos Financieros: Información a revelar, por ejemplo, seencuentra al frente de la nueva ola de reformas. La nueva norma estádiseñada para aumentar los elementos básicos de la NIC 30, la NIC 32y la NIIF 4. Exige una mayor pormenorización de los riesgos y de losprocedimientos en funcionamiento para mitigarlos. En la práctica, esprobable que se realice un mayor hincapié en la asimilación de las NIIF,exigiendo que las divulgaciones se basen en la información facilitadainternamente al personal de dirección clave de la entidad.

Es probable que este cambio constante, junto con crecientes expecta-tivas de otros grupos sociales, ejerza si cabe, mayor presión en lascapacidades de divulgación, ya estiradas al máximo por la introduc-ción inicial de las NIIF. En consecuencia, la flexibilidad necesita serotro objetivo de implantación de las NIIF. Además de las exigencias delos actuales requisitos de las NIIF, emergen otros retos en forma demarcos de cumplimiento y regulatorios cada vez más complejos y delas expectativas de otros grupos sociales.

El ambicioso programa del IASB se debe a que muchas de las normasexistentes incluyen correcciones a corto plazo surgidas del proyectode mejora de las NIIF. Ya existe un programa de trabajo de cambiosadicionales. Se espera que el ritmo de cambio será más rápido de loque ha sido históricamente en el caso de muchos PCGA nacionales.Las compañías deben ser flexibles para tomar parte en el diálogo defijación de normas con el fin de acomodar los cambios futuros.

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