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Normas
internacionales de información
financiera.
Reporte financiero en la industria
electrificadora y de servicios públicos
Prefacio
Las normas internacionales de información financiera (IFRS, por sus siglas en inglés) ofrecen la base para el reporte de compañías en una cantidad de países que va aumentando en todo el mundo. Más de 100 países ya emplean o están adoptando el reporte bajo IFRS. El ritmo de establecimiento de estándares por parte del Comité Internacional de Estándares Contables (IASB, por sus siglas en inglés) ha sido intenso en los últimos años, con un flujo constante de cambios para las compañías.
Uno de los mayores desafíos de cualquier norma de reporte es la mejor forma de interpretarla e implementarla en el contexto específico de una compañía o industria. En general, IFRS se queda corto en la guía que ofrece a las industrias. PwC está llenando esta brecha con una serie de publicaciones regulares actualizadas que revisa sector por sector el tema de IFRS en la práctica.
En esta edición, observamos los asuntos que enfrentan las compañías de servicios públicos. Nos apoyamos en nuestra experiencia considerable colaborando a las compañías de servicios
públicos con la aplicación efectiva de IFRS e incluimos varios ejemplos de la vida real para mostrar la forma en que las compañías están respondiendo ante los diferentes desafíos que se presentan a lo largo de toda su cadena de valor.
Evidentemente, no solo las normas IFRS están evolucionando constantemente, sino que también los asuntos operacionales que enfrentan las compañías electrificadoras y de servicios públicos.
Observamos algunos de los principales desarrollos en este contexto con una selección de temas de reporte que son de relevancia práctica para las actividades de las compañías electrificadoras y de servicios públicos.
Esta publicación no pretende describir todas las normas de IFRS aplicables a las entidades electrificadoras y de servicios públicos. El panorama siempre cambiante significa que la gerencia debe conducir investigaciones adicionales y buscar asesoría específica antes de tomar acción sobre asuntos más complejos que se puedan presentar. PwC cuenta con un amplio conocimiento y compromiso para ayudar a las compañías del sector a reportar efectivamente. Para obtener mayor información o asesoría, no dude en contactar a su oficina local o uno de nuestros socios especialistas en la industria electrificadora y de servicios públicos.
Manfred Wiegand Norbert Schwieters
Global Power & Utilities Leader Global Power & Utilities IFRS Group
Septiembre de 2011
Contenidos
1. Cadena de valor y temas contables significativos para empresas
electrificadoras y de servicios públicos 3
1.1. Generalidades 3
1.2. Generación 5
1.2.1. Activos fijos y componentes 5
1.2.2. Costos de crédito 6
1.2.3. Obligaciones de desmantelamiento 9
1.2.4. Deterioro 10
1.2.5. Acuerdos que pueden contener arrendamientos 13 1.2.6. Esquema de negociación de emisiones y certificados de reducción de
emisiones 17
1.3. Transmisión y distribución 20
1.3.1. Activos fijos y componentes 20
1.3.2. Contribuciones de los consumidores 22
1.3.3. Activos y pasivos regulatorios 24
1.3.4. Relleno y gas de reserva 24
1.3.5. Valor neto de realización de los inventarios de crudo 26
1.3.6. Acuerdos de operación en red 26
1.4. Distribución minorista 27
1.4.1. Costos de adquisición de clientes 27
1.4.2. Descuentos para clientes 27
1.5. Asuntos en toda la entidad 28
1.5.1. Acuerdos de servicios por concesiones 28
1.5.2. Combinaciones de negocios 29
1.5.3. Uniones temporales a riesgo compartido 32
2. Instrumentos financieros 38
2.2. Alcance de IAS 39 38
2.3. Aplicación de “uso propio” 40
2.4. Medición de contratos a largo plazo que no califican para “uso propio” 42 2.5. Contratos de compra en firme y flexibilidad de volumen (opciones) 44
2.6. Derivados incorporados 48
2.7. Contabilidad de cobertura 52
2.8. Gestión de riesgos y negociaciones 55
3. Desarrollos futuros –normas emitidas que aun no están vigentes 59
3.1. Generalidades 59
3.2. Consolidación y acuerdos conjuntos 59
3.2.1. Consolidación 60
3.2.2. Acuerdos conjuntos 61
3.3. Medición de valor razonable 66
3.4. Instrumentos financieros 67
Anexos 74
Anexo A.- Ejemplos de revelaciones en estados financieros 74
Anexo B.- Diferencias entre US GAAP /IFRS 100
Reconocimientos 109
Contáctenos 110
Introducción
¿Cuál es el enfoque de esta publicación?
Esta publicación tiene en cuenta las principales prácticas contables adoptadas por la industria de servicios públicos bajo las Normas Internacionales de Información Financiera (IFRS).
La necesidad de esta publicación ha surgido debido a los siguientes factores:
La adopción de IFRS por parte de las empresas electrificadoras y de servicios públicos en un gran número de jurisdicciones, con una
aceptación tan impresionante que la aplicación de IFRS en la industria se convertirá en un desafío constante.
Proyectos permanentes de transición en varias jurisdicciones diferentes, de donde las compañías pueden beneficiarse para las interpretaciones existentes de la industria.
¿Quién debe usar esta publicación?
Esta publicación va dirigida a:
Ejecutivos y gerentes financieros en las industrias electrificadoras y de servicios públicos que a menudo se tienen que enfrentar a prácticas contables alternativas.
Inversionistas y otros usuarios de los estados financieros de industrias electrificadoras y de servicios públicos, para que puedan identificar algunas de las prácticas contables adoptadas para reflejar características inusuales que sean exclusivas de la industria.
Organismos de contabilidad, agencias reguladoras y gobiernos en todo el mundo interesados en las prácticas contables y de reporte y responsables de establecer los requerimientos para el reporte financiero
¿Qué incluye?
Esta publicación incluye una evaluación de los asuntos críticos que
consideramos son de interés para el reporte financiero debido a su relevancia particular para las entidades electrificadoras y de servicios públicos y /o a su práctica variable a nivel internacional.
Enfocamos nuestro análisis no solo en la forma cómo la transición a IFRS ha afectado a la industria electrificadora y de servicios públicos, sino también en la forma cómo la industria está manejando los siguientes factores:
Crecimiento significativo en la actividad de adquisición corporativa Aumento en la globalización
Cambios en el panorama político hacia la sostenibilidad y la energía renovable que a menudo conducen a mayor normatividad
Aumento continuo en su exposición a instrumentos financieros y transacciones sofisticadas
Un mayor enfoque hacia las obligaciones ambientales y de restauración
PwC Experience
Esta publicación se basa en la experiencia obtenida con la posición de liderazgo a nivel mundial que ostenta PwC en la industria de electrificadoras y servicios públicos. Esta posición de liderazgo le permite al Centro de Excelencia Global de PwC para la Electricidad y los Servicios Públicos (PwC’s Global Power &
Utilities Centre of Excellence) hacer recomendaciones y liderar discusiones sobre las normas y prácticas internacionales.
Esperamos que esta publicación le sea de utilidad.
1. Cadena de valor y temas contables significativos para empresas
electrificadoras y de servicios públicos
1.1. Generalidades
Una entidad tradicional integrada de electricidad (servicio público) genera electricidad y la envía a todo el país o región a través de líneas de transmisión de alto voltaje, entregándola finalmente a los clientes a través de redes de distribución al menudeo. Algunos de los servicios públicos transportan también o exclusivamente agua y/o gas. A medida que la industria sigue evolucionando, varios modelos operacionales y normativos han aparecido. Los generadores siguen diversificando los insumos; los combustibles fósiles siguen dominando pero existe una inclinación creciente en los bio-combustibles, la cogeneración y los recursos renovables como el viento y la energía solar y de ondas. Algunos gobiernos apoyan la construcción de nuevas centrals nucleares, y en algunos países, la construcción ya se ha iniciado; otros gobiernos están reconsiderando o reversando su apoyo como respuesta a lo ocurrido en Fukushima.
El ambiente regulatorio puede ser complejo y desafiante y difiere entre puntos geográficos o incluso dentro de una misma nación. La presión para introducir e incrementar la competencia y para diversificar los insumos es aparente, así mismo lo son los esquemas que crean incentivos financieros para reducir las emisiones y aumentar el uso de fuentes renovables. Los negocios que antes estaban integrados por normatividad pueden ahora dividirse en negocios de generación, transmisión, distribución y menudeo.
Entonces la competencia puede surgir para los segmentos de generación y menudeo. Los generadores buscarán competir en precio y asegurar
suministros de combustible a largo plazo, equilibrándose frente a los precios potencialmente volátiles del mercado para electricidad a gran escala. En el negocio de distribución puede observarse que los operadores dominantes se ven obligados a otorgar acceso a sus redes para otros operadores. Los clientes por su parte se comienzan a comportar como cualquier otro grupo de
consumidores, eligiendo opciones, desarrollando lealtad de marca, buscando las mejores tarifas o buscando un paquete atractivo de servicios que pueda incluir gas, teléfono, agua, internet y electricidad.
La industria de electrificadoras y servicios públicos se encuentra altamente regulada, con participación continua de los gobiernos en la definición de precios, asegurando la oferta y presionando para reducir la emisión de gases efecto invernadero y otros contaminantes. Esto se suma a un panorama de creciente competencia y un ambiente financiero desafiante que resulta en temas contables complejos. Esta publicación examina los asuntos contables que son más significativos para la industria de los servicios públicos. Los temas se abordan de acuerdo a la siguiente cadena de valor de la industria de
servicios públicos: generación, transmisión y distribución, así como asuntos que afectan a toda la entidad.
Cadena de valor y temas contables
significativos para empresas electrificadoras
y de servicios públicos
1.2. Generación
Los activos de generación a menudo corresponden a instalaciones complejas y de gran escala. Su construcción es costosa, tienden a estar expuestos a
condiciones difíciles de operación y exigen reemplazo o reparación periódica.
Este ambiente deriva en asuntos contables específicos.
1.2.1. Activos fijos y componentes
IFRS tiene requisitos específicos para la depreciación de “componentes”, según se describe en IAS 16, Propiedad, Planta y Equipo. Cada parte significativa de un elemento de propiedad, planta o equipo es depreciada por separado. Las partes significativas de un activo cuentan con vidas útiles similares y patrones de consumo que se pueden agrupar conjuntamente. Este requisito puede crear complicaciones para las entidades prestadoras de servicios públicos, ya que varios activos incluyen componentes con vidas útiles más cortas que el activo en conjunto.
Identificación de los componentes de un activo
Los activos de generación pueden abarcar un número significativo de componentes, muchos de los cuales tienen vidas útiles diferentes. Los componentes significativos de estos tipos de activos deben ser identificados separadamente. Esto puede ser un proceso complejo, particularmente en la transición a IFRS, ya que la contabilidad detallada requerida para la
clasificación de componentes puede no ser requerida para cumplir con los principios contables generalmente aceptados a nivel local (GAAP). Esto puede ser un problema particularmente para las centrals eléctricas más antiguas. Sin embargo, algunos reguladores pueden exigir registros detallados de los activos, lo que resultaría útil para efectos de identificación de componentes bajo IFRS.
Una entidad puede observar sus datos operativos si la información necesaria para los componentes no se identifica fácilmente a partir de sus registros contables. Algunos componentes pueden ser identificados considerando la rutina de cierres o los cronogramas de inspección para centrals generadoras de electricidad y las rutinas asociadas de reemplazo y mantenimiento. También se debe prestar atención a aquellos componentes propensos a la obsolescencia tecnológica, la corrosión o el desgaste más severo que en otras porciones del activo en conjunto.
Quienes adoptan IFRS por primera vez pueden beneficiarse de una exención de acuerdo con IFRS 1, Adopción Inicial de las Normas Internacionales de Información Financiera. Esta exención le permite a las entidades emplear un valor que no es el costo depreciado de acuerdo con IAS 16, Propiedad, Planta y Equipo, e IAS23, Costos de Financiación, como el costo de transición a IFRS.
No es necesario aplicar la exención a todos los activos o todos los grupos de
Depreciación de componentes
Todos los componentes deben ser depreciados a su valor recuperable durante sus vidas útiles, que pueden diferir de un componente a otro. El valor restante en libros puede dejar de ser reconocido a su reemplazo y el costo del repuesto es capitalizado.
Los costos de realizar una reparación mayor o remodelación son capitalizados como componente de la central, siempre y cuando esto represente beneficios económicos futuros. Los costos de rotación o de reacondicionamiento que no se relacionen con el reemplazo de componentes o la instalación de nuevos activos deben ser llevados al gasto cuando se incurran. Los costos de rotación o de reacondicionamiento no deben ser causados en los periodos intermedios entre una rotación o reacondicionamiento y otro ya que no existe la obligación legal o constructiva de realizar una rotación o un reacondicionamiento. La entidad puede optar por cesar operaciones en la central y por lo tanto evitar costos de rotación o de reacondicionamiento.
1.2.2. Costos de crédito
El costo de un elemento de propiedad, planta y equipo puede incluir costos de crédito incurridos para efectos de adquisición o construcción del activo. IAS 23 (revisada) exige que tales costos de crédito sean capitalizados si el activo requiere un periodo de tiempo sustancial para estar listo para su uso esperado.
Algunos ejemplos de costos de crédito presentados por la norma son los
intereses de gastos calculados utilizando el método de interés efectivo (descrito en IAS 39, Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Mediciones); cargos financieros con respecto a arrendamientos financieros reconocidos de acuerdo con IAS 17, Arrendamientos, y/o diferencias cambiarias resultantes de
préstamos en moneda extranjera en la medida en que son considerados como ajustes a costos de interés.
Los costos de crédito deben ser capitalizados mientras que la adquisición o construcción se encuentre en curso activo. Estos costos incluyen los costos de fondos específicos prestados para efectos de financiar la construcción del activo, y aquellos prestamos generales que se hubieran evitado si la erogación por el activo en cuestión no se hubiera hecho. Los costos generales de crédito atribuibles a la construcción de un activo deben ser calculados por referencia al promedio ponderado de los costos generales de crédito de la entidad.
Ejemplo
Se inicia la construcción de una nueva central eléctrica el 1 de septiembre de 201x, y continúa sin interrupciones hasta después del 31 de diciembre del año 201x. Las erogaciones atribuibles directamente a este activo corresponden a C100 millones en Septiembre 201x y C250 millones por mes entre Octubre y Diciembre 201x. Por lo tanto, el promedio ponderado de valor en libros del activo durante el periodo es C475 millones ((100+350+600+850 millones)/4).
La entidad no ha sacado ningún crédito específico para financiar la
construcción de la central, pero ha incurrido en costos financieros sobre sus créditos generales durante el periodo de construcción. Durante el año la entidad contaba con 10% en emisión de bonos con valor nominal de C2 billones y un sobregiro de C500 millones, que se incrementó a C750 millones en Diciembre 201x y sobre el cual se pagaban interese del 15% al 1 de octubre de 201x, cuando la tasa se incrementó al 16%. La tasa de capitalización de los créditos generales de la entidad durante el periodo de construcción se calcula así:
C (x1,000)
Costo de financiación sobre el 10% de bonos por C2 billones durante Septiembre–Diciembre 201X: 66,667
Intereses del 15% por sobregiro de C500 millones en Septiembre 201X: 6,250 Intereses del 16% por sobregiro de C500 millones en Octubre y Noviembre 201X: 13,333
Intereses del 16% por sobregiro de C750 millones en Diciembre 201X: 10,000 Total costos de financiación en Septiembre–Diciembre 201X: 96,250
Promedio ponderado de crédito durante el periodo:
((2b × 4) + (500 millones × 3) + (750 millones × 1))/4 = C2,562,500,000 Tasa de Capitalización (total costos de financiación en el periodo/ promedio ponderado de créditos durante el periodo)= 96,250,000/2,562,500,000 = 3.756%
Por lo tanto, la tasa de capitalización refleja el costo promedio ponderado de los créditos por el periodo de 4 meses en que el activo se encuentra en construcción. A nivel anual, el 3.756% da como resultado una tasa de
capitalización de 268% por año, que es lo que esperaría con el perfil de crédito.
Por lo tanto, el valor total de los costos de crédito a ser capitalizado es el promedio ponderado del valor en libros del activo x la tasa de capitalización = C475 millones × 11.268% × 4/12 = C17,841,000.
Las entidades prestadoras de servicios públicos en ocasiones emplean flujos de efectivo para financiar las erogaciones de capital durante el periodo en que tengan también financiación general. La tasa de crédito se aplica al valor total en libros del activo en cuestión. Este es el caso incluso cuando existen flujos de efectivo de actividades operativas que sean suficientes para financiar las
erogaciones de capital. IAS 23 (revisada) no trata el tema de costos de capitales reales o imputados.
Ejemplo
Una entidad de servicios públicos emplea sus créditos generales y el efectivo de actividades operativas para financiar sus activos en cuestión. Cuenta con una estructura de capital con 20% de patrimonio y 80% de pasivos corrientes y no corrientes, incluyendo deuda con intereses por créditos generales. La tasa de crédito se aplica al valor total en libros del activo en cuestión y no al 80% de los activos en cuestión que son financiados con los créditos.
Generalmente las entidades prestadoras de servicios públicos realizan contratos para la central eléctrica en la modalidad de llave en mano. La entidad tendrá que hacer pagos anticipados, por ejemplo durante la fase de construcción de la central. Los costos de crédito incurridos por la entidad para financiar los anticipos a terceros para la adquisición del activo se capitalizan de acuerdo con IAS 23 (revisado) con la misma modalidad de los costos de crédito incurridos para un activo que sea construido por la entidad. La capitalización comienza cuando se cumplan las tres condiciones: se incurre en erogaciones, se ha incurrido en costos de crédito, y las actividades necesarias para preparar el activo para su uso o venta están en progreso.
Se incurre en erogaciones por el activo cuando se realizan los anticipos (pagos de cuotas). Se ha incurrido en costos de crédito cuando se obtiene el crédito.
Se considera cumplida la última condición- las actividades necesarias para preparar el activo para su uso o venta- cuando el fabricante ha iniciado el proceso de construcción. Establecer si la construcción está en proceso exige información directamente del proveedor del contrato en la modalidad llave en mano.
A menudo estas entidades tienen coberturas para sus créditos. Los efectos de flujos de efectivo o de relaciones de cobertura de valor razonable sobre los intereses para el crédito de un proyecto específico también deben ser
capitalizados. Si bien este asunto no lo aborda específicamente la norma, los principios de IAS 39 son tales que la relación de cobertura modifica los costos de crédito para la entidad en relación con la deuda especifica. Por lo tanto, consideramos que las entidades deben tener en cuenta los efectos de IAS 39 relaciones de contabilidad de cobertura designadas para costos de crédito. La inefectividad de tales relaciones de cobertura debe ser reconocida en el estado de pérdidas y ganancias.
1.2.3. Obligaciones de desmantelamiento
La industria electrificadora y de servicios públicos pude tener un impacto significativo en el medio ambiente. El trabajo de desmantelamiento o de restauración ambiental al final de la vida útil de una central o de otras instalaciones pude ser exigido por ley, por los términos de la licencia de operación o por una política de la entidad y sus prácticas anteriores. Una entidad que promete remediar daños, incluso cuando no se tenga un requerimiento legal, puede haber creado una obligación constructiva y por ende una obligación bajo IFRS. También pueden existir exigencias de limpieza ambiental por la contaminación de tierra que se haya podido presentar
durante la vida operativa de la central o de otras instalaciones. Los costos asociados por remediación/ restauración pueden ser significativos. Por lo tanto, el tratamiento contable de los costos de desmantelamiento resulta crucial.
Provisiones por desmantelamiento
Se reconoce una provisión cuando existe la obligación de remediar o restaurar.
Las normas legales locales deben tenerse en cuenta para determina la existencia y el alcance de la obligación. La obligación de desmantelar o
remover un activo se crea en el momento en que el activo es puesto en servicio.
Las entidades reconocen las provisiones por desmantelamiento al valor presente de los flujos de caja esperados a futuro que sean requeridos para realizar el desmantelamiento. El costo de la provisión se reconoce como parte del costo del activo cuando el activo es puesto en servicio y es depreciado durante la vida útil. El costo total del activo fijo, incluyendo el costo de desmantelamiento, es depreciado con el criterio que mejor refleje el consumo de beneficios económicos del activo: generalmente con base en el tiempo para una central eléctrica.
Las provisiones para desmantelamiento y restauración son reconocidas aun cuando la realización del desmantelamiento no se tenga proyectada sino en el largo plazo, por ejemplo 80 o 100 años. El efecto del tiempo hasta el momento proyectado para el desmantelamiento se refleja en el descuento de la provisión.
La tasa de descuento empleada es la tasa antes de impuestos que refleja las evaluaciones actuales del mercado para el valor del dinero en el tiempo. Las entidades también deben reflejar los riesgos asociados con el pasivo por desmantelamiento. Las diferentes obligaciones de desmantelamiento, naturalmente, tienen diferentes riesgos inherentes, por ejemplo diferentes incertidumbres asociadas con los métodos, los costos y el momento de desmantelamiento. Los riesgos específicos del pasivo pueden verse reflejados en las predicciones preparadas del flujo de efectivo antes de impuestos o en la tasa de descuento utilizada.
Se puede emplear un enfoque contable similar para las barras de combustible nuclear. Estas barras son clasificadas como inventario, y una obligación para reprocesarlas se genera cuando las barras son ubicadas dentro del reactor. Se reconoce un pasivo para la obligación de reprocesamiento cuando las barras son ubicadas en el reactor, y el costo de reprocesamiento es agregado al costo de las barras de combustible.
Revisiones a las provisiones por desmantelamiento
Las provisiones por desmantelamiento se actualizan en la fecha de cada balance general con los cambios en los estimados de valores o tiempo de los flujos de efectivo futuros y cambios en las tasas de descuento. Los cambios en las provisiones que se relacionan con el retiro de un activo se suman o deducen del valor en libros del activo en el periodo corriente. Los cambios en las
provisiones que se relacionan con el retiro de un activo que ya no se utiliza se reconocen inmediatamente en el estado de resultados. Sin embargo, los ajustes en el activo están restringidos. El activo no puede disminuirse por debajo de cero y no puede aumentar por encima del valor recuperable:
Si la disminución en la provisión supera el valor en libros del activo, el exceso se reconoce inmediatamente en pérdidas o ganancias.
Los ajustes que resultan en un aumento en el costo del activo son evaluados para determinar si el nuevo valor en libros es recuperable en su totalidad. Se requiere de una prueba de deterioro si existe alguna indicación de que el activo no pueda ser recuperable en su totalidad.
El acrecentamiento del descuento en un pasivo de desmantelamiento se reconoce como parte del costo financiero en el estado de resultados.
1.2.4. Deterioro
La industria de servicios públicos se distingue por la inversión significativa de capital que exige, por su exposición a los precios de los bienes de consumo y por una fuerte reglamentación. La inversión requerida en activos fijos deja a la industria expuesta a condiciones económicas adversas y por lo tanto a cargos de deterioro. Los activos de la industria deben ser evaluados por deterioro cuando existan indicadores de deterioro. Se deben aplicar las reglas normales de medición de deterioro.
Indicadores de deterioro
Algunos ejemplos de eventos externos desencadenantes de deterioro relevantes para la industria de servicios públicos incluyen la caída de los precios por unidad, aumento en los precios de los combustibles, exceso de capacidad y cambios significativos o adversos en las normas o en la reglamentación tributaria.
Los indicadores de deterioro también pueden ser de índole interna. La
evidencia de que un activo o una unidad generadora de efectivo (CGU, por sus siglas en inglés) están deteriorados o se han vuelto obsoletos es un indicador de deterioro; por ejemplo una central eléctrica destruida por el fuego es, en términos contables, un activo deteriorado. Otros indicadores de deterioro son la decisión de vender o reestructurar una CGU o la evidencia de que el
desempeño del negocio es menor al esperado. El desempeño de un activo o grupo de activos que sea menor al esperado por la gerencia en sus planes operativos y financieros también es un indicador de deterioro.
La gerencia debe estar alerta a los indicadores de deterioro para cada CGU; por ejemplo, un incendio en una sola estación generadora sería un indicador de deterioro para esa estación como CGU individual. La gerencia también debe identificar indicadores de deterioro en cada región, país u otro colectivo que refleje la forma en que se maneja el negocio. Una vez se haya identificado el indicador de deterioro, la prueba de deterioro debe ser realizada para cada CGU individualmente, aun si el indicador fue identificado a nivel regional.
Unidades generadoras de efectivo (CGU)
Una CGU es el grupo más pequeño de activos que genera ingreso de efectivo de manera muy independiente de otros activos o grupos de activos. Para
identificar si el influjo de efectivo por un activo o grupo de activos es altamente independiente del influjo de efectivo por otros activos (o grupos de activos), una entidad debe tener en cuenta varios factores, incluyéndola forma en que la gerencia hace seguimiento a las operaciones de la entidad o la forma en que la gerencia toma decisiones sobre continuar o enajenar los activos y operaciones de la entidad.
Calculo de valores recuperables
Los deterioros deben ser reconocidos si el valor en libros de una CGU supera su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor valor entre el valor razonable menos costos de venta (FVLCTS, por sus siglas en inglés) y el valor en uso (VIU, por sus siglas en inglés).
Valor razonable menos costos de venta (FVLCTS)
El valor razonable menos costos de venta corresponde al valor que un
participante del mercado pagaría por el activo o CGU, menos los costos por la venta de ese activo. El uso de flujos de efectivo descontados para determinar el FVLCTS es permitido cuando no existe un precio del mercado disponible para el activo o cuando no existan transacciones recientes del mercado para poder determinar el valor razonable por medio de comparaciones entre el activo evaluado por deterioro y una transacción reciente en el mercado. Sin embargo,
Por lo tanto, los flujos de efectivo proyectados para FVLCTS incluyen las suposiciones que incluiría un comprador potencial para establecer el precio del activo. Por ende, las expectativas de la industria para el desarrollo del activo deben tenerse en cuanta, lo que no estaría permitido con un VIU. No obstante, las suposiciones y valores resultantes deben estar basados en la información y transacciones recientes del mercado.
Los flujos de efectivo después de impuestos se emplean para calcular el FVLCTS usando un modelo de flujos de efectivo descontados. La tasa de descuento aplicada en el FVLCTS es la tasa del mercado después de impuestos con base en el costo de capital para un participante típico de la industria.
Valor en uso (VIU)
El VIU es el valor presente de los flujos de efectivo a futuro que se espera deriven de un activo o CGU en su condición actual. Determinar el VIU está sujeto a los requerimientos explícitos de IAS 36, Deterioro de Activos. Los flujos de efectivo se basan en el activo que la entidad tenga en el momento y debe excluir cualquier plan para fortalecer el activo o sus resultados en el futuro, pero incluye erogaciones necesarias para mantener el desempeño actual del activo. Los flujos de efectivo de VIU para activos en construcción y que no hayan sido terminados deben incluir los flujos de efectivo necesarios para su terminación y las entradas de efectivo adicionales asociadas o las salidas de efectivo reducidas.
Todos los flujos de efectivo en moneda extranjera se proyectan en la moneda en que se hayan obtenido y se descuentan a una tasa apropiada para esa moneda. El valor resultante es convertido a la moneda funcional de la entidad empleando la tasa de contado en la fecha de la prueba de deterioro.
La tasa de descuento empleada para el VIU siempre es la tasa antes de impuestos y aplicada a los flujos de efectivo antes de impuestos. Este es a menudo el elemento más complejo de la prueba de deterioro, ya que las tasas antes de impuestos no están disponibles en el mercado y lograr la tasa correcta antes de impuestos es un ejercicio matemático complejo. Estimar una tasa bruta después de impuesto no es la respuesta correcta a menos que no se trate de impuestos diferidos.
Flujos de efectivo contratados en VIU
Los flujos de efectivo preparados para el cálculo de un VIU deben reflejar los mejores estimados de la gerencia sobre los flujos de efectivos que se espera a futuro sean generados de los activos en cuestión. Las compras y ventas de bienes de consumo se incluyen en el cálculo del VIU al precio de contado en la fecha de la prueba de deterioro, o, de ser apropiado, a los precios obtenidos en la fecha de la prueba de deterioro a partir de la curva de precios para contratos futuros.
Pueden existir bienes de consumo – tanto combustibles como sus derivados de electricidad resultantes- que estén cubiertos por contratos de compra y venta.
La gerencia debe utilizar el precio contractual en su cálculo de VIU para todos los bienes de consumo a menos que el contrato ya esté incluido en el balance general a valor razonable. Incluir el precio contratado por tales contratos seria contabilizar doblemente los efectos del contrato. El deterioro de instrumentos financieros que se encuentren en el alcance de IAS 39, Instrumentos
Financieros: Reconocimiento y Medición, se describe en IAS 39 y no en IAS 36.
Los efectos de flujo de efectivo para instrumentos de cobertura, tales como topes máximos y mínimos pre establecidos (caps & collars), para compra y venta de bienes de consumo también se deben excluir de los flujos de efectivo del VIU. Estos contratos también se deben contabilizar de acuerdo con IAS 39.
1.2.5. Acuerdos que pueden contener arrendamientos
La contabilización en este tema cambia debido al proyecto en curso de IASB sobre arrendamientos. Las entidades reportantes deben continuar haciendo seguimiento a las actividades de la IASB en este tema.
Bajo IFRS se requiere que los pactos que impliquen el derecho a utilizar un activo a cambio de un pago o de varios pagos deben contabilizarse como arrendamientos, incluso si dicho pacto no tiene la forma legal de un
arrendamiento. Algunos ejemplos comunes de tales pactos incluyen: varias centrals eléctricas construidas para abastecer exclusivamente el sistema férreo, o una central eléctrica ubicada en una fundidora de aluminio o construida bajo la modalidad de acuerdo de construcción propia y transferencia de operación con una empresa nacional de servicios públicos. Los acuerdos de maquila también podrían representar el uso de un activo para la parte que suministra el combustible. Tales acuerdos se han vuelto muy comunes en el negocio de energía renovable en donde todo el suministro de las fincas de producción eólica o solar o las plantas de biomasa se contrata para un solo tercero bajo la modalidad de acuerdo de adquisición de energía.
La norma IFRIC 4, Determinar si un Acuerdo Contiene o no un
Arrendamiento, establece las guías para determinar cuándo un acuerdo puede contener un arrendamiento. Una vez se establezca que el acuerdo contiene un arrendamiento, el acuerdo de arrendamiento debe ser clasificado como financiero u operativo de acuerdo con los principios contenidos en IAS 17, Arrendamientos. Un arrendamiento que implique la mayoría de riesgos y recompensas de operación es un arrendamiento financiero. Un arrendamiento diferente al financiero se clasifica como operativo.
La clasificación tiene implicaciones significativas; un arrendador en un arrendamiento financiero dejara de reconocer sus activos generadores y reconocer a cambio un arrendamiento financiero por cobrar. Un arrendatario en un arrendamiento financiero reconocería activos fijos y el correspondiente pasivo por arrendamiento en lugar de contabilizar el acuerdo de adquisición de energía como un contrato ejecutorio.
La clasificación como arrendamientos operativos deja al arrendador con activos fijos en su balance general y al arrendatario con un contrato ejecutorio.
Si la contabilidad del arrendamiento es inevitable, los inversionistas a menudo prefieren contabilizar el arrendamiento operativo.
Acuerdos de adquisición de energía
Puede ser difícil determina si el acuerdo de adquisición de energía contiene un arrendamiento. El comprador puede recibir todos o sustancialmente todos los productos de una instalación específica. Sin embargo, esto no significa
necesariamente que la entidad este pagando por el derecho de uso del activo en lugar de sus productos. Si el precio de adquisición se fija por unidad producida o es igual al precio actual del mercado en el momento de la entrega, se
presume que el comprador está pagando por el producto y no por el arrendamiento del activo.
Mucho se ha debatido sobre el significado del concepto “fijo por unidad producida” en IFRIC 4 y en la práctica han surgido dos enfoques. Algunas entidades interpretan el concepto “Fijo por unidad producida” en una forma que no permite la variación de precios en absoluto durante toda la vigencia del contrato (fijo es fijo). Sin embargo, otras entidades han concluido que el criterio de fijo se cumple si, al inicio del acuerdo, el comprador y el vendedor pueden establecer cuál sería el precio exacto por cada unidad de producto vendida en cada momento durante la vigencia del contrato (fijo significa predeterminado). Hay seguidores para cada enfoque y la interpretación de
“fijo” es una elección de política contable. La política contable debe ser revelada y aplicada de forma consistente con transacciones similares.
Los siguientes ejemplos ilustran la aplicación del concepto “fijo significa predeterminado” como
Interpretación de contractualmente fijo por unidad producida:
El precio está predeterminado contractualmente y la condición de precio fijo se considera cumplida cuando:
1) El acuerdo de adquisición de energía bajo el cual el comprador paga C40 por cada megavatio-hora (MWh) de electricidad recibida durante el primer año del acuerdo. El precio por MWh aumenta en 2.5% durante cada año siguiente del acuerdo.
2) El acuerdo de adquisición de energía bajo el cual el comprador paga C75 por cada MWh de electricidad recibida durante horas pico y C45 por cada MWh de electricidad recibida durante horas no pico. Las horas pico se definen en el acuerdo de forma que se puede establecer desde el inicio del acuerdo si cada momento es considerado como pico o no pico.
Por ejemplo: horas pico son entre 12 del medio hasta las 10:00p.m diariamente durante Julio y agosto; todos los demás momentos se consideran no pico.
El precio no está predeterminado contractualmente y la condición de precio fijo no se considera cumplida cuando:
1) El acuerdo de adquisición de energía bajo el cual el comprador paga C40 por cada megavatio-hora (MWh) de electricidad recibida durante el primer año del acuerdo. El precio por MWh aumenta posteriormente cada año con base en el cambio anual en el índice de precios del consumidor. Este precio no está predeterminado ya que varía con la inflación a partir del segundo año.
2) El acuerdo de adquisición de energía bajo el cual el comprador paga C40 por cada MWh mas un cargo mensual por capacidad de C30,000. El cargo
adicional por capacidad no se pagará en los meses en que el factor de capacidad disminuya por debajo del 30%. En este acuerdo el precio no está predeterminado ya que el precio por MWh varía con la cantidad de electricidad producida. Aunque el precio de la energía es fijo, el valor pagado por MWh incluye la tarifa por capacidad y los cambios mensuales en la producción cambian el costo promedio por MWh. Por ejemplo, si la central produce 15,000 MWh en el primer mes, el precio es C42/MWh (C40/cargo de energía por MWh mas C2/ cargo por capacidad de MWh asignado). Sin embargo, si la central solo produce 10,000 MWhs, el precio es C43/MWh.
Tal como sucede con el criterio de “fijo por unidad producida”, la condición del precio del mercado es interpretada limitadamente. Por ejemplo, los acuerdos que incluyen límites base o máximos (caps/floors) no se considerarían como reveladores del precio actual del mercado en el momento de la entrega, ya que el precio a la entrega puede ser diferente al precio de contado en el mercado.
¿Qué es producto?
También resulta importante determinar el producto que se debe tener en cuenta para poder evaluar si el contrato es, en esencia, un arrendamiento. Una pregunta que surge con centrales de energía renovable es si existe un acuerdo de adquisición de energía para todos, o casi todos, los productos, ya que la cantidad de generación está determinada por un factor que no se puede
controlar (por ejemplo, el viento, el sol, la lluvia, la nieve). El siguiente ejemplo ilustra este concepto:
Contrato en una finca eólica
• Por el 100% del producto de la finca eólica
• Por sustancialmente toda la vida del activo
• Garantiza un nivel de disponibilidad cuando sopla el viento
• Permite al comprador acordar el tiempo de cortes por mantenimiento
• El precio aumenta cada año con case en cambios anuales del índice de precios del consumidor
El dueño y desarrollador de la finca eólica acepta vender el 100% del producto de la finca a un solo comprador, con la intención de que el desarrollador recupere sus costos operativos, las deudas por costos de servicio y una prima por desarrollo. Los estudios de factibilidad de vientos se emplean para ayudar en la ubicación de las fincas y evaluar la viabilidad económica tempranamente en la etapa de desarrollo del proyecto.
Un acuerdo de adquisición de energía por el 100% del producto en una finca eólica a menudo contiene arrendamiento aunque la generación de electricidad sea contingente al viento. La variabilidad del producto no impacta la
evaluación de si un contrato contiene o no el arrendamiento.
Otra pregunta que surge en la clasificación de arrendamientos para
instalaciones renovables es si los certificados de energía renovable (REC, por sus siglas en inglés) corresponden a “producto o servicio público” en términos de IFRIC 4.9c. Algunos gobiernos han impuesto a los proveedores de
electricidad el requerimiento de contratar una proporción cada vez mayor de electricidad de fuentes renovables. A un generador acreditado de electricidad renovable se le otorga un certificado de energía renovable por cada MWh de energía renovable generado para demostrar que la electricidad ha sido obtenida de fuentes renovables.
La determinación de si un certificado de energía renovable es “producto o servicio público” puede impactar la evaluación de si el acuerdo de adquisición de energía contiene arrendamiento o no, particularmente cuando la energía y los REC son vendidos a terceros diferentes. En la práctica han aparecido dos enfoques sobre lo que se puede considerar como producto bajo IFRIC 4, explicadas así:
o Los RECs son productos: los RECs se tienen en cuenta en la evaluación de arrendamiento. La construcción de una instalación específica y el precio inherente en el acuerdo contractual con los tomadores se basan en el
beneficio combinado de energía, capacidad, RECs y cualquier otro producto de la instalación.
o Los RECs son un incentive del gobierno: los RECs no son considerados como producto en el análisis de arrendamiento. El producto está limitado a la capacidad productiva de la propiedad específica y se relaciona solo con esos productos que requieren “acero en el suelo”. Los RECs resultan de un programa de gobierno (similar a los incentivos tributarios) creados para promover la construcción de centrales y son un producto en papel, no un producto físico.
Si bien ambos enfoques se pueden sustentar, el enfoque utilizado con los RECs es una elección de política contable que se debe aplicar de forma consistente y debe ser revelada.
1.2.6. Esquema de negociación de emisiones y certificados de reducción de emisiones
La ratificación del protocolo de Kyoto por la Unión Europea exige que la emisión total de gases efecto invernadero dentro de los estados miembros de la UE debe disminuir a 92% de los niveles que tuvo en 1990 durante el periodo comprendido entre el año 2008 y 2012. Bajo este esquema, los estados miembros de la UE han establecido límites para las emisiones de dióxido de carbono para las compañías de energía. El esquema funciona bajo la
modalidad de “emisiones máximas y negociables” (cap and trade), y cada estado miembro de la UE debe establecer un máximo de emisiones que cubra todas las instalaciones bajo el esquema.
Incluso luego del Acuerdo de Copenhagen que es menos especifico, el esquema
“cap and trade” de la UE aun se considera un modelo para los gobiernos que buscan reducir las emisiones.
Adicionalmente, existen varios mercados de carbono diferentes a los de Kyoto.
Estos incluyen, por ejemplo, el Greenhouse Gas Abatement Scheme de Nuevo Gales, la Iniciativa Regional de Gases Efecto Invernadero y la Western Climate Initiative en los Estados Unidos.
Contabilidad para los esquemas de negociación de emisiones Los derechos de emisión permiten a una entidad emitir contaminantes hasta un nivel específico. Los derechos de emisión son entregados o vendidos por el gobierno al emisor por un periodo definido de cumplimiento. Los esquemas en los que los derechos de emisión son negociables permiten que una entidad haga una de las siguientes cosas:
Emitir menos contaminantes de los que tiene permitidos y vender el cupo restante
Emitir contaminantes hasta el nivel permitido
Emitir contaminantes por encima del nivel permitido y comprar cupo adicional o pagar una multa.
IFRIC 3, Derechos de Emisión, se publicó en diciembre del año 2004 para ofrecer una guía sobre cómo contabilizar los esquemas de emisión “cap and trade”. La interpretación resultó muy controversial y fue retirada en junio del año 2005 debido a preocupaciones sobre las consecuencias de la contabilidad requerida. Como resultado, no existe una contabilidad integral específica para los esquemas “cap and trade” u otras autorizaciones de emisiones.
La guía en IFRIC 3 sigue valida, pero las entidades tienen libertad de aplicar variaciones, siempre y cuando se cumpla con los requerimientos de todos los estándares relevantes bajo IFRS. El esquema puede resultar en el
reconocimiento de activos (autorizaciones), asignación al gasto de las
emisiones, un pasivo (obligación de presentar autorizaciones) y posiblemente un subsidio del gobierno.
Las autorizaciones son activos intangibles, a menudo presentados como parte del inventario, y son reconocidos al costo si se adquieren separadamente. Las autorizaciones recibidas sin costo por parte del gobierno son reconocidas bien sea a valor razonable con el correspondiente ingreso diferido (pasivo), o bien al costo (cero) según lo permitido por IAS 20, Subsidios del Gobierno.
Las autorizaciones reconocidas no son amortizadas, siempre y cuando el valor residual sea por lo menos igual al valor en libros. Las autorizaciones son
reconocidas en el estado de resultados ya que son entregadas al gobierno por la liquidación de emisiones con base en unidades de producción.
Si se elige el reconocimiento inicial a valor razonable bajo IAS 20, el subsidio del gobierno es amortizado en el estado de resultado por el método de línea recta durante el periodo de cumplimiento. Puede emplearse una alternativa para el método de línea recta si se considera que es un mejor reflejo del consumo de beneficios económicos del subsidio del gobierno.
La entidad puede optar por aplicar el modelo de revaluación en IAS 38, Activos Intangibles, para la medida posterior de las autorizaciones de emisiones. El modelo de revaluación exige que el valor en libros de las autorizaciones se re exprese al valor razonable en la fecha de cada balance general, reconociendo directamente en el patrimonio los cambios al valor razonable, excepto por el deterioro, que es reconocido en el estado de resultados.
Se reconoce una provisión para la obligación de entregar autorizaciones o pagar multas en la medida en que se emitan contaminantes. Las autorizaciones reducen la provisión cuando se han usado para satisfacer la obligación de la entidad a través del cumplimiento con el gobierno al final de cada año en el esquema. Sin embargo, el valor en libros de las autorizaciones no puede reducir el saldo del pasivo hasta que la autorización haya sido cumplida.
Certificados de reducción de emisiones
Otro esquema bajo el Protocolo de Kyoto se encuentra vigente para las
naciones de rápido crecimiento y los países en transición que no están sujetos a los objetivos de Kyoto para reducción de emisiones. Las entidades de estos países pueden generar certificados de reducción de emisiones (CER). Los CER representan una unidad de reducción de gases efecto invernadero que ha sido generada y certificada por las Naciones Unidas bajo las disposiciones del Mecanismos de Desarrollo Limpio (CDM) del Protocolo de Kyoto. El CDM permite a los países industrializados que están comprometidos con la reducción de sus emisiones de gases efecto invernadero bajo el Protocolo de Kyoto obtener créditos de reducción de emisiones frente a los objetivos de Kyoto a través de inversiones en proyectos “verdes”. Algunos ejemplos de estos proyectos incluyen los esquemas de reforestación y la inversión en tecnologías de energía limpia. Una vez recibidos, los CER tienen valor porque son
intercambiables por autorizaciones ETS de la UE y por lo tanto pueden ser utilizados para cumplir obligaciones bajo ese esquema en particular.
Una entidad que adquiera CER los contabiliza siguiendo el modelo de costos ETS; se contabilizan al costo con el reconocimiento inicial y posteriormente de acuerdo con la política contable elegida por la entidad. Ninguna guía
específica de contabilidad bajo IFRS cubre la generación de CERs. Las
entidades que generan CER deben desarrollar una política contable apropiada.
La mayoría de entidades que requieren CER probablemente las adquieren de terceros y las contabilizan como activos adquiridos separadamente.
La pregunta clave que se deriva de la contabilización de CERs auto generados es ¿Cuál es la naturaleza de los CER? La respuesta a esta pregunta yace en las circunstancias específicas de los negocios y procesos clave de la entidad. Si los CER generados se retienen para la venta en el curso normal del negocio de la entidad, los CER estarían dentro del alcance de IAS 2, Inventarios. Si no se retienen para la venta, deben ser considerados como activos no monetarios identificables sin sustancia física (por ejemplo activos intangibles – a menudo
La contabilización de CER también está determinada por la aplicabilidad de IAS 20, Subsidios del Gobierno y Revelación de la Asistencia del Gobierno. Si un CER es otorgado por el gobierno, la contabilización será de esta manera:
Reconocimiento cuando exista seguridad razonable de que la entidad cumplirá con las condiciones adjuntas a los CER y que el subsidio será recibido.
Medición inicial a valor nominal o valor razonable, dependiendo de la política elegida.
La medición posterior depende de la clasificación de los CER y debe seguir la norma relevante (por ejemplo, IAS 2 para inventarios, IAS 38 para activos intangibles, IFRS 5 para activos no corrientes retenidos para la venta).
1.3.Transmisión y distribución
Las actividades de transmisión y distribución en la industria electrificadora y de servicios públicos incluyen la transmisión de energía y el transporte de agua o gas, así como la distribución de estos recursos. Esta parte de la cadena de valor también depende de inversiones significativas de capital en instalaciones de la red eléctrica y redes de tubería.
1.3.1. Activos fijos y componentes
Los activos de red, tales como el sistema de transmisión de electricidad o una línea de gas, están compuestos por varios componentes separados. Varios componentes individuales pueden no ser significativos. Un enfoque práctico para identificar los componentes es considerar el presupuesto de capital de la entidad a mediano y largo plazo, lo que debe identificar los gastos
significativos de capital y señalar los componentes importantes de la red que necesitarían reemplazo durante los próximos años. El personal de ingeniería de la entidad también debe tomar parte en la identificación de los
componentes con base en los cronogramas de reparación y mantenimiento y en las renovaciones o reemplazos importantes que se hayan planeado.
Una red debe dividirse en partes significativas que tienen diferentes vidas útiles. La determinación de la cantidad y clasificación de las partes es
específica a las circunstancias de la entidad. Varios factores deben tenerse en cuenta para este análisis: el costo de las diferentes partes, la forma en que el activo se puede dividir para efectos operativos, la ubicación física del activo y las consideraciones de diseño técnico.
Algunas compañías de red aplican la contabilidad de renovaciones para gastos relacionados con sus redes bajo el GAAP local. Las erogaciones son llevadas en su totalidad al gasto y no se cargan depreciaciones contra los activos de la red.
Este tratamiento contable no es aceptable bajo IFRS ya que aplican los
requerimientos de la contabilidad y depreciación normal de activos fijos. Esto puede ser un cambio significativo para las compañías en red e implica algunos desafíos en su aplicación.
Una entidad acostumbrada a llevar al gasto todas las erogaciones corrientes puede tener dificultad inicialmente para re expresar lo que debe ser
capitalizado y lo que debe ser llevado al gasto. La materialidad puede ser una guía útil; si los costos de reemplazo son materiales para el activo, entonces, de cumplirse los criterios de reconocimiento (el costo puede medirse con
confiabilidad y los beneficios económicos futuros son probables), estos costos deben ser capitalizados. Quienes adoptan IFRS por primera vez pueden beneficiarse de la exención de acuerdo con IFRS 1, Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información Financiera. Esta exención le permite a las entidades usar un valor que no es costo depreciado de acuerdo con IAS 16, Propiedad, Planta y Equipo, e IAS 23, Costos de Crédito, como costos considerados por transición a IFRS. No se hace necesario aplicar la exención a todos los activos o grupos de activos.
Las compañías en red pueden estar acostumbradas a asumir que los activos tienen una vida útil indefinida. Todos los activos significativos tienen una vida finita que se debe establecer bajo IAS 16, siendo ésta el tiempo que resta antes de que el activo deba ser reemplazado. Las actividades de mantenimiento y reparación pueden extender este periodo de vida útil, pero finalmente el activo debe ser reemplazado.
Se debe determinar un valor residual para todos los componentes
significativos. Es posible que este valor en varios casos sea solo por chatarra o cero, ya que IAS 16 define el valor residual como los lucros de enajenación cuando el activo ya se encuentre en el momento y condición esperada al final de su vida útil. Una entidad debe asignar costos a sus partes significativas con el reconocimiento inicial. Cada parte es entonces depreciada por separado durante su vida útil. Las partes independientes que tienen la misma vida útil y método de depreciación pueden agruparse para establecer el cargo por
depreciación.
1.3.2. Contribuciones de los consumidores
La prestación de servicios públicos a los consumidores exige alguna forma de conexión física, bien sea que se trate de servicios de gas, agua o energía. La inversión requerida para proporcionar la conexión a los consumidores a partir de la red nacional o regional puede ser significativa. Esto sucede
particularmente cuando el cliente está ubicado lejos de la red o cuando el volumen del servicio que se está adquiriendo requiere equipos de gran escala.
Un ejemplo puede ser la prestación del servicio de energía en una ubicación remota donde se requiere la construcción de una subestación para conectar al usuario con la red nacional.
Varias compañías de servicios públicos le exigen a los consumidores contribuir con el costo de conexión, y a cambio el cliente recibe el derecho de acceder al servicio. La entidad construye la infraestructura de conexión y retiene la responsabilidad por su mantenimiento. La pregunta es ¿de qué forma contabiliza la entidad la contribución de los consumidores, si los activos por los cuales se recibe contribución están registrado al costo o a valor razonable, y si el crédito se asigna al ingreso de inmediato o si debe ser diferido durante la vida del activo o del derecho contractual de uso.
La diversidad de métodos de contabilidad usados por las entidades para los activos que reciben llevó a que el Comité de Interpretación de IASB emitiera el IFRIC 18, Transferencia de Activos de los Consumidores. La interpretación exige que los activos transferidos deban ser reconocidos inicialmente a su valor razonable y que el ingreso relacionado sea reconocido inmediatamente; o, si existe una obligación de servicio futura, el ingreso se difiere y es reconocido durante el periodo relevante de servicio.
La entidad debe evaluar si el elemento transferido cumple con la definición de un activo tal como se indica en el marco de referencia de IFRS. Un elemento clave es si la entidad tiene control o no sobre el elemento. La transferencia del derecho de propiedad no es suficiente para establecer el control. Todos los eventos y circunstancias deben ser analizados. Un ejemplo pude ser la capacidad de la entidad para decidir de qué forma opera y se mantiene el activo transferido y cuándo es reemplazado. Si la definición se cumple, el activo es medido a su valor razonable, que sería su costo.
Se asume que la entidad ha recibido el activo a cambio de la prestación de los servicios. Algunos ejemplos pueden ser la conexión a una red y /o la prestación de acceso permanente al suministro de bienes y servicios. Por cada servicio identificable dentro del acuerdo, el ingreso debe ser reconocido a medida que cada servicio sea prestado de acuerdo con IAS 18.
Cuando una entidad proporciona conexión a una red y acceso permanente al suministro de bienes o servicios, la gerencia debe establecer si estos servicios son elementos separados del acuerdo par efectos del reconocimiento de ingresos.
La contabilidad depende de hechos y circunstancias que difieren de un país a otro. La gerencia debe tener en cuenta las siguientes características para establecer si el servicio de conexión es un servicio identificable separadamente o no:
La conexión representa un valor individual para el consumidor. Si la entidad de red concluye que el servicio de conexión no representa un valor individual, difiere el ingreso durante el periodo del acceso permanente al servicio (o la vida del activo si esta es menor).
El valor razonable del servicio de conexión se puede medir con
confiabilidad. Si el valor razonable del servicio de conexión no puede ser medido con confiabilidad, el ingreso pude ser diferido y reconocido durante el periodo en cual se presta el servicio de acceso permanente.
Las características que indican que el servicio de acceso permanente puede ser un servicio identificable separadamente son las siguientes:
El cliente recibe el servicio de acceso permanente o los bienes y servicios a un precio que es menor al que tienen los clientes que no han transferido un activo. Cuando el cliente paga un menor precio a futuro, el ingreso es reconocido durante el periodo en el cual el servicio es entregado, o durante la vida del activo si es menor.
Cuando los consumidores que transfieren activos a la entidad pagan el mismo precio por bienes y servicios que aquellos que no transfieren activos, la gerencia debe determinar que esto indica que la prestación de acceso permanente surge de una licencia de operación de la entidad o de otra norma, en lugar de surgir de una transferencia del consumidor. Si la gerencia determina que el servicio de acceso permanente no resulta de la transferencia de la conexión del activo, solo es el servicio de conexión el que se presta a cambio de la transferencia del activo, y el ingreso es reconocido inmediatamente.
Las erogaciones significativas por conexión, tales como subestaciones o derivaciones de redes a menudo benefician a más de un consumidor y las contribuciones se reciben de varios de ellos. Sin embargo, cuando se construyen equipos de conexión importantes para el beneficio de un solo consumidor, se debe prestar atención a si el equipo en esencia ha sido arrendado o no al consumidor. Se deben aplicar IFRIC 4 e IAS 17 para establecer si un acuerdo es o no, en esencia, un arrendamiento o si debe ser clasificado como un arrendamiento operativo o financiero.
1.3.3. Activos y pasivos regulatorios
La liberación total de los servicios públicos no es práctica debido a la
infraestructura física requerida para la transmisión y distribución del bien de consumo. La privatización y la introducción de la competencia a menudo están equilibradas por la regulación de precios. Algunos servicios públicos siguen siendo monopolio de proveedores con precios limitados a una versión de costos más un margen supervisado por el regulador.
El régimen regulatorio es a menudo exclusivo de cada país. Los dos tipos más comunes de regulación son la regulación basada en incentivos y la regulación basada en costos. El regulador que dirige un régimen basado en incentivos usualmente establece los “ingresos permitidos” para un periodo con la
intención de promover la eficiencia en costos para la entidad. Una entidad de servicios públicos que opere bajo el régimen de costos típicamente tiene permitida la recuperación de un nivel acordado de costos operativos junto con un retorno sobre los activos empleados.
Las políticas contables de una entidad deben tener en cuenta el régimen regulatorio y los requisitos de IFRS. Todo pasivo o activo que surja de la regulación para ser reconocido bajo IFRS y debe ser evaluado con base en las normas IFRS aplicables o en el marco de referencia, ya que no existe un
estándar específico para la contabilización de tales activos o pasivos bajo IFRS.
En julio de 2009, la IASB publicó un borrador, Actividades con Tarifas Reguladas, que permitiría el reconocimiento de activos y pasivos regulatorios para las entidades reportantes dentro del alcance. El proyecto no se culminó debido a restricciones de recursos. Sin embargo, la IASB ha sugerido algunas alternativas para continuar, incluyendo un proyecto a corto o mediano plazo, o la consideración de actividades de tarifa regulada como parte de un proyecto más extenso de activos intangibles. Adicionalmente, la IASB incluyó
actividades de tarifa regulada como una sugerencia en su Consulta de Agenda de Julio de 2011. Las entidades reportantes deben continuar haciendo seguimiento a las actividades de IASB en este asunto.
1.3.4. Relleno y gas de reserva
Algunos elementos de propiedad, plata y equipo, tales como tuberías y almacenamiento de gas, exigen que se mantengan ciertos niveles mínimos de producto para poder operar con eficiencia. Este producto usualmente se clasifica como parte de la propiedad, planta y equipo ya que es necesario llevar la PPE a su condición de operación requerida. Por lo tanto, el producto es reconocido como componente de PPE al costo y sujeto a la depreciación para el valor residual estimado.
Sin embargo, el producto de propiedad de la entidad que está almacenado en PPE de propiedad de terceros sigue siendo clasificado como inventario. Esto incluye, por ejemplo, todo el gas en una instalación de almacenamiento alquilada. Esto no representa un componente de la PPE del tercero ni un componente de PPE de propiedad de la entidad. Tal producto debe, por consiguiente, ser medido por el método primero adentro, primero afuera (FIFO) o por el costo de promedio ponderado.
Ejemplo – Gas de reserva
La entidad A adquiere una mina de sal para usarla como almacenamiento subterráneo. El almacenamiento en la mina se reacondiciona para prepararlo para inyección de gas. El gas natural es inyectado y a medida que aumenta el volumen de gas inyectado, también aumenta la presión. La mina de sal actúa, por lo tanto, como un contenedor presurizado. La presión establecida dentro de la mina se usa para impulsar el gas hacia afuera cuando se tenga que
extraer. Cuando la presión disminuya por debajo de cierto umbral, ya no habrá presión diferencial para impulsar el gas natural residual hacia afuera. Este gas residual dentro de la mina ya no es físicamente recuperable hasta que el centro de almacenamiento sea desmantelado. Ese gas residual es conocido como “gas de reserva”.
¿La gerencia de la entidad B debe contabilizar el gas de reserva como PPE o como inventario?
La gerencia de la entidad B debe clasificar y contabilizar el gas de reserva como PPE. Este gas es necesario para que la mina pueda realizar su función como centro de almacenamiento de gas. Por lo tanto hacer parte del centro de almacenamiento de gas y debe ser capitalizado como componente de la centro de almacenamiento que es un activo de PPE.
El gas de reserva debe ser depreciado a su valor residual durante la vida del centro de almacenamiento de acuerdo con IAS 16.43. Sin embargo, si el gas de reserva es recuperable en su totalidad cuando el centro de almacenamiento sea desmantelado, entonces la depreciación se registra contra el componente de gas de reserva solo si el valor residual estimado del gas disminuye por debajo del costo durante la vida del centro de almacenamiento.
Cuando el centro de almacenamiento sea desmantelado y el gas de reserva extraído y vendido, la venta del gas de reserva se contabiliza como enajenación de un elemento de PPE de acuerdo con IAS 16.68. Por consiguiente, la
ganancia/perdida por la enajenación es reconocida en el estado de pérdidas y ganancias. El gas natural que reste del gas de reserva inyectado en la mina debe ser clasificado y contabilizado como inventario de acuerdo con IAS 2.
1.3.5. Valor neto de realización de los inventarios de crudo
El crudo adquirido para uso por parte de una entidad de servicios públicos se valora al menor valor entre el costo y el valor neto de realización si va a ser utilizado como combustible.
Establecer el valor neto de realización exige tener en cuenta el precio estimado de venta en el curso normal de los negocios menos los costos estimados para completar el procesamiento y vender el inventario. Una entidad establece el precio estimado de venta de un producto de crudo empleando el precio del mercado para el crudo en la fecha de balance general.
Los movimientos en el precio del crudo después de la fecha del balance usualmente reflejan cambios en las condiciones del mercado después de esa fecha, y por lo tanto no debe ser reflejado en el cálculo del valor neto de realización.
1.3.6. Acuerdos de operación en red
Los derechos de uso del suelo público para la construcción y operación de redes eléctricas usualmente están limitados en el tiempo. Los municipios pueden decidir no prolongar esos derechos una vez se hayan vencido, y continuar las operación de las redes por cuenta propia o en cooperación con compañías operadoras en red o con otros municipios. Los acuerdos pueden tomar varias formas, por ejemplo:
Arrendar los activos de la grilla directamente a las entidades operadoras en red
Establecer compañías en red con la modalidad de holding junto con el operador en red, que puedan arrendar los activos de la grilla directamente al operador en red
Acuerdos conjuntos con otros municipios o entidades que puedan comprender numerosos contratos de colaboración y de servicios
Usualmente los acuerdos son muy complejos porque incluyen una variedad de contratos entre las partes, por ejemplo contratos de regulación de derechos y obligaciones entre los accionistas de las compañías en el holding de red, los contratos de arrendamiento y los contratos de servicios. Todas las entidades implicadas en esos acuerdos deben analizar todos los hechos y circunstancias para poder concluir el tratamiento contable apropiado. Los contratos también pueden dar lugar a un acuerdo de servicio de concesión, tema que se ilustra en el Capitulo 1.5.1.
1.4. Distribución minorista
1.4.1. Costos de adquisición de clientes
La liberación de regulación en los mercados y la introducción de la
competencia a menudo ofrecen a los clientes la posibilidad de cambiar de un proveedor a otro. Las entidades prestadoras de servicios públicos invierten en ganar y desarrollar sus relaciones con los clientes. Los costos de adquirir y desarrollar estas relaciones con los clientes se capitalizan como activos intangibles adquiridos separadamente si se cumplen ciertas condiciones. Los costos directamente atribuibles a la finalización de un acuerdo contractual con un cliente se capitalizan y amortizan durante la vigencia del contrato. Estos costos incluyen comisiones o bonos pagados para vincular a los clientes con la entidad en donde ésta cuenta con sistemas para registrar y evaluar
separadamente el contrato con el cliente en busca de beneficios económicos futuros.
Sin embargo, las erogaciones relacionadas con el desarrollo general del negocio, tales como la prestación del servicio en una nueva localidad o una campaña publicitaria para lograr nuevos clientes no se capitaliza porque no cumple el criterio de reconocimiento de activos. Tales erogaciones generales no se capitalizan ya que los costos específicos asociados con los clientes
individuales no pueden ser identificados separadamente o por que la entidad tiene control insuficiente sobre la nueva relación par que cumpla con la definición de activo.
No obstante, las relaciones con los clientes deben ser reconocidas cuando se adquieren a través de combinaciones de negocios. Los intangibles
relacionados con los consumidores tales como las listas de clientes, los
contratos y las relaciones con los clientes son reconocidos por el adquiriente al valor razonable en la fecha de adquisición.
1.4.2. Descuentos para clientes
Las entidades prestadoras de servicios públicos pueden ofrecer descuentos y otros incentivos a los clientes para motivarlos a vincularse con ciertas tarifas o planes de pago. Los costos asociados con estos programas deben ser
identificados cuidadosamente para asegurar que estén adecuadamente
separados de los ingresos por ventas. Por ejemplo, cuando los clientes reciben descuentos por pagos mensuales frente a otros clientes que pagan
trimestralmente, los ingresos por ventas deben estar separados del ingreso financiero que está incluido en el precio cobrado a los clientes que pagan por trimestre.
