Tiempo Real* Haciendo llegar las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) a los Sectores del Petróleo y Gas y Utilities *connectedthinking
Índice de materias 1 Introducción 1 2 El sector del petróleo y gas 4 2.1 Exploración y producción 2.1.1 Exploración: Successful Efforts versus Coste Completo Reclasificación al término de la fase de exploración y evaluación Medida de los activos de producción 2.1.2 Acuerdos de trabajo conjunto Negocios conjuntos (Joint Ventures) Activos controlados conjuntamente Entidades controladas conjuntamente Qué indicadores señalan la existencia de una entidad sujeta a las NIIF? Entidades controladas conjuntamente: información a revelar Inversiones con un control inferior al control conjunto, incluidas las participaciones indivisas 2.1.3 Overlift y underlift 2.1.4 Deterioro y unidades generadoras de efectivo Interacción entre las provisiones para desmantelamiento y los cálculos del deterioro Medición posterior de los activos de exploración y evaluación 2.1.5 Ingresos y fiscalidad Impuestos sobre el petróleo: cánones e impuestos especiales Impuestos sobre el petróleo basados en los beneficios Impuestos abonados en efectivo o especie 2.1.6 Contratos de reparto de la producción (PSAs) y tributación Ingresos y costes de los PSAs y concesiones Impuestos en los PSAs 2.1.7 Activos por componentes 2.1.8 Obligaciones por retirada de activos Revisiones de las provisiones para desmantelamiento Impuestos diferidos sobre obligaciones de desmantelamiento 2.2 Transporte y refino 2.2.1 Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón (almacenamiento subterráneo) 2.2.2 Activos por componentes 2.3 Venta minorista y distribución 2.3.1 Deterioro y unidades generadoras de efectivo
3 El sector de utilities 20 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 4 Asimilación de las NIIF en la organización 34 4.1 De la cuenta atrás al tiempo real 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 5 De cara al futuro 41 6 Contactos 42
1 Introducción 1 Las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) son ahora muy reales para las empresas del mundo entero. En un momento en que muchas compañías se encuentran al final de su primer periodo completo de divulgación conforme a las NIIF, publicamos Tiempo Real, un estudio que examina la realidad de la divulgación en virtud de las nuevas normas para las compañías de los sectores del petróleo y gas y utilities. Ambos sectores se caracterizan por la necesidad de grandes inversiones iniciales, a menudo con gran incertidumbre sobre los resultados en el horizonte a largo plazo. Los desafíos geopolíticos, medioambientales, energéticos, de oferta de recursos naturales y los retos en la negociación, junto con las complejas y complicadas relaciones con los agentes implicados en el negocio, han supuesto, en la transición hacia las NIIF, la necesidad de tomar decisiones complejas sobre cómo implantar las nuevas normas. Tiempo Real examina la cadena de valor de cada sector y comenta de forma detallada el modo en que se están poniendo en práctica las nuevas normas. Identificamos áreas en las que las compañías deben tomar decisiones importantes al aplicar las normas, en concreto respecto de los derivados y los instrumentos financieros, el deterioro y la recuperabilidad de los costes. Junto a esto, observamos cómo las novedades acontecidas en el entorno más amplio, tales como el comercio de derechos de emisión y la volatilidad en los precios energéticos, están acentuando el desafío de divulgación al que se enfrentan las compañías.
Introducción Uno de los desafíos de trabajar con normas basadas en principios es que, sin un reglamento detallado, la dirección necesita dedicar más tiempo a explicar las decisiones que ha tomando a la hora de aplicar los principios. Hemos visto a empresas lidiar con problemas surgidos al cierre del ejercicio como presentar y describir la volatilidad derivada de la NIC 39, o la dificultad de calcular los impuestos diferidos recopilar información para los requisitos de divulgación y aun así preparar estados financieros de menos de 100 páginas! 2 Tiempo Real aporta percepciones internas sobre cómo las compañías están respondiendo a estos desafíos e incluye ejemplos de políticas contables y otras divulgaciones contenidas en estados financieros publicados. A medida que las compañías avancen, el desafío será arraigar las NIIF en la práctica cotidiana de la compañía en tiempo real. Muchas compañías siguen funcionando con el chip de proyecto especial y todavía continúan pendientes de llevar a cabo la transición satisfactoria de integrar las normas en las actividades cotidianas. Por el contrario, otras no sólo han logrado esto en sus informes financieros externos sino que también han alineado satisfactoriamente su gestión interna y divulgación de resultados con las NIIF. Francisco Martínez Socio Global de Energía
El 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) 2.2.2 Activos por componentes 2.3 Venta minorista y distribución 2.3.1 Deterioro y unidades generadoras de efectivo El sector del petróleo y gas 4
Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 5 La cadena de valor del petróleo y gas Exploración y producción 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 Transporte y refino Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón (almacenamiento subterráneo) Componentización de activos Deterioro, unidades generadoras de efectivo Venta minorista y distribución El impacto de las NIIF se siente a lo largo de toda la cadena de valor del petróleo y gas; sin embargo, muchos de los dilemas y decisiones clave son mayores en las fases de exploración y producción. Por ejemplo, al principio de la cadena de valor se permite que continúe la contabilización según el modelo de coste completo en virtud de la NIIF 6, pero sólo en las fases de exploración y evaluación. En la otra punta del sector, las NIIF están modificando los límites de las unidades generadoras de efectivo (UGEs) hasta incluso la estación de servicio o el grupo más pequeño de activos de comercio minorista que generen flujos de caja independientes identificables. En los apartados siguientes, examinamos las decisiones clave relativas a las NIIF que las compañías deben tomar a lo largo de la cadena de valor del petróleo y gas.
2.1 Exploración y producción 2.1.1 Exploración Successful Efforts versus Coste Completo La mayoría de las principales compañías integradas de petróleo y gas, así como muchas compañías upstream más pequeñas, utilizan el método de successful efforts. Según este método contable para la exploración y desarrollo, los costes incurridos en la búsqueda, adquisición y desarrollo de reservas se capitalizan para cada yacimiento dependiendo de la naturaleza de las operaciones. Cuando se descubre una reserva mineral comercialmente viable (o probada), los costes capitalizados pueden imputarse al descubrimiento. En caso de que no se produjera el descubrimiento, la inversión se lleva a resultados. Sin embargo, algunas compañías de upstream han empleado históricamente el modelo de coste completo. Según este modelo, se capitalizan todos los costes incurridos en la búsqueda, adquisición y desarrollo de las reservas en un gran centro de costes geográfico, en lugar de para cada yacimiento individual. Los centros de costes se agrupan habitualmente en función de cada país si bien, a veces, cuando los yacimientos presentan características geológicas o económicas similares o vinculadas, pueden agruparse algunos países. El debate continúa en el sector sobre los méritos conceptuales de ambos métodos. La NIIF 6 se ha emitido con vistas a proporcionar una solución provisional que permite a las entidades seguir aplicando su política contable con respecto a la exploración y evaluación de recursos minerales, hasta que se desarrolle una solución más completa. Aporta una solución provisional para los costes de exploración y evaluación, pero no para los costes incurridos una vez terminada esta fase. En consecuencia, es difícil que la contabilización según el modelo de coste completo tal como se ha aplicado en el pasado pueda mantenerse más allá de la fase de exploración y evaluación (E&E). Los cambios practicados en la política contable de una entidad para los activos de E&E solo pueden practicarse si se traducen en una política contable más cercana a los principios del marco de las NIIF. Con vistas a cumplir la NIIF 6, el cambio tiene que dar lugar a una política nueva que sea más relevante y no menos fiable, o más fiable y no menos relevante, que la política anterior. Esta restricción sobre los cambios a la política contable engloba los cambios implantados por la adopción de la NIIF 6. Es importante resaltar que la NIIF 6 solo cubre la fase de exploración y evaluación, hasta el punto en que las reservas probadas se determinan fructuosas o infructuosas. El sector del petróleo y gas 6 Destacados en Tiempo Real BG Group plc Inversión en exploración BG Group emplea el método contable de successful efforts para la inversión en exploración. La inversión en actividades de exploración, incluidos los costes de adquisición de licencias, se capitaliza como activo inmaterial en el momento en el que se incurren y ciertos gastos, como los costes de exploración geológica y geofísica, se llevan a resultados. Se efectúa, al menos anualmente, una revisión de cada una de las licencias o yacimientos para determinar si se han descubierto reservas probadas. Cuando se determina la existencia de reservas probadas, los desembolsos pertinentes, incluidos los costes de adquisición de licencias, se transfieren a propiedad, planta y equipo, y se amortizan para cada unidad de producción. Los desembolsos considerados infructuosos se transfieren a la cuenta de pérdidas y ganancias. Se evalúa el deterioro de la inversión en exploración cuando los hechos y circunstancias apuntan a que su valor contable es superior al valor recuperable. A los efectos de la revisión del deterioro, los activos de exploración y producción pueden englobarse en unidades las generadoras de efectivo adecuadas según la localización geográfica, la utilización de instalaciones comunes y los acuerdos de comercialización. BP plc Inversión en exploración Los costes de exploración geológica y geofísica se cargan a pérdidas y ganancias según se incurren. Los costes directamente asociados a un pozo de exploración se capitalizan como activo inmaterial hasta que finaliza la perforación del pozo y se evalúan los resultados. Entre estos costes figuran la retribución a los empleados, los materiales y combustibles empleados, los costes de plataformas, cuotas de demora y pagos a contratistas. En el caso de no encontrar hidrocarburos, la inversión en exploración se da de baja contra resultados/se regulariza con cargo a resultados como pozo seco. De encontrarlos, supeditado a valoraciones adicionales como la perforación de pozos adicionales (pozos estratigráficos de exploración o de tipo exploratorio), y se considera probable la capacidad de desarrollo comercial, los costes seguirán contabilizándose como activos. Todos esos costes contabilizados estarán sujetos a revisiones técnicas, comerciales y de gestión al menos una vez al año para confirmar la intención continuada de desarrollar o alternativamente extraer valor del descubrimiento. Cuando ya no sea el caso, se dan de baja los costes. Una vez determinada la existencia de reservas probadas de petróleo y gas natural y aprobado el desarrollo, la inversión pertinente se transfiere a propiedad, planta y equipo. Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.64 Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.32
Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 7 Ejemplo La Entidad A ha estado operando en el sector upstream del petróleo y gas durante muchos años. En el 2005 ha estado realizando la transición a las NIIF, siendo la fecha de transición a las NIIF el 1 de enero de 2004. La dirección ha decidido efectuar una adopción temprana de la NIIF 6 para aprovechar la deducción que ofrece por la capitalización de costes de exploración y las revisiones de deterioro aplicadas. Con arreglo a sus PCGA (Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados) anteriores, la Entidad A ha seguido la política de llevar a resultados los costes geológicos y geofísicos. Los estudios geológicos y geofísicos realizados por la Entidad A no cumplen la definición de activo a título propio contenida en el Marco Conceptual; sin embargo, la dirección ha observado que la NIIF 6 permite la capitalización de esos costes [NIIF 6.9(b)]. Puede la dirección de la Entidad A modificar la política contable en transición a las NIIF con vistas a capitalizar los costes geológicos y geofísicos? Reclasificación al término de la fase de exploración y evaluación Los activos de E&E para los que se han identificado reservas comercialmente viables se reclasifican, pasando de esta categoría a la de activos de desarrollo. El activo de E&E debe someterse a una revisión del deterioro en virtud de la NIIF 6 inmediatamente antes de su reclasificación. Una vez el activo de E&E ha sido depurado de la categoría de E&E, queda sujeto al requisito normal de la NIIF de revisión del deterioro en el nivel de la unidad generadora de efectivo (UGE), dado que la deducción que por la NIIF 6 proporciona en esta área solo está disponible hasta la evaluación. La contabilización posterior a la evaluación de un activo E&E para el cual no han sido identificadas reservas comercialmente viables está sujeta a interpretación. Debería su valor reducirse al valor razonable menos los costes de venta, o existe alguna base para seguir clasificándolo dentro de E&E, sujeto a la revisión del deterioro común a todo el segmento estipulada en la NIIF 6? En nuestra opinión, no es adecuado mantener ese coste dentro de E&E. La consecuencia es que bajo las NIIF no puede aplicarse la contabilización según el modelo de costes completos sin modificaciones considerables. Solución La NIIF 6 limita los cambios que se practican en la política contable a aquellos que la hacen más fiable y no menos relevante, o más relevante y no menos fiable. Una de las cualidades de la relevancia es la prudencia. La capitalización de más costes que los capitalizados en virtud de la política contable anterior no es más prudente y, por tanto, no es más relevante. En consecuencia, la dirección de la Entidad A no debería adoptar el cambio propuesto a la política contable. Destacados en Tiempo Real BG Group plc Depreciación y amortización Los activos de exploración y de producción se amortizan desde el comienzo de la producción en los yacimientos pertinentes, empleando el método de la unidad de producción en las reservas probadas desarrolladas de esos yacimientos, si bien para las participaciones adquiridas e instalaciones se utilizan las reservas probadas totales. Los cambios en estas estimaciones se resuelven prospectivamente. Medida de los activos de producción Los activos de producción deben amortizarse a lo largo de su producción prevista total sobre la base de unidades de producción. El criterio de las unidades de producción es a menudo el método de amortización más adecuado porque refleja el patrón de consumo de los beneficios económicos de las reservas. Sin embargo, la amortización según el método lineal puede ser conveniente en el caso de algunos activos. Las reservas empleadas en el cálculo de las unidades de producción pueden ser reservas probadas y probables o probadas desarrolladas, pero la política escogida debe aplicarse de forma sistemática. Independientemente de la definición de reservas que la dirección escoja, su aplicación deberá ser sistemática a todos los bienes de producción. Royal Dutch Shell plc Depreciación, amortización y agotamiento La propiedad, planta y equipo relacionados con las actividades de producción de petróleo y gas natural se amortizan para cada unidad de producción de las reservas probadas desarrolladas del yacimiento en cuestión, salvo en el caso de los activos cuya vida útil es inferior al ciclo de vida del yacimiento, en cuyo caso se aplica la amortización lineal. Los derechos y concesiones se agotan en función de las unidades de producción de las reservas probadas totales del área en cuestión. Las propiedades no comprobadas se amortizan según exijan las circunstancias particulares. Los otros elementos de propiedad, planta y equipo se amortizan generalmente según el método lineal a lo largo de su vida útil estimada, que habitualmente es de 20 años para las refinerías y plantas químicas y 15 años para las instalaciones de estaciones de servicio minorista, y los costes de inspecciones a fondo se amortizan de tres a cinco años, periodo que se corresponde con el plazo estimado hasta la siguiente inspección a fondo prevista. Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.63 Informe anual 2005, Royal Dutch Shell plc, p.110
De emplearse las reservas probadas y probables, deberá considerarse un ajuste en la dotación de amortización que refleje los costes de desarrollo futuros que se contraerán necesariamente con el fin de tener acceso a las reservas no desarrolladas. Ejemplo La Entidad D está preparando sus estados financieros conforme a las NIIF. La dirección de D ha identificado que debe amortizar el valor contable de sus propiedades de producción para cada unidad de producción de las reservas preestablecidas en cada yacimiento. Sin embargo, la dirección de D se debate entre emplear reservas probadas o reservas probadas y probables en el cálculo de las unidades de producción. Qué clase de reservas debe emplearse en el cálculo de las unidades de producción? Solución La dirección de la Entidad D puede escoger entre o bien emplear reservas probadas o bien reservas probadas y probables para calcular las unidades de producción. La producción total utilizada en la amortización de las reservas sujetas a un arrendamiento o licencia se limitará a la producción total que se prevé obtener durante la vigencia del arrendamiento / licencia. Las prórrogas de la licencia / arrendamiento sólo se adoptan si existen pruebas que respalden una renovación probable sin costes significativos. 2.1.2 Acuerdos de trabajo conjunto La demanda de capital y los periodos de gestación largos han dado lugar en el sector a la práctica de compartir el peso y el riesgo de exploración y puesta en marcha con otros agentes del sector, gobiernos o usuarios de la producción. Estos acuerdos adoptan múltiples formas, tales como inversiones con un control inferior al control conjunto, incluidas las participaciones indivisas; acuerdos de reparto de la producción y concesiones; activos de común ubicación; y negocios conjuntos. Negocios conjuntos (joint ventures) Un negocio conjunto o joint venture se distingue por la presencia de control conjunto: el reparto de control contractualmente acordado sobre una actividad económica. El control conjunto exige que todas las decisiones de peso sean adoptadas unánimemente por todas las partes que comparten el control conjunto. Una mayoría de voto amplia, por ejemplo el 80%, no será necesariamente suficiente para imponer el control conjunto. También debe prestarse especial atención a los negocios conjuntos en los que uno de los socios que comparte el control posee una participación muy pequeña. Deben entenderse los motivos por los que los otros socios están dispuestos a compartir el control con una parte implicada de poca magnitud. El hecho de que uno de los partícipes intervenga como operador con fines prácticos del día a día no impide necesariamente la existencia de control conjunto. El tipo más frecuente de negocio conjunto en el sector del petróleo y gas son los activos controlados conjuntamente. El sector del petróleo y gas 8 BP plc BG Group plc Costes de licencia y adquisición de bienes Los costes de exploración y de adquisición de bienes en propiedad temporal se capitalizan dentro del inmovilizado inmaterial y se amortizan según el método lineal a lo largo del periodo estimado de exploración. Cada uno de los bienes se somete a revisión anualmente para confirmar que la actividad de perforación está planeada y no ha habido deterioro. Si no se previeran actividades futuras, se elimina el saldo restante de los costes de licencia y adquisición de bienes. Una vez determinada la existencia de las reservas económicamente recuperables ( reservas probadas o reservas comerciales ), cesa la amortización y los costes restantes se suman a los desembolsos de exploración y se registran para cada yacimiento como propiedades probadas a la espera de aprobación dentro otros activos inmateriales. Cuando el desarrollo se aprueba internamente, la inversión correspondiente se transfiere a propiedad, planta y equipo. Ingresos En general, los ingresos derivados de la producción de propiedades de petróleo y gas natural en la que el grupo posee una participación junto con otros productores se contabilizan con arreglo a la participación directa del grupo en tales propiedades (el método de participación). Reservas probadas BG Group utiliza las definiciones de la SEC de reservas probadas y reservas probadas desarrolladas al preparar las estimaciones de sus reservas de gas y petróleo. Las reservas probadas son las cantidades estimadas de gas y petróleo que los datos geológicos y de ingeniería, con un grado de certidumbre razonable, señalan como recuperables en el futuro de los yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas y operativas existentes. Las reservas probadas desarrolladas son aquellas que previsiblemente pueden ser recuperadas mediante pozos existentes y con el equipo y los métodos operativos existentes. Las reservas probadas no desarrolladas son las cantidades que previsiblemente pueden ser recuperadas de pozos nuevos en superficies no perforadas o de pozos existentes en los que es necesaria una inversión relativamente importante para su finalización. La variación neta en reservas probadas durante el ejercicio comprende ampliaciones, descubrimientos y reclasificaciones (22 millones de barriles equivalentes de petróleo, mmboe), y revisiones a las estimaciones anteriores (197 mmboe). En las revisiones se incluye el efecto neto del incremento de precios al cierre (disminución de 188 mmboe) y una revisión de la contabilización de fuel gas (incremento de 89 mmboe). La producción en el periodo fue de 183 mmboe (netos de la producción canadiense sujeta a canon de 0,6 mmboe). Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.32 y p.37 Informe y cuentas anuales 2005, BG Group plc, p.128
Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 9 Destacados en Tiempo Real Eni SpA Activos controlados conjuntamente En el sector del petróleo y el gas, los activos controlados conjuntamente son frecuentes. Normalmente, un activo controlado conjuntamente es construido por los copropietarios, proporciona un servicio esencial compartido y no constituye una entidad jurídica independiente. Los partícipes conservan la titularidad legal conjunta sobre el activo. Algunos ejemplos son un oleoducto, una refinería o una plataforma offshore construida colectivamente y perteneciente a las petroleras con instalaciones de producción en un yacimiento de gran tamaño o conjunto de yacimientos. Los partícipes pueden aportar además activos existentes o vender una parte de un activo existente a un copartícipe, si bien es más probable que esto de lugar a una entidad controlada conjuntamente en lugar de a un activo controlado conjuntamente. Las partes en un activo controlado conjuntamente deben contabilizar: su proporción del activo controlado conjuntamente, clasificado según la naturaleza del activo; los pasivos contraídos por el partícipe; su parte proporcional de los pasivos derivados del activo controlado conjuntamente; su parte de gastos de funcionamiento del activo; y los ingresos generados por el funcionamiento del activo (por ejemplo, derechos secundarios de su utilización por terceros). Los activos controlados conjuntamente tienden a reflejar el reparto de costes y riesgos más que el reparto de beneficios. La aportación de activos a un acuerdo de activos controlados conjuntamente se traducirá en una enajenación parcial de ese activo por parte del partícipe aportante, contabilizándose la pérdida o la ganancia en la cuenta de resultados. La participación en ese activo por parte de los demás partícipes se corresponderá con su proporción del valor razonable del activo en la fecha de la aportación. La contabilización de una participación en activos controlados conjuntamente es similar al modelo de consolidación proporcional aplicado a entidades controladas conjuntamente. Ejemplo Las Entidades A, B y C poseen y operan conjuntamente una plataforma offshore, próxima a yacimientos de producción de su propiedad, y funcionan de forma independiente unas de otras. Poseen el 45%, el 40% y el 15%, respectivamente, de la plataforma y han acordado repartir los servicios y costes en consecuencia. La legislación local exige el desmantelamiento de la plataforma al término de su vida útil. Las decisiones relativas a la plataforma requieren el consenso unánime de las tres partes. Se trata de un negocio conjunto? Solución Sí, se trata de un negocio conjunto. La plataforma es un activo controlado conjuntamente, y no una entidad controlada conjuntamente ni una operación controlada conjuntamente. Cada partícipe contabiliza su parte del pasivo asociado al cierre definitivo de la plataforma. También deberá divulgar como pasivo contingente la parte de la obligación de los otros partícipes en la medida en que sea responsable contingente de estos. Ingresos y costes Los ingresos se contabilizan en el momento de envío ya que, en dicha fecha, los riesgos de pérdida son transferidos al comprador. Los ingresos derivados de la venta de crudo y gas natural producidos en propiedades en las que Eni posee una participación junto con otros productores se contabilizan en función de la participación directa de Eni en esas propiedades (método de participación). Las diferencias entre el volumen neto de participación directa de Eni y los volúmenes de producción real se contabilizan a los precios vigentes al término del periodo. Informe anual 2005, Eni SpA, p.132
Entidades controladas conjuntamente Las operaciones controladas conjuntamente y los activos controlados conjuntamente suponen habitualmente el reparto de costes y operaciones físicas. Por el contrario, las entidades controladas conjuntamente pueden incluir el reparto de operaciones físicas, pero generalmente incluyen también el reparto de resultados financieros en lugar de únicamente el reparto de costes. Los partícipes a menudo aportan activos fijos (o el compromiso de construirlos), derechos al subsuelo o efectivo y otros activos. La formación de una entidad controlada conjuntamente exige al partícipe que contabilice el activo aportado como una enajenación parcial. Ejemplo Se crea una entidad controlada conjuntamente en la que cada partícipe posee una participación del 50%. Una parte aporta derechos al subsuelo y la contraparte aporta instalaciones de producción. Cada una de las partes ha vendido el 50% de su participación en sus propios activos y ha adquirido una participación del 50% en los activos de la contraparte. Se contabilizan ganancias/pérdidas por establecimiento del negocio conjunto? Solución Ambos partícipes contabilizarán una ganancia o pérdida en función de la proporción del valor razonable del activo recibido menos la proporción del valor contable del activo vendido. La capacidad para formalizar contratos en su propio nombre; Mantenimiento de sus propias cuentas bancarias; y Financia y liquida sus propios pasivos. Las actividades no previstas en un acuerdo contractual para establecer el control conjunto no son negocios conjuntos a los efectos contenidos en la NIC 31. No obstante, no es necesario un contrato de negocio conjunto independiente: para cumplir la definición de negocio conjunto basta con incluir una cláusula en los estatutos sociales que cree el requisito para las partes de acordar todas las decisiones que se tomen. Entidades controladas conjuntamente: información a revelar El IASB ha emprendido un proyecto de investigación sobre la contabilización de negocios conjuntos. En diciembre de 2005, el Consejo decidió retirar provisionalmente la opción de la consolidación proporcional para las entidades controladas conjuntamente y, en consecuencia, permitir únicamente el método de puesta en equivalencia, pero también decidió ampliar su proyecto a los negocios conjuntos porque consideró que la norma actual no aborda debidamente la diferencia entre una entidad controlada conjuntamente y una participación indivisa en los activos y pasivos de una operación conjunta. Mientras tanto, en vista de los efectos potenciales de los proyectos actuales sobre la contabilización de negocios conjuntos (por ejemplo consolidaciones, marco conceptual, convergencia a corto plazo), el Consejo ha decidido suspender los trabajos del proyecto de investigación a largo plazo, a la espera del resultado de estos otros proyectos. El sector del petróleo y gas 10 Qué indicadores señalan la existencia de una entidad sujeta a las NIIF? Una entidad controlada conjuntamente es un negocio conjunto que conlleva la creación de una corporación, sociedad u otra entidad en la que el partícipe posee una participación [NIC 31.24]. En algunas jurisdicciones, el término entidad jurídica está definido en la ley de sociedades local. Sin embargo, la NIC 31 hace referencia a una entidad en lugar de a una entidad jurídica. El hecho de que la estructura no satisfaga la definición de entidad jurídica en el país en el que está basado el negocio conjunto no le impide ser una entidad con arreglo a la NIC 31. Debe tomarse en consideración el fundamento de un acuerdo para determinar si existe una entidad. Las características que habitualmente indican la presencia de una entidad son: El uso de una identidad independiente conocida y reconocida por terceros; Inversiones con un control inferior al control conjunto, incluidas las participaciones indivisas Las entidades del sector energético y las utilities pueden adquirir una participación en un negocio conjunto u otra entidad jurídica, pero no convertirse en uno de los partícipes. Esta situación puede darse con activos compartidos tales como un oleoducto, cuando el grupo de usuarios es demasiado amplio como para que el control conjunto resulte práctico. También puede producirse cuando el inversor desea conservar la influencia y el acceso a la información, pero no el control conjunto. A menudo la entidad jurídica será la propietaria de un activo único o un grupo de activos estrechamente vinculados, tales como una planta de craqueo o una instalación de almacenamiento. La contabilización de negocios conjuntos, según lo estipulado en la NIC 31, no puede aplicarse si no existe control conjunto. El tratamiento contable depende de la naturaleza de la inversión y los derechos de voto.
Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 11 Cuando la inversión se conserva en una entidad independiente, la participación se considera una inversión y se contabiliza o bien como una asociada en virtud de la NIC 28 (en la que el inversor goza de influencia significativa) o como activo disponible para la venta en virtud de la NIC 39. No es conveniente contabilizar la inversión al coste menos el deterioro cuando pueda establecerse un valor razonable fiable. La dirección deberá obtener información para poder aplicar el método de puesta en equivalencia o desarrollar un proceso de estimación del valor razonable en cada fecha de cierre. Una participación indivisa en un activo normalmente va acompañada del requisito de contraer una parte proporcional de los costes de operación y mantenimiento del activo. Estos costes deben contabilizarse como gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias en el momento de contraerlos, y clasificarse de igual modo que los costes equivalentes para activos íntegramente participados. 2.1.3 Overlift y underlift Muchos negocios conjuntos, concretamente en el sector del petróleo, reparten la producción física (por ejemplo, el crudo) entre los socios del negocio conjunto. Cada socio es responsable de o bien emplear o bien vender el crudo que le corresponde. La naturaleza física de la extracción del petróleo es tal, que resulta más rentable para cada socio extraer la carga completa de un camión cisterna de una sola vez. En consecuencia, se elabora un calendario de extracción que identifica el orden y la frecuencia con la que cada socio puede extraer. En cada fecha de cierre de balance la cantidad de petróleo extraído por cada socio no será equivalente a su participación en el yacimiento. Algunos socios habrán tomado más de la parte que les corresponde (overlifted) y otros habrán extraído menos de lo que les corresponde (underlifted). El exceso o el defecto de extracción (overlift/underlift) da lugar a una venta de petróleo en el punto de extracción por el socio que extrajo de menos al que extrajo de más; el exceso de extracción se considera por tanto una compra de petróleo por este último al primero. La venta de petróleo por parte del socio que extrajo de menos (underlifter) al que extrajo de más (overlifter) debe contabilizarse al precio de mercado del petróleo en la fecha de extracción [NIC 18.9]. Asimismo, el que extrajo de más deberá reflejar la compra de petróleo al mismo valor. La extracción por defecto se refleja, en cualquier momento, como activo en el balance de situación, y la extracción por exceso se refleja como pasivo. Un activo de extracción por defecto constituye un derecho a recibir petróleo adicional de la producción futura sin la obligación de financiar la producción de ese petróleo adicional. Un pasivo de extracción por exceso es la obligación de entregar petróleo con cargo a la participación de la entidad en la producción futura. La medición inicial del pasivo de extracción por exceso y el activo de extracción por defecto se realiza al precio de mercado del petróleo en la fecha de extracción, en coherencia con la medición de la compraventa. La medición posterior depende de las condiciones del contrato de negocio conjunto. Los contratos de negocios conjuntos que contemplan la compensación neta de los balances de extracción por exceso y por defecto en efectivo quedarán englobados dentro del alcance de la NIC 39, salvo que pueda aducirse la exención por uso propio. A menos que queden englobados en el alcance de la NIC 39, los balances de extracción por exceso y por defecto deben medirse al menor entre el valor contable y el valor de mercado actual. Cualquier reajuste deberá incluirse en otros ingresos/gastos en lugar de en ingresos o existencias. Los balances de extracción por exceso y por defecto que se engloben en el alcance de la NIC 39 deben reajustarse al precio de mercado actual del petróleo en la fecha de cierre de balance. El cambio producido por este reajuste se incluye en la cuenta de pérdidas y ganancias como otros ingresos/gastos, en lugar de ingresos o coste de ventas. 2.1.4 Deterioro y unidades generadoras de efectivo Cuando se ha identificado un indicador de deterioro, debe efectuarse una revisión del deterioro en el nivel de las unidades generadoras de efectivo (UGEs) individuales, incluso aunque el indicador se identificara en el nivel regional. Una UGE es el grupo de activos más pequeño que genera flujos de caja, y que es en gran medida independiente de otros activos o grupos de activos. En una entidad perteneciente al sector upstream del petróleo, una UGE se corresponderá a menudo con un yacimiento y sus activos de infraestructura de apoyo. La producción y, por tanto, los flujos de caja, pueden asociarse a pozos individuales. La decisión de inversión en un yacimiento se toma sobre la base de la producción prevista del yacimiento, y no de un solo pozo, y la totalidad de los pozos dependen de la infraestructura del yacimiento.
Interacción entre las provisiones para desmantelamiento y los cálculos del deterioro Los flujos de caja asociados con las obligaciones de desmantelamiento de un activo que está siendo sometido a una revisión del deterioro quedan excluidos de los flujos de caja del valor en uso, debido a que la provisión correspondiente a la obligación de desmantelamiento ya ha sido contabilizada. Igualmente, el valor contable de la provisión para desmantelamiento no se incluye en el valor contable de la UGE. Incluir las salidas de efectivo por obligaciones de desmantelamiento sin el valor contable de la provisión sería incoherente, y viceversa. Es preferible excluir tanto el valor contable como las salidas de efectivo asociadas, porque la medición del valor en uso y la medición de la provisión pueden requerir distintos tipos de actualización. La determinación del valor razonable menos los costes de venta ha de ser coherente en la contabilización de los desmantelamientos. El importe de valor razonable menos los costes de venta debe calcularse sin deducir la obligación de desmantelamiento y debe compararse con el valor contable de la UGE sin deducir el pasivo por desmantelamiento. Medición posterior de los activos de exploración y evaluación Los activos de E&E deben someterse a una revisión del deterioro cuando existen hechos y circunstancias que apuntan a que el valor contable del activo puede no ser recuperable, por ejemplo porque: El derecho de la entidad de explorar en un área ha vencido o vencerá en un futuro próximo sin prórrogas; No se prevén ni han sido presupuestadas exploraciones o evaluaciones adicionales; La decisión de abandonar la exploración y la evaluación en un área debido a la falta de reservas comerciales; o Existen datos suficientes que indican que el valor contable no se recuperará en su totalidad mediante las actividades de desarrollo y producción futuras. Los activos de E&E todavía no generan por sí solos entradas de efectivo. Por ello, se someten a una revisión del deterioro generalmente como parte de un grupo más grande de activos que incluye unidades generadoras de efectivo de producción. Una entidad debe desarrollar una política para asignar los activos de E&E a grupos de UGEs y aplicar coherentemente esa política. El nivel en el que los activos de E&E se agrupan a las UGEs de producción no debe ser superior al de los segmentos de la entidad establecidos según la NIC 14. El sector del petróleo y gas 12 Destacados en Tiempo Real BP plc Combinaciones de negocio y fondo de comercio En la fecha de adquisición, el fondo de comercio adquirido se imputa a cada una de las unidades generadoras de efectivo que previsiblemente se beneficiarán de las sinergias de la combinación. A este efecto, las unidades generadoras de efectivo se establecen en el nivel inferior al de los segmentos de negocios. Exploración y producción Durante el 2005, Exploración y Producción contabilizó un gasto total de 266 millones de dólares por deterioro en relación con las propiedades productoras de petróleo y gas. El principal elemento de esta cifra fue un cargo de 226 millones de dólares relacionados con los yacimientos de la plataforma continental y zonas costeras del Golfo de Méjico. Los desencadenantes de la revisión del deterioro fueron principalmente el efecto del huracán Rita, que dañó gravemente determinadas instalaciones de producción en tierra y en costa, traduciéndose en costes de reparación y estimaciones del coste eventual de desmantelar las instalaciones de producción más elevadas y, además, en una reducción de las estimaciones de las cantidades de hidrocarburos recuperables de algunos de estos yacimientos. Informe y cuentas anuales 2005, BP plc, p.31 y p.56
Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 13 2.1.5 Ingresos y fiscalidad Los impuestos sobre el petróleo pertenecen generalmente a dos categorías: los que se calculan en función de los beneficios obtenidos (impuestos sobre la renta) y los que se calculan en función de los costes de producción o los ingresos por ventas (cánones o impuestos especiales). La categorización es crucial. Impuestos sobre el petróleo: cánones e impuestos especiales Los impuestos sobre el petróleo que se calculan aplicando un tipo impositivo a una medida de ingresos o volúmenes de producción no entran en el alcance de la NIC 12, ni pertenecen a la categoría de impuestos sobre la renta. No forman parte de los ingresos, contabilizándose un pasivo por impuestos basados en ingresos o en volúmenes cuando tiene lugar la producción o se generan los ingresos [NIC 18.8]. Estos impuestos a menudo se describen como cánones o impuestos especiales. Se miden de conformidad con la legislación fiscal pertinente y se registra un pasivo para los importes cobrados o adeudados que todavía no han sido abonados a la Administración. No se calculan impuestos diferidos. No es conveniente el saneamiento de la carga tributaria total estimada a lo largo de la vida de un yacimiento. Los cánones e impuestos especiales son la parte de los recursos naturales explotados correspondientes al gobierno. Son una parte de la producción para el gobierno, sin coste alguno. Pueden abonarse en efectivo o en especie. De abonarse en efectivo, la entidad vende el petróleo o el gas y remite al gobierno su parte de los ingresos. Los pagos de cánones en efectivo o en especie quedan en su mayoría excluidos de los ingresos y costes brutos. Los impuestos sobre las rentas del petróleo son a menudo impuestos suplementarios, además de los impuestos sobre sociedades ordinarios. El impuesto podrá aplicarse únicamente a los beneficios derivados de áreas geológicas concretas o a veces, en áreas mayores, de cada yacimiento. El impuesto sobre el petróleo puede o no ser deducible en el cálculo del impuesto sobre sociedades, sin que ello modifique su carácter de impuesto sobre las rentas. El cálculo del impuesto es a menudo complicado. Puede haber cierto número de barriles o bcm (miles de millones de metros cúbicos) libres de impuestos, amortización acelerada y deducciones fiscales adicionales por inversión. A menudo, también se efectúa el cálculo del impuesto mínimo. Cada factor complejo incluido en el cómputo debe ser evaluado por separado y contabilizado de conformidad con la NIC 12. Deben calcularse impuestos diferidos con respecto a todos los impuestos englobados dentro del alcance de la NIC 12, incluidos los impuestos sobre el petróleo basados en beneficios. Los impuestos diferidos se calculan por separado para cada impuesto, identificando las diferencias temporales entre el valor contable según las NIIF y la base imponible correspondiente a cada impuesto. Los impuestos sobre las rentas del petróleo pueden calcularse para cada yacimiento en concreto o regionalmente. En consecuencia, será necesario preparar un balance de situación conforme a las NIIF y un balance de situación fiscal para cada área o yacimiento sujeto a una fiscalidad independiente. El tipo impositivo aplicado a las diferencias temporales se corresponderá con el tipo oficial. En casos limitados en los que el impuesto se calcula para cada yacimiento específico, puede ajustarse el tipo oficial con desgravaciones y deducciones, sin la posibilidad de transferir beneficios o pérdidas entre yacimientos [NIC 12.47] [NIC 12.51]. Impuestos sobre el petróleo basados en los beneficios Los impuestos sobre el petróleo que se calculan aplicando un tipo impositivo a una medida de beneficios quedan dentro del alcance de la NIC 12. La medida de beneficios empleada para calcular el impuesto es la exigida en la legislación tributaria y, en consecuencia, diferirá de la medida de beneficios estipulada en las NIIF. Beneficio, en este contexto, se entiende como ingresos menos costes. Algunos ejemplos de impuestos basados en los beneficios son el impuesto británico sobre los ingresos del petróleo (Petroleum Revenue Tax) y el impuesto noruego sobre el petróleo (Norwegian Petroleum Tax). Impuestos abonados en efectivo o especie Normalmente, los impuestos se abonan en efectivo a las autoridades fiscales pertinentes. Sin embargo, algunos gobiernos permiten el pago de impuestos mediante la entrega de petróleo en lugar de efectivo, en el pago de impuestos sobre las rentas, cánones e impuestos especiales, así como importes adeudados por licencias, contratos de reparto de la producción y similares. La contabilización de la carga tributaria y la liquidación mediante petróleo deberá reflejar el fondo del contrato. Determinar la contabilización es sencillo si se trata de impuestos sobre las rentas (véase la definición más arriba) y se calcula en términos monetarios. El volumen de petróleo empleado para liquidar la obligación se calcula en
función del precio de mercado del petróleo. La entidad en efecto ha vendido el petróleo y empleado los ingresos para liquidar su deuda tributaria. Estos importes se incluyen debidamente en ingresos brutos y gasto por impuesto. En los acuerdos en los que la deuda se calcula en función del volumen de petróleo producido, sin considerar los precios de mercado, puede resultar más complicado identificar la forma de contabilización adecuada. En este caso se trata, con frecuencia, de un impuesto basado en cánones o volúmenes. El método contable deberá reflejar el fondo del contrato formalizado con el gobierno. En algunos casos se tratará de un canon; en otros, un impuesto tradicional sobre los beneficios; en otros, una distribución de beneficios; y en algunos, una combinación de todo esto y más. El contrato o legislación que rija la entrega de petróleo a un gobierno deberá revisarse con vistas a determinar el fondo y, por tanto, la forma de contabilización adecuada. Un contrato de concesión es en gran medida similar, si bien la entidad conserva la titularidad legal sobre sus activos y no comparte la producción con el gobierno. El gobierno seguirá recibiendo una compensación basada en las cantidades y precios de producción, a menudo descrito como un derecho de concesión, canon o impuesto. Existen tantas formas de PSAs y concesiones como combinaciones de gobiernos nacionales, regionales y municipales en áreas productoras de petróleo. En consecuencia, la contabilización cambiará en función de la naturaleza de los PSAs. Los PSAs y las concesiones no siguen un modelo estándar ni siquiera en la misma jurisdicción legal. Cuanto más importante se espera que sea un nuevo yacimiento, más probable es que el gobierno en cuestión promulgue leyes o normativas específicas que lo regulen. Cada uno deberá ser evaluado y contabilizado de conformidad con el fundamento del acuerdo. El sector del petróleo y gas 14 De mantenerse varios contratos con el mismo gobierno, estos deberán someterse a revisión dado que el fondo del acuerdo, y por tanto su contabilización, puede variar según el contrato. 2.1.6 Contratos de reparto de la producción (PSAs) y tributación Un contrato de reparto de la producción (Production Sharing Agreement, PSA) es el método por el cual los gobiernos facilitan la explotación de los recursos minerales de su país mediante el aprovechamiento de la experiencia y los conocimientos de una entidad mercantil petrolera o gasista. Los gobiernos, particularmente en países emergentes, intentan aportar un régimen fiscal y normativo estable con el fin de crear la suficiente seguridad para que las compañías comerciales inviertan en un proceso de desarrollo caro y de larga duración. Una compañía de petróleo y gas emprenderá la exploración, suministrará el capital, desarrollará los recursos encontrados, construirá la infraestructura y extraerá los recursos naturales. El gobierno conserva la titularidad de los recursos minerales (independientemente de la cantidad que finalmente se extraiga) y a menudo la titularidad legal sobre todos los activos fijos construidos para explotar los recursos. El gobierno tomará un porcentaje de la producción, que podrá ser entregado en forma de producto o abonado en efectivo con arreglo a una fórmula de precios acordada. Puede que la compañía operativa únicamente esté legitimada a recuperar determinados costes específicos más un margen de beneficios acordado. También puede ser que esté legitimada a extraer recursos a lo largo de un periodo de tiempo determinado. También será importante la experiencia previa de la entidad para tratar con el gobierno en cuestión, dado que no es infrecuente que los gobiernos fuercen la adopción de modificaciones en los PSAs o las concesiones por cambios acontecidos en las condiciones de mercado o factores medioambientales. Un contrato puede contener el derecho de prórroga sin un coste incremental significativo. Puede que el gobierno tenga una política o práctica con respecto a las prórrogas, las cuales deberán evaluarse al estimar la vida prevista del contrato. Ingresos y costes de los PSAs y concesiones En un PSA, la entidad deberá contabilizar como ingresos únicamente su propio porcentaje de petróleo obtenido. El petróleo extraído en nombre de un gobierno no se traduce en un ingreso ni en un coste de producción. La entidad actúa como agente del gobierno para extraer y entregar el petróleo o para venderlo y transferir los ingresos. Muchos PSAs especifican que los impuestos sobre las rentas de la entidad se paguen mediante la entrega de petróleo en lugar de efectivo. En los casos en que la entidad entrega petróleo por el valor de su actual deuda tributara, el petróleo fiscal se contabiliza como ingresos y como una reducción del pasivo fiscal actual con vistas a reflejar el fondo del acuerdo.
Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 15 Impuestos en los PSAs Una cuestión crucial surge en relación con la fiscalidad de los PSAs: cuándo constituyen un impuesto sobre la renta los importes abonados al gobierno (y por tanto forman parte de los ingresos) y cuándo son esos importes un canon y por tanto se excluyen de los ingresos? Algunos PSAs incluyen el requisito de que la compañía petrolera nacional u otro organismo gubernamental pague impuestos sobre la renta en nombre del operador del PSA. Cuándo forman parte de los ingresos y el gasto fiscal los impuestos abonados en nombre de un operador? Los acuerdos de ingresos y acuerdos fiscales son distintos en cada país y pueden variar dentro de un país dado, de forma que los PSAs más importantes tienen un carácter único. Sin embargo, existen algunas características comunes que hacen que en la evaluación se perfilen como impuestos sobre las rentas, cánones o porcentaje del gobierno en la producción. Algunas de las características comunes que deben examinarse al efectuar esta determinación son si existe un régimen de impuestos sobre la renta firmemente establecido, si el impuesto se calcula sobre una medida de beneficios, y si el PSA exige el pago de impuestos sobre la renta, la presentación de una declaración fiscal y crea una responsabilidad legal respecto de los impuestos sobre la renta hasta la liquidación de ese pasivo mediante el pago por parte de la entidad o un tercero. 2.1.7 Activos por componentes Los grandes activos de petróleo y gas pueden englobar un número considerable de componentes, muchos de los cuales presentarán vidas útiles de distinta duración. Algunos ejemplos son las instalaciones de tratamiento de gas, terminales de gas natural licuado (GNL), refinerías, conductos importantes y grandes plataformas offshore. El coste de los componentes significativos de estos tipos de activos debe identificarse por separado y amortizarse a su valor residual a lo largo de su vida útil. Identificar los componentes significativos puede ser un proceso complejo en el caso de plantas avanzadas y de gran tamaño. Una plataforma de perforación offshore es una instalación muy importante que necesitará ser retirada al término de su vida útil. La plataforma presenta una serie de componentes que deberán ser sustituidos una o más veces durante su vida útil como, por ejemplo, los compresores. La amortización en el sector upstream se calcula habitualmente en función de las unidades de producción de las reservas probadas. La amortización de componentes en un entorno upstream es, por tanto, compleja. Ejemplo Una entidad posee varias plataformas de perforación offshore. Estima que los componentes mecánicos más importantes deben ser sustituidos cada tres años. Los sistemas contables están preparados para calcular la amortización sólo en función de las unidades de producción. La dirección propone estimar la producción anual sobre la base de condiciones normales y emplear tres años de producción como la unidad de producción prevista para los componentes de menor duración. Es aceptable esta propuesta? Solución La propuesta de la dirección puede ser aceptable. Es más probable que los componentes mecánicos se consuman por el tiempo, la exposición al agua salada y las temperaturas extremas, que la cantidad de producción. Cuando la producción se encuentra en línea con las previsiones, la amortización basada en una unidad de producción será aproximadamente equivalente a la que se habría registrado sobre una base temporal. Una vida útil relativamente corta de tres años significa que, de no haber interrupciones en la producción, la amortización será bastante precisa.
2.1.8 Obligaciones por retirada de activos Las obligaciones de desmantelar o retirar un activo se crean en el momento en que se coloca el activo. Por ejemplo, una plataforma de perforación offshore debe ser retirada al término de su vida útil. La obligación de retirarla dimana de su colocación. Independientemente de si su vida útil es de 10.000 ó 1.000.000 de barriles, el fondo de la obligación no cambia. Las provisiones para desmantelamiento y restauración se contabilizan aunque el desmantelamiento no esté previsto hasta dentro de mucho tiempo, por ejemplo hasta dentro de 80 a 100 años. El efecto del tiempo hasta el momento de desmantelamiento se reflejará actualizando la provisión. Revisiones de las provisiones para desmantelamiento Las provisiones para desmantelamiento se actualizan en cada fecha de cierre de balance con los cambios en las estimaciones de los flujos de caja futuros y los cambios en el tipo de actualización [NIC 37.59]. Los cambios a las provisiones relacionadas con la retirada de un activo se suman o se deducen del valor contable del activo [Comité de Interpretaciones de CINIIF 1.5]. Sin embargo, están restringidos los ajustes al valor del activo: este no puede caer por debajo de cero ni aumentar por encima del importe recuperable [CINIIF 1.5]. El incremento de la actualización aplicada a un pasivo por desmantelamiento se contabiliza como parte del gasto financiero en la cuenta de resultados. Impuestos diferidos sobre obligaciones de desmantelamiento El importe de activos y pasivos reconocidos en el momento de la contabilización inicial del desmantelamiento o en posteriores revisiones de estimaciones se considera generalmente englobado dentro del alcance de la actual exención por reconocimiento inicial estipulada en la NIC 12 [NIC 12.15] [NIC 12.24]. El activo y el pasivo no afectan al beneficio contable ni al beneficio gravable y, por tanto, no generan impuestos diferidos. El importe del aumento en la provisión derivado de la aplicación de la actualización da lugar a una diferencia contable/fiscal y dará lugar a un impuesto diferido activo, sujeto a una evaluación de la recuperabilidad. El Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF) tomó en consideración una cuestión similar en sus reuniones de abril y junio de 2005, sobre si la exención por reconocimiento inicial de la NIC 12 se aplicaba a la contabilización de arrendamientos financieros. El CINIIF reconoció que había mucha diversidad en la práctica a la hora de aplicar la exención por reconocimiento inicial a los arrendamientos financieros, si bien decidió no emitir una interpretación debido al proyecto de convergencia a corto plazo del IASB con el FASB. En consecuencia, algunas entidades pueden adoptar la perspectiva alternativa de que la exención por reconocimiento inicial NIC 12 no ha de aplicarse a arrendamientos financieros y a pasivos por desmantelamiento. Sin embargo, debe adoptarse una política coherente de contabilización de impuestos diferidos para pasivos por desmantelamiento y arrendamientos financieros [NIC 8.13]. El sector del petróleo y gas 16 Destacados en Tiempo Real BG Group plc BP plc Desmantelamiento Los pasivos por costes de desmantelamiento se contabilizan cuando el grupo tiene la obligación de desmantelar y retirar una instalación o un componente de planta y de restaurar el emplazamiento en el que se encuentra, y cuando puede estimarse razonablemente el pasivo. Cuando existe esa obligación respecto de una instalación nueva, como las de transporte o producción de petróleo y gas natural, la contabilización se hará al construirlas o instalarlas. Una obligación de desmantelamiento puede también surgir durante el periodo de funcionamiento de una instalación a raíz de un cambio en la legislación o por una decisión de poner fin a las operaciones. El importe contabilizado es el valor actual de la inversión futura estimada, calculada según las condiciones y requisitos locales. Costes de desmantelamiento El coste estimado de desmantelamiento al término de las vidas productivas de los yacimientos se revisa periódicamente y se basa en las estimaciones e informes técnicos, incluida una revisión por parte de un experto independiente. La provisión se dota por el coste estimado de desmantelamiento en la fecha de cierre de balance. Las fechas de pago de los costes de desmantelamiento previstos totales son inciertas, si bien actualmente se prevé que el pago se efectuará entre el 2006 y el 2040. BG Group completa periódicamente una revisión completa de sus obligaciones de desmantelamiento de exploración y producción. Las transferencias y otros ajustes comprenden los cambios practicados a las provisiones existentes tras la revisión. También se crea el correspondiente elemento de propiedad, planta y equipo por un importe equivalente a la provisión. Posteriormente, se amortiza como parte de los costes de capital de la instalación o el elemento de planta. Los cambios en el valor actual de la inversión estimada se reflejan en forma de ajuste a la provisión y a la propiedad, planta y equipo correspondientes. Informe y cuenta anuales 2005, BP plc, p.35 Informe y cuenta anuales 2005, BG Group plc, p.96
17 Tiempo Real: El sector del petróleo y gas 2.2 Transporte y refino 2.2.1 Contabilización de cantidades mínimas en oleoductos y gas colchón (almacenamiento subterráneo) Algunos elementos de propiedad, planta y equipo (PPE), como los oleoductos, refinerías y almacenamiento de gas, exigen que se mantenga un nivel mínimo de existencias en ellos para que funcionen eficazmente. Tales existencias deben clasificarse como parte de la propiedad, planta y equipo ya que son necesarias para que la PPE esté en condiciones de funcionar como es debido. En consecuencia, las existencias se contabilizarán como un componente de la PPE a su coste de adquisición y estarán sujetas a amortización al valor residual estimado. Una compañía de distribución de gas puede crear almacenamientos subterráneos con vistas a almacenar sus propias existencias de gas natural. Un ejemplo es la compra de explotaciones de sal para el almacenamiento subterráneo de gas. El gas natural se inyecta y a medida que se incrementa el volumen de gas inyectado, también aumenta la presión. En consecuencia, el almacenamiento actúa como un contenedor presurizado. La presión creada dentro del almacenamiento se utiliza para hacer salir el gas cuando es necesario extraerlo. Cuando la presión en el interior del almacenamiento cae por debajo de determinado umbral no existe un diferencial de presión que empuje el gas natural restante. Este gas residual que permanece en el interior del almacenamiento es físicamente irrecuperable y se denomina gas colchón. El proceso es, en algunos aspectos, similar al de una compañía petrolera que transporta petróleo a través de oleoductos. Las cantidades mínimas en oleoductos (pipeline fills) gas colchón se clasifican y se contabilizan como un componente de la propiedad, planta y equipo de la entidad, al tratarse de instalaciones de almacenamiento de gas/oleoductos. El gas colchón/cantidades mínimas en oleoductos no serán extraídos, pero son necesarios para que el almacenamiento desarrolle su función como instalación de almacenamiento de gas para que el oleoducto realice su función como medio de transporte. En consecuencia, el coste del gas colchón cantidades mínimas en oleoductos se capitaliza en el momento de contabilización inicial y se amortiza a lo largo de la vida útil del activo fijo en cuestión. La cantidad de gas natural por encima del gas colchón inyectada en el almacenamiento se clasifica y contabiliza como existencias de conformidad con la NIC 2. (La cantidad de petróleo en oleoducto por encima del nivel mínimo de llenado se contabiliza de acuerdo con su uso inicial). El coste de un elemento de PPE incluye los costes directamente atribuibles a la colocación y acondicionamiento del activo para que pueda funcionar de la manera prevista por la dirección. El coste del gas colchón la cantidad mínima en oleoducto no incluye los beneficios internos de capitalizar el gas/petróleo generado internamente. Tampoco se incluye el coste de cantidades anómalas de residuos, mano de obra u otros recursos contraídos en la generación interna del gas/petróleo. Los desarrollos técnicos pueden traducirse en que el gas colchón las cantidades mínimas en oleoductos disminuyan y puedan utilizarse como existencias. El valor contable de esa cantidad recuperada se transfiere de PPE a existencias en esa fecha. Cuando se enajenan tales existencias, los beneficios se contabilizan de conformidad con la NIC 18 para la contabilización de ingresos derivados de la venta de bienes. Los costes de estas existencias se calculan mediante el método FIFO o el coste medio ponderado, según la opción escogida por la entidad conforme a la NIC 2. 2.2.2 Activos por componentes Saneamiento de refinerías Existen partes de algunos elementos de propiedad, planta y equipo que pueden requerir ser reparados o sustituidos en intervalos regulares. En una contabilización inicial, la entidad reconoce estas partes como componentes independientes y las amortiza en el periodo intermedio hasta la fecha de reemplazo prevista. Los costes de saneamiento no relacionados con la sustitución de componentes ni con la instalación de activos nuevos deben ser llevados a resultados a medida que se incurre en los mismos. Los costes de saneamiento no deben ser devengados en el periodo intermedio entre saneamientos, ya que no existe obligación legal o implícita de llevar a cabo el saneamiento. La entidad podría decidir el cese de operaciones en la planta y, por tanto, evitar los costes de saneamiento. Cuando se produce la sustitución, los elementos se cancelan y se capitaliza el coste de los recambios. Cómo se aplica este concepto al contabilizar el saneamiento de refinerías?