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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO Documento elaborado por: © Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía Jirón Francisco Graña 671, Magdalena del Mar Teléfono: 215-9250 Primera edición Impreso en octubre de 2020 Tiraje: 100 ejemplares Impreso en: MAFER COLOR E.I.R.L. Mza. 30 Lote. 04 A.H. M. Chillón - Los Olivos Versión digital publicada en la página web: www.snmpe.org.pe © Los derechos de autor de la “Guía contable del sector hidrocarburos y del sector eléctrico” pertenecen a la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía - SNMPE. Esta publicación no puede ser reproducida, copiada, vendida o reestructurada sin el previo consentimiento expreso por parte de la SNMPE. Todos los derechos están reservados. Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2020-06451 Lima - Perú ISBN: 978-612-4175-23-7

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

ÍNDICE GENERAL DE LA GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS TITULO I: DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PETROLEO Y GAS Capítulo 1: Visión general y aspecto operativo de la industria de petróleo y gas

1.2. Esfuerzos exitosos y métodos del costo total

1.3. Normativa

1.4. Aspectos tributarios por considerar 1.5. Casuística

2. Gastos de desarrollo

industria de petróleo y gas

2.1. Conceptos

1.1. La industria de petróleo y gas en el Perú

2.2. Normativa

1.2. Fases de la industria de petróleo y gas

1.2.1. Upstream

2.3. Aspectos tributarios por considerar

2.4. Casuística

1.2.2. Midstream 1.2.3. Downstream

3. Costos de financiamiento – NIC 23 3.1. Conceptos

2. Riesgos de la industria de petróleo y gas

3.2. Normativa

1. Contratos de Licencia

3.3. Aspectos tributarios por considerar 3.4. Casuística 4. Contratos de arrendamientos – NIIF 16

1.1. Características generales

4.1. Conceptos

1.1.1. Costos y riesgos

4.2. Normativa

1.1.2. Propiedad

4.3. Identificación de un arrendamiento

1.1.3. Duración

4.4. Componentes de arrendamientos y no

1.1.4. Garantías

1.2.2 Full costing o costo total: 1.2.3 Políticas contables en el sector peruano

1. Visión general y aspecto operativo de la

Capítulo 2: Tipos de contratos

1.2.1. Successful efforts o esfuerzos exitosos:

1.1.5. Sistema tributario

2. Contratos de servicios

4.5.1. Contabilidad del arrendamiento

3. Acuerdos de producción compartida

4.5.2. Contabilidad del arrendador

4. Contratos vigentes a julio de 2020

4.6.1. Subarrendamiento (NIIF 16 B58)

5. Modificaciones en los contratos vigentes

arrendamiento posterior (Leaseback)

TITULO II: EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN LA INDUSTRIA DE PETROLEO Y GAS

4.6.4. Concesiones de renta por Covid-19

Capítulo 1: Actividades de upstream (exploración y evaluación) 1. Métodos de costeo 1.1. Concepto general

arrendamientos (NIIF 16 p12-p17, B32-B33)

4.5. Reconocimiento en los estados financieros (NIIF 16 p22-p46) 4.6. Otras consideraciones 4.6.2. Transacciones de venta con 4.6.3. Acuerdos conjuntos 4.7. Presentación e información para revelar

4.7.1. Perfil del arrendatario 4.7.2. Perfil del arrendador 4.8. Aspectos tributarios por considerar

4.9. Casuística 5. Activos fijos 5.1. Mantenimiento de activos fijos– NIC 16 / NIC 37

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

5.2. Métodos de depreciación - NIC 16

1.2. Aplicación de NIIF 15 - Ingresos de actividades

5.2.1. Conceptos

5.3. Normativa

1.3. Casos específicos del sector de Hidrocarburos - NIIF 15

5.4. Aspectos tributarios por considerar

1.4. Otras consideraciones - NIIF 15

ordinarias procedentes de contratos con clientes

5.5. Casuística

2. Deterioro de cuentas por cobrar NIIF 9

6. Reservas probadas y probables – NIIF 6

Capítulo 2: Provisión, pasivos y activos contingentes - NIC 37 112

6.1. Reservas y recursos 6.2. Normativa 6.3. Aspectos tributarios por considerar

1. Provisión, pasivos y activos contingentes - General

Capítulo 2: Actividades de midstream and downstream

2. Provisión, pasivos y activos contingentes - Provisión por abandono/remediación ambiental

1. Valuación de inventarios – NIC 2

TITULO IV: TEMAS GENERALES

1.1. Normativa 1.2. Inventario de productores

114

Capítulo 1: Tratamiento contable aplicables al sector petrolero y de gas 119

1.3. Inventario de intermediarios 1.4. Inventario de líneas de llenado y gas 1.5. Valor neto de realización de inventarios de petróleo 1.6. Repuestos 1.7. Casuística

1. Contabilización de operaciones conjuntas (JO) 2. Tratamiento Farm Out

2. Deterioro de activos de larga duración – NIC 36 2.1. Marco normativo 2.2. Indicadores de deterioro

2.1. Contabilidad por el farmor 2.2. Contabilidad por el farmee 3. Impuesto a las ganancias diferido

2.3. Unidades generadoras de efectivo 2.4. Unidades generadoras de efectivo 2.5. Valor razonable menos costos de venta (VRMCD)

TITULO V: ANEXOS

129

2.6. Valor en uso (VU) 2.7. Interacción de las provisiones de desmantelamiento

y pruebas de deterioro

2.8. Aspectos tributarios por considerar 2.9. Casuística

TITULO III: ASUNTOS CONTABLES EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS Capítulo 1: Industria de petróleo y gas 1. Reconocimiento de ingresos Upstream / Midstream / Downstream – NIIF 15 1.1. Ingresos según operaciones de la entidad

87 91

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO TÍTULO I: DE LA ACTIVIDAD DE ENERGÍA 149 Capítulo 1: Visión general y aspecto operativo de la industria de energía

2.1.8. Elementos proporcionados al operador por la concedente. 2.2. Presentación y revelación

153

2.2.1. Modelo del activo financiero

1. Visión general y aspecto operativo de la indus-

2.2.2. Modelo del activo intangible 2.2.3. Modelo bifurcado

tria de energía 1.1. La industria de energía en el Perú

3. Prácticas seguidas en la industria

1.2. Funcionamiento operativo de la industria de energía

3.1. Registro bajo el modelo del activo financiero.

1.2.1. Sector de generación en el Perú

3.2. Registro bajo el modelo del intangible

1.2.2. Sector de transmisión en el Perú

3.3. Registro bajo el modelo bifurcado

1.2.3. Sector de distribución en el Perú

4. Aspectos tributarios para considerar

1.2.4. Las funciones del COES en el mercado

4.1. Amortización tributaria de una concesión.

eléctrico

4.2. Deducción de gastos preoperativos en una concesión

2. Desafíos y riesgos de la industria de energía

4.3. Estimaciones contables, vinculadas al modelo

3. Regulación ambiental del sector eléctrico

financiero

4. Resumen de la principal regulación del sector

5. Cambios en curso 6. Casuística

eléctrico

TÍTULO II: CONTRATOS DE CONCESIÓN 159

TÍTULO III: CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA 173

Capítulo 1: Tratamiento contable de los contratos de concesión

Capítulo 1: Activo fijo y normas 163

relacionadas

1. Definición técnica

1. Activo fijo

1.1. Características de los acuerdos de concesión de

1.1. Capitalización de costos-NIC 16

servicios 1.2. ¿Qué criterios se deben cumplir para que un acuer-

1.1.2. Reconocimiento en los estados financieros 1.2. Componetización de propiedades, planta y

alcance de la CINIIF 12?

equipos-NIC 16

aplicables bajo el alcance de la CINIIF 12? 2. Reconocimiento en los estados financieros

177

1.1.1. Definición técnica

do de concesión de servicio público se encuentre bajo el 1.3. ¿Qué tipos de acuerdos de concesión existen y son

financieros y los activos intangibles

1.2.1. Determinación de componentes 1.2.2. Actividades de Generación 1.2.3. Transmisión y distribución

2.1. Marco normativo de acuerdo con las NIIF

1.2.4. Aspectos tributarios

2.1.1. Tratamiento de los derechos del operador

1.3. Paralización de obra (eventos extraordinarios)-NIC 16

sobre la infraestructura.

/ NIC2

2.1.2. Reconocimiento y medición de la contra-

1.4. Mantenimientos mayores-NIC 16 / NIC 37

prestación del acuerdo.

1.4.1. Mantenimientos mayores-NIC 16 / NIC 37

2.1.3. Servicios de construcción o mejora.

1.4.2. Acuerdos de servicio a largo plazo

2.1.4. Servicios de operación

1.5. Mejoras y activos de respaldo-NIC 16

2.1.5. Obligaciones contractuales para restaurar

1.5.1. Repuestos de capita

la infraestructura y darle una capacidad especifi-

1.5.2. Repuestos directamente vinculados con

cada de servicio

un bien del activo fijo

2.1.6. Costos por préstamos incurridos por el

1.6. Depreciación (lineal y unidades de producción)-NIC 16

Operador

1.6.1. Depreciación

2.1.7. Tratamiento contable posterior de los activos

1.6.2. Depreciación de componentes-Generación

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

2. Inicio de la fase comercial y sus implicancias contables. 2.1. Prueba de potencia y ventas preproducción

3. Costos de remediación, desmontaje y abandono de operaciones eléctricas 3.1. Definición técnica 3.2. Desmantelamiento y disposiciones medioambientales 3.2.1. Momento de reconocimiento 3.2.2. Medición 3.2.3. Reconocimiento en los estados financieros 4. Costos de financiamientos-NIC 23 4.1. Definición técnica 4.2. Reconocimiento en los estados financieros 4.3. Presentación y revelación 4.4. Prácticas seguidas en la industria 4.5. Aspectos tributarios para considerar 4.6. Cambios en curso 5. Derecho de uso-NIIF 16. Contratos de compra de energía 5.1. Arrendamientos 5.1.1. Definiciones claves 5.1.2. Definición técnica 5.1.3. Reconocimiento en los estados financieros 5.1.4. Exenciones al reconocimiento 5.1.5. Medición inicial del pasivo por arrendamiento 5.1.6. Medición inicial del activo por derecho de uso 5.1.7. Medición posterior del pasivo por arrendamiento 5.1.8. Medición posterior del activo por derecho de uso 5.1.9. Contabilidad del arrendador (NIIF 16, p61-p87) 5.1.10. Arrendamiento financiero 5.1.11. Arrendamiento operativo

6. Tratamiento contable de los inventarios-NIC 2 6.1. Definición técnica 6.2. Medición al costo 6.3. Medición al valor neto realizable (VNR) 6.4. Presentación y revelación 6.5. Aspectos tributarios para considerar

7. Deterioro de valor de activos a largo plazo-NIC 36 7.1. Activos de larga vida 7.2. Unidades generadoras de efectivo (UGE) 7.3. Indicadores de deterioro 7.4. Pruebas de deterioro al menos anualmente

7.5. Reversiones por deterioro

TÍTULO IV: ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA 221 Capítulo 1: Sector energía

225

1. Reconocimiento de ingresos-NIIF 15. Regulación tarifaria. Contratos de Take or Pay 2. Activos y pasivos por regulación tarifaria-NIIF 14 3. Deterioro de cuentas por cobrar-NIIF 9 4. Revalúo de propiedades, planta y equipo-NIC 16 5. Contratos de energía, instrumentos derivados y contabilidad de coberturas 5.1. Definición técnica 5.1.1. Instrumento financiero derivado 5.2. Reconocimiento a los estados financieros 5.2.1. Marco normativo de acuerdo con las NIIF 5.2.2. Presentación y revelación

Capítulo 2: Generación de energía

248

1. Modificaciones de contratos con clientes-NIIF 15 2. Ingresos por peaje: ¿agente o principal? 3. Terminación anticipada de contratos con clientes

Capítulo 3: Distribución de energía

254

1. Aportes del Gobierno-subsidios-NIC 20

TÍTULO V: TEMAS GENERALES Capítulo 1: Tratamiento contable aplicable al sector energía

257 259

1. Determinación de la moneda funcional-NIC 21 1.1. Definición técnica 1.2. Reconocimiento en los estados financieros 1.3. Prácticas seguidas en la industria 1.4. Aspectos tributarios por considerar 1.5. Casuística 2. Aspectos tributarios de mayor relevancia en el sector energía 3. Consolidación de estados financieros-NIIF 10 3.1. Definición técnica 3.2. Reconocimiento en los estados financieros 3.3. Casuística

TÍTULO VI: ANEXOS

271

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

PRÓLOGO

Percy Flores Felices

l sector de hidrocarburos y el sector eléctrico en las últimas décadas vienen desempeñando un papel crucial en la economía del país y hemos sido, en los últimos 20 años, testigo de las transformaciones importantes en cada uno de estos sectores.

El sector hidrocarburos con una constate actualización en materia tecnología la cual usan en sus diversas etapas de exploración y explotación, vienen contribuyendo con el desarrollo del país. El aumento de la demanda de los hidrocarburos ha estimulado la ejecución de diversos proyectos de inversión para el descubrimiento y explotación de nuevas reservas. Asimismo, el desarrollo del Proyecto de Camisea, cambió la matriz energética primaria del país y en el mundo se perfeccionaron tecnologías para explotar gas y petróleo no convencional y de difícil acceso, que permitieron expandir la oferta mundial de hidrocarburos. El sector eléctrico, suministro clave que contribuye con un servicio público y fundamentalmente con el sector industrial, es de suma relevancia para el país ya que este genera un gran bienestar social e impulsa la actividad económica de manera continua en todo el país. Ambos sectores son de gran importancia que sin duda impulsan al país en una línea de crecimiento y desarrollo sostenido, con una mayor inversión y con apoyo del estado sin duda los resultados serán positivos en un corto plazo. En ese contexto, con la finalidad de contribuir con los profesionales del sector hidrocarburos y del sector eléctrico el Comité de Contabilidad y Auditoría de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía ha realizado la primera Guía Contable del Sector Hidrocarburos y del Sector Eléctrico, gracias al trabajo conjunto de nuestro Comité, integrado por distinguidos profesionales de las principales empresas del sector hidrocarburos y eléctrico del país, así como también de socios y gerentes de las principales firmas de auditoría, quienes conformaron los equipos de trabajo para la elaboración de la presente Guía. Esta Guía contiene diferentes procesos contables, su reconocimiento en los estados financieros bajo el marco normativo de las Norma Internacionales de Información Financiera - (NIIF) y su presentación y revelación en los estados financieros, adicionalmente con la finalidad de establecer ciertas políticas del sector hidrocarburos se recurre a USGAAP, asimismo, se han desarrollado comentarios de los aspectos tributarios a considerar que permitirán una correcta aplicación integral de las operaciones. También se han desarrollado casos prácticos que ayudarán su interpretación de manera correcta y didáctica, con el propósito de uniformizar los criterios de aplicación de las NIIF. Consideramos que la presente Guía constituirá una herramienta de gestión importante para las empresas de los sectores hidrocarburos y eléctrico, esperamos facilite la correcta aplicación de la Normas Internacionales de Información Financiera, así como identificar las mejores prácticas de la industria en materia contable, financiera y tributaria.

Percy Flores Felices Presidente

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS Y DEL SECTOR ELÉCTRICO

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

AGRADECIMIENTOS

uestro reconocimiento a los profesionales que con su participación, dedicación y entusiasmo hicieron posible el desarrollo y conclusión de Guía Contable del Sector Hidrocarburos y del Sector Eléctrico.

PwC

 Cecilia Zegarra

 Carla Puente

 Jessica Vallejos

 Lorgio Alcántara

 Carolina Salazar

 Dante Di Girolamo

 Guiliana López

 Juan Luis Guerra

 Sheyla Barrera

 Fernando Geldres

 Maribel Salinas

 Carlos Landeo

 Simona Settineri

 Jean Franco Valverde

 Alex Espinoza

 David Warthon

 José Luis Velásquez

 Elizabeth Fontenla

DELOITTE

KPMG

 Beatriz Quispe

 Juan Carlos Mejía Cáceda

 Rogelio Gutierrez

 Roberto Casanova-Regis Albi

 Patricia Pérez

 Luis G. Morán Q.

 Fernando Pérez

 Milagritos Cabrera

 Thatiana Cordova

 Denisse Ordoñez  Carmen Miranda  Daniela Ramirez  Hairol Paredes  Antuane Carbajal

COMITÉ DE CONTABILIDAD Y AUDITORÍA DE LA SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA Percy Flores

Shougang Hierro Perú S.A.A.

Lina Vingerhoets Vilca

Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú

Christian Valentin López

Shell Operaciones del Perú S.A.C.

Marina Piscoya Manriquez

Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía

Jorge Paiva Burgos

Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

PRESENTACIÓN

Pablo Saravia Magne

a importancia de los sectores energía e hidrocarburos para la economía peruana, así como la información revelada por las empresas en sus estados financieros, hacen necesaria la existencia de unas guías contables que permitan la consistencia y comparabilidad entre empresas del mismo sector. Esta necesidad se hace aún más vigente cuando se emiten nuevas normas contables o interpretaciones de las mismas que requieren del uso de juicio profesional en su aplicación práctica. Esta Guía contable del sector hidrocarburos y eléctrico describe las actividades de estos sectores, los principios contables, las prácticas y procedimientos comúnmente utilizados en la formulación de estados financieros y, además, sirve como referencia general para la comunidad de contadores, gerentes financieros, auditores y otras partes interesadas. Asimismo, la presente guía provee información valiosa para cada etapa del ciclo de negocios en estas industrias y casos ilustrativos para una mejor comprensión de las normas contables aplicables, lo cual contribuirá a mejorar la consistencia y comparabilidad entre empresas del mismo sector. Deseo agradecer a la Sociedad de Minería, Petróleo y Energía por permitirnos contribuir desde nuestra tribuna con el desarrollo de esta Guía Contable, en particular para el sector hidrocarburos, tarea que responde al propósito de PwC como Firma, de construir confianza en la sociedad y resolver problemas importantes.

Pablo Saravia Magne Socio Líder de Minería

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

PRESENTACIÓN

Miriam Loli Valverde

eloitte, felicita y celebra la iniciativa del Comité de Contabilidad y Auditoría de la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía – SNMPE, de publicar la Guía Contable del Sector Hidrocarburos y Eléctrico. Este Manual contribuirá a que las empresas de estos sectores apliquen prácticas contables más uniformes, lo que será sin duda apreciado por los usuarios de los estados financieros y permitirá una mejor comparabilidad. Así también, se incluye información relevante respecto de los negocios de hidrocarburos y energía, que será de valiosa ayuda para aquellos que se inician en estos sectores. La emisión de esta Guía se da en tiempos en que atravesamos un ambiente económico incierto y afectado por la pandemia COVID-19, la cual ha impactado a la gran mayoría de industrias en mayor o menor medida, no siendo ajenas las industrias de hidrocarburos y energía. Así, en Perú aún estamos lejos de recuperar los niveles de producción de petróleo previos a la pandemia. Por otro lado, el sector eléctrico también se ha visto afectado en sus niveles de producción sobre todo en los primeros meses de la pandemia, y viene recuperándose en la medida que se da la reactivación económica, sin embargo, ha experimentado afectación en sus flujos de caja sobre todo en el sector de distribución. Es así que, bajo el ambiente actual, la presentación de informes financieros representa un desafío mucho mayor, principalmente porque las incertidumbres asociadas a la coyuntura actual antes descrita, presentan retos contables principalmente relacionados con la determinación de los estimados contables como: evaluación del recupero de activos no financieros (incluyendo la plusvalía), recupero de activos por impuestos diferidos, determinación de perdidas esperadas de activos financieros, modificaciones de contratos con clientes y su impacto en el reconocimiento de ingresos, entre otros tópicos que se desarrollan en este Manual y que creemos serán de especial ayuda para las empresas del sector. En Deloitte nos sentimos satisfechos de haber contribuido con la preparación de este Manual y agradecemos a la SNMPE por esta oportunidad. Asimismo, reiteramos nuestro compromiso de seguir participando en la continua actualización y mejora del mismo, lo que va en línea con los objetivos de nuestra firma #Makeanimpactthatmatters#, contribuyendo así con los sectores de hidrocarburos y energía.

Miriam Loli Valverde Socia de Auditoría de Deloitte Perú - Líder de Energía y Recursos

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

TÍTULO I

DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PETRÓLEO Y GAS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

XV SIMPOSIUM

CONTABLE Y DE AUDITORÍA DEL SECTOR MINERO ENERGÉTICO

15 AÑOS DE MANERA CONTINUA, COMPROMETIDOS CON EL SECTOR MINERO ENERGÉTICO

COMITÉ DE CONTABILIDAD Y AUDITORÍA

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

 CAPÍTULO 1: VISIÓN GENERAL Y ASPECTO OPERATIVO DE LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS 1. Visión general y aspecto operativo de la industria de petróleo y gas 1.1. La industria de petróleo y gas en el Perú La industria de petróleo y gas en el Perú se remonta al año 1863, cuando se realizó la primera perforación de un pozo de petróleo denominado Zorritos IX en la localidad de Zorritos, Tumbes, en el norte del Perú. Este acontecimiento sucedió 4 años después del primer pozo que se perforó en el mundo específicamente en la localidad de Oil Creek, Titusville, Pensilvania, Estados Unidos1. Para el año 1900, la industria nacional de crudo contaba con 18 compañías y 67 pozos perforados, los cuales llegaron a ser 6,211 en 1950. La participación de compañías transnacionales, como la London Pacific y la International

Petroleum Company, fue importante en la etapa inicial de desarrollo de la industria petrolera peruana2. Algunos de los principales hitos de la industria de hidrocarburos en el Perú: (ver cuadro 1). En nuestro país en los últimos 25 años, el proyecto más importante en la industria de hidrocarburos ha sido el de Camisea (upstream, sistema de transporte por ductos y distribución de gas natural y líquidos de gas) que significó el cambio de la matriz energética en el Perú. Actualmente, la matriz energética del Perú está compuesta por 46% petróleo, 27% gas, 23% hidroelectricidad, y 4% otros. En el Perú existen 18 cuencas sedimentarias; 8 de las cuencas están localizadas total o parcialmente costa afuera (offshore), ellas son Tumbes-Progreso, Talara, Sechura, Salaverry, Trujillo, Lima, Pisco y Mollendo. Las otras 10 se hallan en el continente (onshore): Lancones, Moquegua, Santiago, Bagua, Huallaga, Ene, Titicaca, Marañón, Ucayali y Madre de Dios. A continuación, se muestra el mapa de las cuencas sedimentarias:

Fuente: Perupetro.

1 Rolando Bolaños Z. (2017). Reseña histórica de la exploración por petróleo en las cuencas. Boletín de la Sociedad Geológica del Perú, v. 112, p. 1-013. 2 Arturo Vásquez Cordano (2005). La organización económica de la industria de hidrocarburos del Perú: el segmento upstream del sector petrolero. Documento de trabajo N.° 8, Oficina de estudios económicos de Osinerg, p. 83.

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

Cuadro 1 AÑO 1917

1948

HITOS Inicio de operación de la Refinería

AÑO 1998

HITOS Inicio de producción de Aguaytía.

de Talara a cargo de la International

Descubrimiento de crudo pesado, Lote 67.

Petroleum Company (IPC).

Descubrimiento de gas, Lote 57 (Pagoreni). Descubrimiento de gas, Lote 78

Creación de la Empresa Petrolera Fiscal

(Candamo).

(EPF), propiedad del Estado peruano, 2004

Inicio de producción del gas de Camisea.

2005

Descubrimiento de crudo ligero, Situche.

y Zorritos.

2006

Descubrimiento de crudo pesado, Lote 39.

1961

Descubrimiento de gas del Aguaytía.

2007

Descubrimiento de gas, Lote 57

1967

Inauguración de la Refinería La Pampilla.

1968

Nacionalización de la International

con la finalidad de dedicarse a las actividades de exploración y explotación de petróleo en las áreas de Los Órganos

(Kinteroni). 2008

explotación.

Petroleum Company (IPC). 1969

Creación, mediante Decreto Ley 17753,

2009

Descubrimiento de gas, Lotes 31B y 58 (Santa Rosa y Urubamba).

de Petróleos del Perú S. A., Petroperú S.A., compañía estatal que asumió la

92 contratos firmados de exploración y

2010

Inicio de las actividades de la planta de

responsabilidad de explorar, explotar,

licuefacción de gas natural.

refinar, comercializar y desarrollar la

Descubrimiento de gas, Lote 58 (Picha).

industria del petróleo y derivados en el país, pasando a Petroperú S. A. los activos

2011

(Mipaya y Taini).

de la EPF. 1977

Construcción del Oleoducto Norperuano.

1984

Descubrimiento del gas de Camisea.

1990

Inicio de privatizaciones de compañías

Descubrimiento de gas, Lotes 57 y 58

2012

Descubrimiento de crudo, Lotes 102 y 126 (Boa y Sheshea). Descubrimiento de gas, Lote 58 (Paratoni).

2013

petroleras. 1993

(Bretaña y Los Ángeles). Descubrimiento de gas, Lote 88 (San

Promulgación de la Ley 26221, Ley

Martín E).

Orgánica de Hidrocarburos. Creación de Perupetro S. A. para

Descubrimiento de crudo, Lotes 95 y 131

2014

Inicio de producción de Los Ángeles.

2018

Inicio de operación de la primera planta

promover las inversiones en las actividades de exploración y explotación

de gasolinas con bajo contenido en

de hidrocarburos.

azufre. 1995

Construcción del muelle de carga líquida y terminal submarino multiboyas de la Refinería de Talara.

24 1996

Privatización de la Refinería La Pampilla.

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

2020

Inicio de perforación de pozo Marina 1 en mar peruano.

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

En la última publicación del libro de recursos de hidrocarburos del año 20183, se resumen las reservas de petróleo, gas natural y líquidos de gas natural estimadas al 31 de diciembre de 2018 como sigue: (ver cuadro 2).

vende en el mercado interno. Petróleos pesados de los lotes 67 y 192 en su mayoría se exportan. El 60% de la producción nacional de LGN más la producción de petróleo, excluyendo las exportaciones de petróleo, se transforman en derivados que se venden en el mercado interno. El diferencial entre la línea roja y la azul se cubre con importaciones de petróleo y derivados (principalmente diésel).

Al 31 de julio de 2020, la situación de la industria de petróleo y gas es la siguiente:  26 contratos de explotación vigentes y 13 contratos de exploración vigentes.

 Las regalías de julio de 2020 fueron: (ver cuadro 4).

 No se ha presentado actividad geofísica.  Las retribuciones, que es lo que recibe Perupetro por la producción fiscalizada obtenida de julio de 2020 fueron: (ver cuadro 5).

 Sobre la perforación de pozos se tienen 38 pozos en desarrollo y un pozo exploratorio.

 Los ingresos por contratos de servicios (cuando Perupetro contrata a una compañía para que realice actividades de exploración y explotación en un lote a cambio de una retribución) y contratos de licencia (cuando Perupetro otorga la autorización para explorar y explotar hidrocarburos en el lote del contrato) de abril fueron: (ver cuadro 6).

 La producción de hidrocarburos ha sido 34.73 miles de barriles por día de petróleo, 88.65 miles de barriles por día de líquidos de gas natural y 1,346.10 millones de pies cúbicos por día de gas natural.  Sobre la demanda de derivados de hidrocarburos líquidos, producción de petróleo y líquidos de gas natural (LGN) (mbd: miles de barriles por día): (ver cuadro 3).

Las inversiones son los compromisos de desembolsos que realiza la compañía en un determinado periodo, a mayo de 2020 (US): (ver gráfico 1).

El 60% de la producción nacional de LGN se

Cuadro 2 RESERVAS DE HIDROCARBUROS AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2018 Tipo de hidrocarburos

Probadas

Probables

Posibles

Petróleo, MMSTB

344.50

77.17

238.75

Líquidos de gas natural, MMSTB

514.39

96.50

84.66

Total hidrocarburos líquidos, MMSTB

858.89

173.64

323.41

10.60

1.91

1.60

2,626.26

492.70

590.89

Gas natural, TCF Total petróleo equivalente, MMSTBOE

Fuente: Información DGH-Minem / Tabla elaborada por Gestum Total E.I.R.L.

3 Dirección General de Hidrocarburos (2018). Libro anual de recursos de hidrocarburos, p. 6.

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

Cuadro 3 MIL BARRILES POR DÍA Mes - año

Prod. Petróleo

Prod. LGN

Derivados de prod. nacional

Demanda

Enero 2019

38.0

93.3

94.0

259.5

Febrero 2019

47.1

95.4

104.3

254.3

Marzo 2019

51.4

88.7

104.6

250.7

Abril 2019

53.8

76.1

99.4

261.7

Mayo 2019

56.6

79.6

104.4

263.8

Junio 2019

50.0

87.0

102.2

273.1

Julio 2019

43.9

88.1

96.8

272.5

Agosto 2019

56.4

86.3

108.1

283.4

Setiembre 2019

59.2

90.2

113.3

265.0

Octubre 2019

56.0

82.0

98.5

280.6

Noviembre 2019

63.7

89.0

93.2

284.1

Diciembre 2019

59.7

85.7

74.2

275.7

Enero 2020

59.8

86.4

111.6

260.7

Febrero 2020

61.16

90.33

115.4

272.8

Marzo 2020

50.53

72.33

93.9

181.19

Abril 2020

45.80

73.81

90.1

94.89

Mayo 2020

31.55

78.98

78.89

132.44

Junio 2020

29.94

84.14

80.4

No disponible

Julio 2020

34.73

88.65

87.9

No disponible

Fuente: Resumen ejecutivo, Informe de actividades julio de 2020, Perupetro.

Hidrocarburos líquidos: demanda vs producción nacional mil barriles por día 300 250 200 150 100 50

26 Derivados a Merc. Int. de Prod. Nac.

Prod. LGN

Demanda de derivados líquidos

Prod. Petróleo

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

-20 Jul

-20 Jun

y-2 Ma

Abr -20

r-20 Ma

Feb -

-20 Ene

-19

Dic

Nov

-19

Oct

Set

-19 Ago

-19

Jul

Jun

y-1 Ma

Abr -19

r-19 Ma

Feb -

Ene

-19

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

Cuadro 4 HIDROCARBURO

PRODUCCIÓN

VALOR PRODUCCIÓN (MMUS$)

MONTO REGALÍA (MMUS$)

Petróleo

0.86 mmb

33.54

6.33

LGN

2.72 mmb

49.49

14.72

Gas

44,290,238 mmBTU

53.54

18.16

PRODUCCIÓN

VALOR PRODUCCIÓN (MMUS$)

RETRIBUCIÓN (MMUS$)

Petróleo

0.21 mmb

9.17

7.68

LGN

0.03 mmb

1.13

0.95

Gas

333,286 mmBTU

1.24

1.03

mmb: millones de barriles mmBTU: millones de BTU Fuente: Resumen ejecutivo, Informe de actividades julio de 2020, Perupetro.

Cuadro 5 HIDROCARBURO

mmb: millones de barriles mmBTU: millones de BTU Fuente: Resumen ejecutivo, Informe de actividades julio de 2020, Perupetro.

Cuadro 6 TIPO DE CONTRATO

JULIO 2020 (MILES DE US$)

ACUMULADO AÑO 2020 (MILES DE US$)

Servicio

1,807.76

12,612.17

Licencia

39,205.06

237,367.20

Total

41,012.82

249,979.37

Los ingresos por Contrato de Servicio son netos de retribución y por Contratos de Licencia no incluyen IGV. Fuente: Resumen ejecutivo, Informe de actividades julio de 2020, Perupetro.

1.2. Fase de la industria de petróleo y gas La industria de hidrocarburos puede resumirse en tres fases dentro de la cadena de valor: exploración, producción y refinación. Estas, a su vez, están incluidas en tres segmentos generales: upstream, midstream y downstream. 1.2.1. Upstream En la industria del petróleo, las actividades de upstream son la exploración de nuevas reservas y la explotación, que consiste en la

extracción de petróleo y/o gas. Los procesos de exploración incluyen el uso de la ciencia geológica, la tecnología de perforación y el personal calificado para encontrar trampas subterráneas que contienen hidrocarburos. La explotación es la actividad que extrae los recursos de petróleo y gas de los reservorios y entrega el petróleo a un proveedor de transporte. Las compañías de servicios y suministros proporcionan el equipo especializado y las habilidades necesarias para explorar, perforar, probar, producir, mantener y recuperar pozos de petróleo crudo y gas natural.

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

Gráfico 1

Miles de dólares americanos (US$)

45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000

Ene

Feb

Abr

May

Exploración

25,071

16,334

13,305

1,505

1,064

Explotación

22,263

43,713

35,831

20,271

9,248

Total

47,335

60,047

49,137

21,776

10,311

Las actividades de explotación se pueden realizar en: Onshore: Comprende todas las actividades de perforación que se realizan en tierra firme. A escala mundial aproximadamente el 70% de la producción mundial se realiza onshore. Offshore: Comprende todas las actividades de perforación que se realizan más allá de las costas, mar adentro Aproximadamente, el 30% de la producción mundial se realiza offshore. En estas zonas, las perforaciones se realizan entre 400 y 1,500 metros desde la superficie hasta el lecho marino. En los siguientes cuadros se resumen los contratos vigentes en fase de exploración y explotación al 31 de mayo de 2020: (ver cuadro 7). (ver cuadro 8).

Mar

La exploración y explotación es un negocio complejo e intensivo en capital que involucra los siguientes procesos típicos:

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

 Exploración preliminar: Exploración de áreas donde los yacimientos de petróleo y gas pueden ser descubiertos y desarrollados económicamente.  Acuerdos para explorar y explotar: Negociación de contratos de licencia, identificación potencial de socios de compañías conjuntas.  Exploración del área concedida: Perforación de un pozo exploratorio, a menudo realizado por un subcontratista que perfora y/o proporciona equipos de perforación.  Evaluación y completación de un pozo: Prueba de reservas suficientes y gastos posteriores para completar un pozo que se considera económico.  Desarrollo del área exploratoria: Perforar pozos adicionales e instalar equipos de superficie para crear una producción eficiente y económica.  Producir el área exploratoria: Surfacing y

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Cuadro 7 CONTRATOS EN FASE DE EXPLORACIÓN AL 31.5.2020 ZONA

LOTE

OPERADOR

ÁREA (ha)

MODALIDAD DE CONTRATO

116

FRONTERA

658,879.677

LICENCIA

103

REPSOL

870,896.168

LICENCIA

SELVA CENTRAL

107

PETROLÍFERA

252,232.329

LICENCIA

SELVA SUR

108

PLUSPETROL LOTE 56

869,105.835

LICENCIA

XXI

GOLD OIL

240,755.063

LICENCIA

XXIII

UPLAND OIL & GAS

93,198.956

LICENCIA

XXVII

PETRO BAYÓVAR

49,821.139

LICENCIA

XXIX

RICOIL S.A.

303,802.343

LICENCIA

Z-38

KEI

487,545.511

LICENCIA

Z-61

ANADARKO

680,519.430

LICENCIA

Z-62

ANADARKO

656,356.153

LICENCIA

Z-63

ANADARKO

548,049.976

LICENCIA

Z-64

TULLOW

54,075.191

LICENCIA

SELVA NORTE

NOROESTE

ZÓCALO

TOTAL

5'765,237.771

Fuente: Informe ejecutivo mayo de 2020, Perupetro.

vender petróleo y gas separados en un cronograma económico dictado por la presión del yacimiento y la eficiencia del equipo seleccionado.

operaciones para gran parte de la industria mundial de petróleo y gas y tienen lugar después de la fase de producción inicial y hasta el punto final de venta de hidrocarburos.

 Cierre y abandono del área exploratoria: Cierre y taponamiento de pozos debajo de la superficie y retiro del equipo de superficie después de que los pozos alcancen su límite económico. Estas actividades se conocen como taponamiento y abandono o desmantelamiento, restauración y abandono.

Las actividades de midstream proporcionan un vínculo vital entre las regiones productoras de petróleo y los centros de población donde se encuentran la mayoría de los usuarios finales. Los oleoductos y gasoductos son una parte importante de la industria petrolera de las actividades de midstream. El petróleo crudo se mueve generalmente por oleoductos, camiones, barcazas o tanqueros (tankers), mientras que el gas natural se mueve por gasoductos.

1.2.2. Midstream Las actividades de midstream comprenden principalmente el almacenamiento, comercialización y transporte de petróleo y/o gas a través de distintos medios como oleoductos, gasoductos, trenes, camiones tanque que transportan hacia las refinerías, plantas de fraccionamiento o a los puertos para el comercio exterior. Las actividades relacionadas con el midstream se incluyen comúnmente como parte de otras

La designación como actividades de midstream es mucho más frecuente en la industria petrolera en Estados Unidos y Canadá que en el resto del mundo, debido a los grandes oleoductos privados y las instalaciones de almacenamiento en estos países. Por ejemplo, el oleoducto Keystone es un sistema de oleoducto en Canadá y Estados Unidos, puesto en servicio en 2010 y posteriormente propiedad exclusiva

TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

Cuadro 8

CONTRATOS EN FASE DE EXPLOTACIÓN AL 31.5.2020 ZONA

192 8

SELVA NORTE

SELVA CENTRAL

SELVA SUR

NOROESTE

ZÓCALO

MODALIDAD DE CONTRATO

FECHA DE SUSCRIPCIÓN

FECHA DE TÉRMINO

ÁREA (ha)

FRONTERA(*)

30-Ago-15

02-Set-20

512,347.241

SERVICIOS

PLUSPETROL NORTE

20-May-94

19-May-24

182,348.210

LICENCIA

LOTE

OPERADOR

PERENCO

09-Set-99

07-Ago-39

79,164.497

LICENCIA

GEOPARK

07-Dic-95

12-May-33

761,501.001

LICENCIA

PERENCO

13-Dic-95

25-Jun-33

101,931.686

LICENCIA

PETROTAL

07-Abr-05

26-Dic-41

345,281.667

LICENCIA

31C

AGUAYTÍA

30-Mar-94

29-Mar-24

16,630.000

LICENCIA

131

CEPSA

21-Nov-07

18-Ene-38

15,483.733

LICENCIA

PLUSPETROL

07-Set-04

06-Set-44

58,500.000

LICENCIA

PLUSPETROL

09-Dic-00

08-Dic-40

82,803.521

LICENCIA

REPSOL

27-Ene-04

26-Ene-44

28,028.750

LICENCIA

CNPC

12-Jul-05

08-Set-45

340,133.717

LICENCIA

GMP

27-Dic-91

24-Dic-21

6,943.250

SERVICIOS

PETROMONT

05-Ene-96

04-Ene-26

7,691.420

LICENCIA

III.

GMP

31-Mar-15

04-Abr-45

35,799.305

LICENCIA

IV.

GMP

31-Mar-15

04-Abr-45

29,521.990

LICENCIA

GMP

08-Oct-93

05-Oct-23

9,026.032

SERVICIOS

VII/VI SAPET

22-Oct-93

21-Oct-23

32,434.113

LICENCIA

IX.

UNIPETRO ABC

16-Jun-15

16-Jun-45

2,754.133

LICENCIA

CNPC

20-May-94

19-May-24

46,952.342

LICENCIA

XIII

OLYMPIC

30-May-96

03-Nov-36

273,357.845

LICENCIA

PETROMONT

26-May-98

25-May-28

9,498.904

LICENCIA

PETROMONT

19-Ene-06

18-Ene-36

6,124.207

LICENCIA

Z-2B

SAVIA

16-Nov-93

15-Nov-23

130,315.659

OPERACIONES

Z-1

FRONTERA OFF SHORE

30-Nov-01

28-Ene-32

178,961.384

LICENCIA

Z-6

SAVIA

20-Mar-02

19-Mar-32

528,116.614

LICENCIA

TOTAL

(*) Contrato fue extendido por 6 meses. Fuente: Informe ejecutivo mayo de 2020, Perupetro.

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3,821,651.221

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

de TransCanada Corporation. Otras compañías operativas puramente intermedias incluyen los nombres de Oasis Midstream Partners, Sánchez Midstream Partners, Hess Midstream, Magellan Midstream Partners y EQT Midstream Partners. La designación en Estados Unidos del transporte y almacenamiento de petróleo crudo como una parte separada de la cadena de producción es lo que permite la existencia de la industria del midstream4. En el caso de Perú5, la actividad de midstream es la siguiente:  Sistema de transporte de ductos: Operado por Transportadora de Gas del Perú (TGP), está conformado por dos ductos: uno de gas natural y otro de líquidos de gas natural. Ambos ductos parten de la selva de Cusco, atraviesan la sierra de Ayacucho y Huancavelica, para llegar a la costa de Ica.  Oleoducto Norperuano (ONP): Operado por Petróleos del Perú (Petroperú), el mismo inicia su recorrido en la Estación 1, en San José de Saramuro (Loreto), a orillas del río Marañón y a unos 200 kilómetros al sureste de Iquitos. Luego continúa hacia el oeste, en plena selva, a lo largo del río Marañón, hasta la Estación 5. De la Estación 5, que es punto de confluencia con el Ramal Norte, el ONP continúa en dirección suroeste hasta la Estación 6, en Kuzu Grande, distrito de Manseriche, provincia de Alto Amazonas. Sigue en forma paralela a la carretera que va de la localidad de Mesones Muro hasta Bagua, en el departamento de Amazonas, donde se localiza la Estación 7, y en dirección suroeste llega a la Estación 8, en las inmediaciones del poblado Playa Azul, distrito de Pucará, provincia de Jaén, departamento de Cajamarca. En dicho punto, el oleoducto cambia a dirección noroeste, hasta la Estación 9, que es la última estación de bombeo, y desde ahí inicia su ascenso a la cordillera de los Andes, a la que cruza en el Paso de Porculla, a una altura de 2,390 metros sobre el nivel del mar. En este lugar comienza su descenso hacia el terminal Bayóvar, atravesando el desierto de Sechura, en el departamento de Piura.

4 https://www.investopedia.com/terms/m/midstream.asp 5 www.tgp.com.pe y www.petroperu.com.pe

 Tanques de almacenamiento: operados por Petroperú y ubicados en el ONP, se tienen cuatro estaciones recolectoras: a) Estación 1: cinco tanques con una capacidad total de 447,000 barriles. b) Estación Andoas: tres tanques con una capacidad total de 159,000 barriles. c) Estación 5: seis tanques con una capacidad total de 759,000 barriles. d) Terminal Bayóvar: catorce tanques con una capacidad total de 1’792,000 barriles.  Terminal Bayóvar: operada por Petroperú, la tubería de 42 pulgadas de diámetro lleva el petróleo crudo desde la playa de tanques hasta el muelle de carga, pasando antes por un sistema de medición de caudal a turbina con capacidad para 100,000 barriles por hora. En el muelle, el despacho de crudo a los buques tanque se realiza mediante cuatro brazos de carga de 16 pulgadas de diámetro, accionados hidráulicamente por control remoto. Cada brazo de carga tiene una capacidad de operación de 25,000 barriles por hora, lo que totaliza 100,000 barriles por hora como carga máxima de petróleo. 1.2.3. Downstream Las actividades de downstream incluyen el procesamiento (refinación y/o fraccionamiento), plantas petroquímicas, almacenamiento y la comercialización de los productos derivados del petróleo hasta su venta a distribuidores de productos de combustible y puntos de venta minorista, así como fabricantes y distribuidores especializados. Miles de productos provienen del downstream: gasolina, diésel, combustible para aviones, combustible para calefacción, asfalto, lubricantes, caucho sintético, plásticos, fertilizantes, anticongelante, pesticidas, gas natural y propano. Los productos refinados y el gas natural se transportan por diversos medios a puntos de distribución para el consumo. La mayor parte de las actividades de downstream están relacionadas con la gestión de la cadena de suministro y tradicionalmente son parte de las competencias principales de la mayoría de las compañías petroleras. La gestión de la cadena de suministro abarca desde

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

el establecimiento y la gestión de cadenas logísticas integradas al proceso completo de la cadena de suministro y valor y todas las etapas de refinamiento/procesamiento, hasta llegar al consumidor final. Debido al inmenso consumo de petróleo a escala mundial (aproximadamente 3,500 millones de toneladas al año), la gestión de la cadena de suministro es particularmente importante en las actividades de downstream. Para hacer frente a esas cantidades, la relación entre el transporte y las actividades de almacenamiento requiere una coordinación avanzada, precisión y eficacia. En el caso de Perú6, la actividad de downstream es la siguiente:  Refinerías: En el país operan siete refinerías: Refinería La Pampilla (117,000 (bpd), operada por Repsol S. A., Refinería Talara (65,000 bpd); Refinería Conchán (15,500 bpd), Refinería Iquitos (12,000 bpd), la refinería de Pucallpa (3,600 bdc) y Refinería El Milagro (1,900 bpd) –todas las mencionadas de propiedad de Petroperú S. A.–, y Shiviyacu

2,000 bpd) –de propiedad de Pluspetrol Perú Corporation S. A.  Plantas de abastecimiento de GLP: operan nueve plantas de abastecimiento, de las cuales cinco son productoras y cuatro de almacenamiento, que tienen una capacidad total aproximada de 52.2 MB.  Plantas envasadoras de GLP: operan 117 plantas envasadoras que tienen una capacidad de 69.5 MB.  Plantas de abastecimiento de combustible líquido u otros productos derivados de los hidrocarburos (OPDH): operan 29 plantas de abastecimiento que tienen una capacidad total aproximada de 7,159.2 MB.  Estaciones de servicio: a mayo de 2020 operan 5,183 estaciones de servicio a escala nacional.  Locales de venta GLP: a mayo de 2020, operan 9,678 estaciones de servicio a escala nacional. A continuación, se presenta un gráfico de la cadena de valor de la industria de petróleo y gas7:

Fuente y elaboración: OEE - Osinergmin

32 6 Sociedad Peruana de Gas Licuado y Ministerio de Energía y Minas. 7 Tamayo, Jesús; Salvador, Julio; Vásquez, Arturo; y De la Cruz, Ricardo (Editores) (2015). La industria de los hidrocarburos líquidos en el Perú: 20 años de aporte al desarrollo del país. Osinergmin. Lima,Perú.

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SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

2. Riesgos de la industria de petróleo y gas La industria de petróleo y gas se ha visto impactada en los últimos cinco años por el precio del petróleo, que a pesar de que logró una recuperación del precio en 2018 no superó los precios que se manejaban en la década pasada. El comportamiento del precio del petróleo en el primer trimestre de 2020 ha mostrado una caída estrepitosa como consecuencia de la pandemia mundial, lo que ocasionó que los costos de muchas compañías no puedan ser cubiertos. Por ello uno de los principales riesgos al que está expuesto la industria es al de los precios, que como efecto dominó detona algunos riesgos financieros. Como señaló Moody’s: “Esperamos que las compañías de petróleo y gas gestionen activamente su liquidez en 2020, reduciendo el gasto de capital y potencialmente reduciendo o suspendiendo las distribuciones a los accionistas en medio de un flujo de caja operativo más bajo y un acceso limitado a los mercados de capital”. Por otro lado, es conocido que la industria de hidrocarburos tiene riesgos de alta severidad, lo que les obliga a mitigar los mismos con acciones enfocadas en salud ocupacional, seguridad industrial y medioambiente. Asimismo, a lo largo de toda la cadena de valor se han establecido regulaciones a las actividades que rigen la forma de proceder, por lo que tienen que estar alertas a los cambios en la normativa. Las compañías administran estos riesgos e identifican los impactos en los costos operativos y la necesidad de constituir provisiones para enfrentar las obligaciones producto de los requerimientos regulatorios. En lo que respecta al upstream, las actividades de exploración están altamente expuestas al riesgo de deterioro debido a la probabilidad de no confirmar reservas que sean económicamente viables. Por lo que es vital que las compañías evalúen constantemente los indicadores de deterioro que puedan surgir. Las actividades de midstream están expuestas al riesgo del daño físico de los activos que podrían generar desastres ambientales o daños a terceros. La administración de este riesgo es

prioridad para las compañías de la industria mediante la implementación de controles en los procesos operativos y estableciendo programas de mantenimiento continuo. Por último, en las actividades de downstream los riesgos asociados al precio de la adquisición de la materia prima y/o productos importados debido a que la producción de crudo local no es suficiente para cubrir la demanda local.

 CAPÍTULO 2: TIPOS DE CONTRATOS La Ley 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos (en adelante, LOH), publicada el 20 de marzo de 1993, y la Ley 27377, Ley de Actualización de Hidrocarburos, publicada el 6 de diciembre de 2002, establecen que las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos se realizarán en la forma de contratos de licencia, contratos de servicios u otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas, que se rigen por el derecho privado y que una vez aprobados y suscritos, solo pueden ser modificados por acuerdo escrito entre las partes, y deben ser aprobados por decreto supremo.

1. Contratos de licencia8 Perupetro otorga autorización para explorar y explotar hidrocarburos en el lote del contrato. A cambio, la compañía paga una regalía a partir del inicio de la producción (porcentaje de la producción fiscalizada, valorizada según lo establecido en los contratos). En este caso, los hidrocarburos son transferidos al contratista. 1.1. Características generales9 1.1.1. Costos y riesgos Durante la etapa de exploración, el contratista está obligado a realizar un mínimo de inversiones, cumpliendo con las unidades de trabajo exploratorio definidas en los contratos. El contratista proporciona y es responsable de todos los

8 Ministerio de Energía y Minas, Oficina General de Gestión Social. 9 www.perupetro.com.pe

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

recursos técnicos y económicos financieros que se requieran para la ejecución de las operaciones. Realizado el descubrimiento comercial, el contratista elabora un Plan Inicial de Desarrollo, que es aprobado por Perupetro, luego debe presentar lo siguiente:  Un programa anual de trabajo y el presupuesto detallado de ingresos, costos, gastos e inversiones correspondiente al siguiente año de calendario.  Un programa anual de trabajo y el presupuesto detallado de ingresos, costos, gastos e inversiones para la exploración, tendente a buscar reservas adicionales, de ser el caso.  Un programa de trabajo y su proyección de ingresos, costos, gastos e inversiones correspondientes para el desarrollo y/o producción para los siguientes cinco años calendario. 1.1.2. Propiedad Los hidrocarburos del lugar son propiedad del Estado. El derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos es transferido por Perupetro al contratista en la fecha de suscripción, según lo estipulado en el contrato y en el artículo 8º de la Ley 26221. El contratista se obliga a pagar al Estado, a través de Perupetro, la regalía en efectivo en las condiciones y oportunidad establecidas en el contrato. Por otra parte, el artículo 39° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos 26221 establece que el contratista tendrá “la libre disponibilidad de los hidrocarburos que le correspondan conforme al contrato y podrá exportarlos libre de todo tributo, incluyendo aquellos que requieren mención expresa”. En “caso de emergencia nacional declarada por Ley, en la cual el Estado deba adquirir hidrocarburos de los productores locales, esta se efectuará a precios internacionales de acuerdo con mecanismos de valorización y de pago según contrato”. 1.1.3. Duración

La duración máxima de los contratos de licencia dependerá del tipo de hidrocarburos y de cada etapa, como sigue:

Tipo de hidrocarburos Petróleo

Gas natural

7 años; puede extenderse en tres años

Explotación 30 años (incluye la fase de exploración) 40 años

Luego de la fase de exploración, el contratista puede solicitar el inicio de la extracción comercial con la declaración del descubrimiento comercial, pudiendo solicitar una retención de este derecho cuando10:  El contratista puede demostrar a satisfacción de Perupetro que los volúmenes de hidrocarburos descubiertos en el área de contrato son insuficientes para justificar económicamente la construcción del ducto principal.  El conjunto de descubrimientos en áreas contiguas más las del contratista son insuficientes para justificar económicamente la construcción de un ducto principal.  El contratista demuestre que los hidrocarburos descubiertos no pueden ser transformados desde el área de contrato a un lugar para su comercialización, por ningún medio de transporte. 1.1.4. Garantías En el contrato marco de licencia para actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, se incluye un acápite en el cual se señala: “El contratista deberá garantizar el cumplimiento del programa mínimo de trabajo de cada uno de los periodos de la fase de exploración, de acuerdo a lo previsto por los acápites 3.2 y 4.6, mediante una sola fianza solidaria, sin beneficio de excusión, incondicional, irrevocable y de realización automática en el Perú, emitida por una entidad del sistema financiero debidamente calificada y domiciliada en el Perú y aceptada por Perupetro. A solicitud de Perupetro, el contratista sustituirá cualquier fianza entregada debiendo cumplir con presentar una nueva fianza dentro del plazo de quince (15) días útiles siguientes a la fecha de recepción por el contratista de la solicitud de Perupetro.”11

10 www.perupetro.com.pe 11 Modelo de contrato de licencia para actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. TITULO I DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE PETRÓLEO Y GAS

Exploración

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Como se detalla en el párrafo anterior, cada contratista otorgará al Estado una carta fianza que esté acorde al importe del monto del programa de inversión comprometido en cada contrato. 1.1.5. Sistema tributario12 1.1.5.1. Garantías tributarias El Estado garantiza a los contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios vigentes a la fecha de celebración del contrato permanecerán inalterables durante la vigencia del mismo, para efectos de cada contrato. El contratista quedará sujeto únicamente al régimen impositivo vigente a la fecha de suscripción del contrato, no siendo de aplicación los tributos que se establezcan con posterioridad a dicha fecha, ni los cambios que se efectúen en el hecho generador de la obligación tributaria, la cuantía de los tributos, entre otros. Los beneficios otorgados, como consecuencia de la estabilidad tributaria, se encuentran sujetos al plazo y condiciones que otorgan los mismos en cada contrato. La estabilidad tributaria se obtiene por cada contrato que se suscriba. En el caso de la unión de dos o más contratos, se aplicará el régimen de estabilidad tributaria correspondiente al contrato más antiguo.

› Regla del Ring fence El artículo 50° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) establece que los contratistas que realicen actividades de exploración y explotación o explotación de hidrocarburos en más de un área de contrato y que además desarrollen otras actividades relacionadas con las de hidrocarburos, determinarán los resultados de cada ejercicio en forma independiente por cada área de contrato y por cada actividad para los efectos del cálculo del IR. El importe del pago por el IR será el que resulte de sumar los importes calculados por cada contrato, actividades relacionadas y otras actividades. El artículo 1° del Reglamento de la Garantía de Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece como: a) Actividades del contrato: Las actividades de exploración y explotación, o explotación de hidrocarburos realizadas en ejecución de un contrato. También se incluyen las actividades complementarias a la exploración o explotación, requeridas para la ejecución del contrato, en tanto no generen ingresos para el contratista, así como los ingresos de carácter eventual, los cuales deberán ser calificados por la Sunat.

Alcanza al titular, socio o accionista, nacional o extranjero, por las rentas por dividendos o cualquier otra forma de distribución de utilidades, provenientes del contrato estabilizado.

b) Actividades relacionadas: Actividades relacionadas con petróleo, gas natural y condensados, y las actividades energéticas conexas a las de hidrocarburos que no se lleven a cabo en la ejecución del contrato.

La estabilidad comprende a los regímenes especiales referentes a la devolución de impuestos, admisión temporal y similares, así como el régimen aplicable a las exportaciones.

c) Otras actividades: Las demás, distintas a las incluidas en a) y b).

1.1.5.2. Impuesto a la renta El contratista estará obligado a determinar en forma separada y por cada contrato la base imponible y el monto del tributo. El tributo correspondiente será determinado conforme a las normas del impuesto a la renta (IR), aplicables en cada caso, considerando la alícuota vigente a la firma del contrato y las condiciones del régimen estabilizado.

El artículo 2° del mismo reglamento señala: “Los beneficios y garantías que la Ley y el presente reglamento conceden a los contratistas son de aplicación a las actividades del contrato; precisándose que, si las actividades complementarias a que se refiere el literal c) del artículo 1° de este reglamento generasen ingresos para el contratista proveniente de servicios prestados a terceros, estos ingresos no estarán sujetos a dichos beneficios y garantías”.

12 Ley Orgánica de Hidrocarburos, Reglamento de la Garantía de Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

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La garantía de estabilidad tributaria alcanza a las actividades establecidas en el párrafo anterior, en las que se incluyen los ingresos provenientes de la venta o exportación del hidrocarburo extraído, en el caso del contrato de licencia o la retribución del servicio prestado en caso de contrato de servicios, así como, por excepción, a los ingresos por venta o exportación no habitual de bienes que dejen de estar en uso para efectos del contrato.

utilidades, siempre que se agoten dichas pérdidas o que se compensen hasta el límite de las utilidades.

› Ring fence y tratamiento de gastos comunes

De acuerdo con el artículo 52° de la LOH, los contratistas realizarán sus pagos a cuenta del impuesto a la renta según las reglas que establece el régimen común vigente a la fecha de suscripción de cada contrato, en concordancia con lo dispuesto en el artículo 63° de esta ley. El artículo 16° del Reglamento dispone que los diversos sistemas de pagos a cuenta del impuesto a la renta serán de aplicación a los contratistas de acuerdo con las disposiciones vigentes al momento de la celebración del contrato.

En el Manual de Procedimientos Contables aplicable a cada contrato se establecerán los mecanismos para imputar a cada contrato, a cada una de las actividades relacionadas y a las otras actividades los ingresos, gastos, gastos Amortizables e inversiones, observándose, entre otros, lo siguiente: a) Los que están íntegramente relacionados con un único contrato o con una de las actividades relacionadas o conlas otras actividades se imputarán totalmente al que correspondan. b) Los que no estén íntegramente relacionados con un contrato, con una de las actividades relacionadas o con las otras actividades serán considerados comunes y se imputarán según los procedimientos contables de distribución que sean de aplicación en cada caso. › Pérdidas tributarias y tratamiento del Ring fence El artículo 50° de la LOH establece que si en uno o más de los contratos o actividades se generaran pérdidas arrastrables, estas deberán ser compensadas con la utilidad generada por otro u otros contratos o actividades.

El contratista que tenga pérdidas tributarias en uno o más contratos o actividades relacionadas no las podrá compensar con utilidades generadas por las otras actividades y viceversa. › Pagos a cuenta del impuesto a la renta

Tratándose de un contratista que ha suscrito diversos contratos de licencia para la exploración y explotación o explotación de hidrocarburos, y a quien corresponda la determinación de su pago a cuenta del impuesto a la renta con el sistema de coeficiente, para dicha determinación debe establecerse un coeficiente por cada contrato, según los resultados independiente de cada uno de ellos. 1.1.5.3. Impuesto general a las ventas De acuerdo con la Ley 27624, Ley que dispone la devolución del Impuesto General de a las Ventas e Impuesto de Promoción Municipal para la Exploración de Hidrocarburos y modificaciones posteriores, se dispone que las compañías “tendrán derecho a la devolución definitiva del impuesto general a las ventas e impuesto de promoción municipal que paguen para la ejecución de las actividades directamente vinculadas a la exploración durante la fase de exploración de los contratos y para la ejecución de los convenios de evaluación técnica”.

El artículo 8° del Reglamento señala que en los casos en que el contratista tenga más de un contrato, podrá compensar las pérdidas tributarias que se generen en uno o más contratos con las utilidades provenientes de otros contratos o de actividades relacionadas. Asimismo, las pérdidas tributarias provenientes de actividades relacionadas podrán ser compensadas con las utilidades de uno o más contratos.

1.1.5.4. Regalías

Se podrá optar por atribuir las pérdidas tributarias a uno o más de los contratos o actividades relacionadas, que hayan generado las

Es el pago que el contratista efectúa en favor del Estado como contraprestación por su derecho a extraer recursos naturales no renovables.

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El contratista debe determinar la regalía en función de la producción fiscalizada de hidrocarburos provenientes del área estipulada en el contrato, el cual es equivalente a un porcentaje de la valorización de la “producción fiscalizada de hidrocarburos”, que se determina de acuerdo con los precios internacionales sobre la base de una canasta de hidrocarburos acordada por las partes en cada contrato. El Decreto Supremo 017-2003-EM y normas modificatorias establecen los criterios utilizados para el cálculo de regalías y participaciones en el upstream del sector petrolero/gasífero del Perú. Se establece que el contratista puede elegir entre dos metodologías: por escala de producción o por resultado económico, al momento de realizar una declaración de descubrimiento comercial y “dependerá de sus estimados de inversión y costos que pudiera realizar en el área de contrato; luego de lo cual no podrá efectuar cambio de metodología”.

2. Contratos de servicios13 En este tipo de contratos, el Estado, a través de Perupetro, contrata a una compañía para que realice actividades de exploración y explotación en el lote, recibiendo la compañía una retribución por la producción fiscalizada obtenida, dicha retribución puede ser en especie o en efectivo. En este caso, la propiedad de los hidrocarburos se mantiene en el Estado, representado por Perupetro, y posee características similares al contrato de licencia.

3. Acuerdos de producción compartida

MODALIDAD DE CONTRATO

EXPLORACIÓN

EXPLOTACIÓN

Licencia

Servicios

Producción

Total

Fuente: Resumen ejecutivo, Informe de actividades julio de 2020, Perupetro.

En el siguiente cuadro se muestra un resumen del número de contratos según la fase en que se encuentra la actividad de los lotes y su ubicación: FASE DE CONTRATO

COSTA

SELVA

ZÓCALO

TOTAL

Explotación

Exploración

Total

5. Modificaciones en los contratos vigentes 15,4% Cesiones de posición contractual 23,1% Eliminación o sustitución de garante corporativo

Otros 46,2%

Implican que el Estado siempre va a participar en la actividad petrolera. El Estado es socio en participación en decisiones y ganancias.

15,4% Extensión de fase de exploración o explotación

4. Contratos vigentes a julio de 2020 En el siguiente cuadro se muestra un resumen del número de contratos según la modalidad de contratos:

TIPO DE SOLICITUD

Nº

Cesiones de posición contractual

Eliminación o sustitución de garante corporativo

Extensión de fase de exploración o explotación

Otros

6 13

Fuente: Informe de actividades junio de 2020, Perupetro.

13 Ministerio de Energía y Minas, Oficina General de Gestión Social.

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TÍTULO II

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 CAPÍTULO 1: ACTIVIDADES DE UPSTREAM (EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN) 1. Métodos de costeo 1.1. Concepto general La exploración y la evaluación de los recursos minerales se refiere a la búsqueda de recursos minerales, que incluye minerales, petróleo, gas natural y otros recursos renovables. La NIIF 6 “Exploración y evaluación de recursos minerales” no se aplica a los costos incurridos una vez finalizada la etapa de exploración. 1.2. Esfuerzos exitosos y métodos del costo total Tal como mencionamos más adelante en el punto 1.3 Normativa, la NIIF 6 “Exploración y evaluación de recursos minerales” regula las actividades de evaluación y exploración en las industrias extractivas; sin embargo, esta norma no es exclusiva para la industria petrolera, por lo que, con frecuencia, se recurre a USGAAP para establecer una política para el tratamiento de los costos de exploración y evaluación. De acuerdo con la FAS 19, “Financial Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies”, los principales tipos de costos de exploración y evaluación son:

relativamente menos costos de depreciación, agotamiento y amortización (DD&A en inglés) en periodos posteriores. Por el contrario, en circunstancias similares, el método de costo total proporciona mayores ganancias y patrimonio neto en un comienzo, con costos DD&A más altos en periodos futuros. El método de los esfuerzos exitosos ha sido principalmente utilizado por las grandes compañías integradas de petróleo y gas, mientras que las compañías independientes han usado generalmente ambos métodos. 1.2.1. Successful efforts o esfuerzos exitosos: Este método permite capitalizar solo aquellos gastos relacionados directamente con las reservas de petróleo y gas natural que estén exitosamente ubicados; en el caso de que el pozo sea seco o no exitoso, la compañía reconoce una pérdida por deterioro en el estado de resultados. Los costos capitalizados relacionados con la producción de propiedades se amortizan a medida que se producen las reservas subyacentes a esas propiedades. Cabe resaltar que este método es el más empleado por las compañías del sector, al considerarse que refleja mejor la realidad económica de la compañía. En general, este método considera lo siguiente:  Los costos incurridos previos a obtener cualquier derecho legal de exploración o explotación se imputan a gastos del periodo.

a) Los estudios topográficos, geofísicos y geológicos. b) Costos de transporte. c) Costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios. d) Costos de perforación de pozos de exploración estratigráfica de tipo exploratorio. Existen dos métodos para la contabilización de las actividades de producción que se consideran están de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados: Successful efforts (esfuerzos exitosos) y Full costing (costo total). Las entidades que adoptan el método de esfuerzos exitosos tienen menos ganancias y patrimonio neto al comienzo de las actividades y

 Los costos de adquisición de derechos de exploración deben ser activados en un comienzo; sin embargo, se debe reconocer la desvalorización de los valores de las propiedades no probadas, de existir indicios en las evaluaciones periódicas que se realicen.  Cuando se incurra en costos de exploración, distintos de los costos de perforación de pozos exploratorios, se deben imputar como gastos del periodo.  Los costos de producción (o lifting cost, en inglés), las regalías sobre la producción y la amortización de los costos de adquisición, exploración y desarrollo activados se convierten en los costos del petróleo y gas producidos.  Los costos activados se acumulan propiedad

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a propiedad, o de acuerdo con un criterio de agrupamiento razonable de propiedades con estructura geológica o condición estratigráfica comunes tal como un campo o un reservorio.  Los costos de adquisición activados se deben amortizar según el método de unidades de producción y el número total de unidades de reservas probadas de petróleo y gas. Los costos de exploración y desarrollo activados se deben amortizar según el método de unidades de producción y usando el número total de unidades de reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas.  Los costos activados de propiedades probadas y no probadas están sujetos a una prueba de desvalorización cuando existan indicios al respecto.  Los costos generados por el retiro o abandono de activos son registrados a partir de la generación de la obligación legal relativa al retiro de activos o taponamiento o abandono de pozos (ARO, por sus siglas en inglés) y pasan a formar parte del valor en libros de la propiedad de petróleo y gas relacionada y se amortizan juntos con los activos relacionados por el método de las unidades de producción con base en las unidades de reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas. 1.2.2 Full costing o costo total: Este método permite capitalizar todos los gastos relacionados con la ubicación de nuevas reservas de petróleo y gas, sin importar el resultado de la exploración. 1.2.3 Políticas contables en el sector peruano A continuación, las políticas contables adoptadas por las compañías peruanas del sector: a) La fase de exploración, de acuerdo con la NIIF 6, se inicia cuando los derechos de exploración fueron adquiridos. Los gastos de exploración, antes de la adquisición de los derechos por explorar, son reconocidos como gastos.

b) Los costos correspondientes a la perforación de pozos exploratorios son reconocidos como activos hasta que se descubra la factibilidad técnica y la viabilidad comercial. c) Los costos de adquisición de permisos de

exploración y los costos de las actividades de geología y geofísica incurridos durante la fase exploratoria son reconocidos como activos. d) Los gastos de desarrollo incurridos para incrementar las reservas probadas y probables (incluidos los costos de perforación relacionados con pozos productivos y pozos secos en desarrollo, pozos en desarrollo, equipos de producción, sistemas de recuperación secundaria, etcétera) son reconocidos como activos. e) Los costos de adquisición de permisos de exploración y los costos de las actividades de geología y geofísica incurridos durante la fase exploratoria son capitalizados. Durante la fase de exploración y evaluación, estos costos no se amortizan, es evaluada la existencia de un deterioro, al menos una vez al año y, en cualquier caso, cuando aparece un indicio de que pudiera producirse un deterioro de valor, conforme a los indicadores de la NIIF 6. Posteriormente, se medirá, presentará y revelará cualquier pérdida por deterioro del valor resultante de acuerdo con la NIC 36 “Deterioro de activos”. 1.3. Normativa Los gastos de exploración y evaluación de recursos minerales están excluidos del alcance de la NIC 16 “Propiedad, planta y equipo”, y de la NIC 38 “Intangibles”. La NIIF 6 “Exploración y evaluación de recursos minerales” establece el marco normativo para contabilizar los costos relacionados. Esta NIIF permite que la compañía desarrolle una política contable para los costos de exploración y evaluación de los recursos minerales, sin considerar lo que señalan los párrafos 11 y 12 de la NIC 8 que establecen las fuentes de jerarquía normativa y las guías que se deben considerar al desarrollar una política contable, cuando una NIIF no sea aplicable. En este caso, se recurre a USGAAP a fin de establecer una política para el tratamiento de los costos de exploración y evaluación en la industria petrolera y de gas. La NIIF 6 posibilita a las entidades que aplican por primera vez las NIIF, continuar aplicando la misma política contable de los principios contables previos a la implementación de NIIF para la etapa de exploración y evaluación. Esto quiere decir que tanto el método del costo total o de esfuerzo exitosos son compatibles con las

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NIIF en la etapa de exploración y evaluación; pero en las etapas siguientes (desarrollo y explotación), el método de costo sí debería adecuarse para ser compatible con el método de esfuerzos exitosos y las normas NIIF aplicables para la amortización. 1.4. Aspectos tributarios por considerar › Tratamiento de la inversión en exploración y desarrollo De acuerdo con el artículo 53° de la LOH, los gastos de exploración y desarrollo, así como las inversiones que realicen los contratistas hasta la fecha en que se inicie la extracción comercial de hidrocarburos, incluyendo el costo de los pozos, serán acumulados en una cuenta cuyo monto, a opción del contratista y respecto de cada contrato, se amortizará según uno de los siguientes métodos: a) Unidades de producción. b) Amortización lineal; no menor a cinco años. Iniciada la extracción comercial, se deducirá como gasto del ejercicio todas las partidas correspondientes a egresos que no tengan valor de recuperación. Conforme al artículo 53° de la LOH, son amortizables a partir del inicio de la extracción comercial los gastos de exploración y desarrollo, así como las inversiones que realicen los contratistas hasta la fecha en que se inicie la extracción comercial de hidrocarburos, incluyendo el costo de los pozos. Exploración: El planeamiento, la ejecución y la evaluación de estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros, así como la perforación de pozos exploratorios y actividades conexas necesarias para el descubrimiento de hidrocarburos; esto incluye la perforación de pozos confirmatorios para la evaluación de los reservorios descubiertos. Desarrollo: En la explotación de hidrocarburos, es la ejecución de cualesquiera o de todas las actividades necesarias para la producción de hidrocarburos tales como perforación, profundización, reacondicionamiento y completación de pozos, así como el diseño, construcción e instalación de equipos, tuberías, tanques de

almacenamiento, esto incluye la utilización de sistemas de recuperación primaria y mejorada. › Tratamiento de los gastos preoperativos No existe disposición específica en la LOH sobre los gastos de organización ni sobre gastos preoperativos iniciales. El Tribunal Fiscal, en reiterada jurisprudencia, ha considerado que el inciso g) del artículo 37° resulta de aplicación para el reconocimiento de los gastos preoperativos no comprendidos en las definiciones de gastos de exploración y desarrollo. Además, ha señalado que el inicio de la producción o exploración a que refiere el citado inciso se entenderá alcanzado, en el caso de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, cuando se inicie la extracción comercial. En este mismo sentido, la Sunat ha señalado (Informe 022-2014-Sunat/5D0000) que los gastos administrativos generales no vinculados directamente con la exploración petrolera, tales como el pago de alquiler de oficinas, fotocopias, planilla de personal de las gerencias administrativas y similares, así como de los intereses pagados por financiamientos obtenidos durante la etapa de exploración, deberán regirse por lo dispuesto en el referido inciso g) del artículo 37° de la Ley del IR y, por tanto, no podrán reconocerse hasta el inicio de la extracción comercial. En la Resolución 21908-4-2011, el Tribunal señaló lo siguiente: “Que por su parte, en la Resolución del Tribunal Fiscal N° 02989-4-2010 se ha señalado que la Ley Orgánica de Hidrocarburos prevé una regulación tributaria especial para el caso de los “gastos diferidos”, siempre que estos califiquen como “gastos de exploración, desarrollo y/o inversiones” respecto de un lote de hidrocarburos, en tanto que la Ley del Impuesto a la Renta tiene una regulación general para el caso de gastos de organización, preoperativos iniciales y preoperativos originados por la expansión de las actividades de la compañía, siendo que ambas normas condicionan la deducción de tales gastos al inicio de la extracción comercial, producción o explotación de la actividad por la que se incurrieron en dichos gastos”. Según contrato, se entiende por fecha de inicio de la extracción comercial al día de la primera

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medición de hidrocarburos en un punto de fiscalización de la producción; que motiva el pago de la regalía. Para efectos de esta definición no se consideran los volúmenes producidos para pruebas u otros fines que específicamente acuerden las partes. › Tratamiento de los ingresos y gastos durante la etapa de pruebas Las pruebas de producción son la técnica de evaluación para determinar la capacidad productiva del pozo, con mediciones en superficie. El artículo 166° del Reglamento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos establece que la prueba de producción del pozo tendrá una duración máxima de seis meses. El referido artículo señala que, si la prueba de producción requiere un tiempo mayor a seis meses, será considerada una “prueba de formación” o “erueba extendida” de pozo, la cual requerirá de la aprobación de la DGH. La “prueba de formación” es definida por el glosario del subsector como la técnica de evaluación que sirve para determinar las características y la capacidad productiva de la formación y sus fluidos. Que los contribuyentes generen ingresos por la comercialización del petróleo extraído durante la etapa de prueba extendida no determina el inicio de la extracción comercial y, por tanto, no se deberían reconocer aún los gastos pre operativos iniciales. (Informe 022-2014-Sunat/5D0000)

extracción comercial de hidrocarburos, el hecho de que se generen ingresos por la comercialización del petróleo que se extraiga durante la etapa de prueba extendida no determina el inicio de la producción o explotación a que alude el inciso g) del artículo 37° de la LIR”. › Tratamiento tributario de la suelta de área o suelta de lote El artículo 50° de la LOH también establece que las inversiones realizadas en un área de contrato en la que no se hubiera llegado a la etapa de extracción comercial, serán acumuladas al mismo tipo de inversiones efectuadas en otra área de contrato en la que sí se haya llegado a dicha etapa y el total se amortizará mediante el método elegido, conforme a lo previsto en el artículo 53°, antes mencionado. Según el artículo 10° del Reglamento de la Garantía de la Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la LOH, en el caso de que el contratista tenga celebrado un solo contrato, las inversiones acumuladas serán cargadas como una pérdida a los resultados del contrato en el ejercicio en que se haga suelta total del área de dicho contrato que no llegó a la etapa de extracción comercial, con excepción de las inversiones consistentes en inmuebles, instalaciones de energía, campamentos, medios de comunicación, equipos y demás bienes que el contratista mantenga o recupere para su utilización en las mismas operaciones u otras de diferente naturaleza. ›› Informe 021-2014- Sunat

“Así pues, el hecho que los titulares de contratos de licencia para explorar y explotar hidrocarburos generen ingresos por la comercialización del petróleo que extraigan durante la etapa de prueba extendida no supone el inicio de la producción o explotación de las actividades empresariales por las que se incurre en los gastos preoperativos, incluyendo intereses devengados durante la etapa pre operativa, por cuanto durante dicha etapa las actividades empresariales en cuestión aún están en desarrollo, dándose su inicio únicamente cuando comienzan las actividades mercantiles en forma comercial o constante, vale decir, una vez que aquellas actividades de la compañía se hayan convertido en rutina y estén en marcha.

Por lo tanto, toda vez que en el caso de titulares de contratos de licencia para explorar y explotar hidrocarburos, el inicio de la producción o explotación referidas al objetivo principal de tales contratos es con el inicio de la

“Se concluye que el contribuyente que ha suscrito diversos contratos de licencia para la exploración y explotación de hidrocarburos, todos ellos en la etapa de exploración, y que declara la suelta total del área del contrato que no llegó a la etapa de extracción comercial, en virtud de lo previsto en el artículo 50° de la LOH, debe mantener la inversión acumulada hasta el momento en que uno de los otros contratos inicie la extracción comercial y recién entonces proceder a amortizarla de acuerdo con lo dispuesto por este contrato, conforme a lo establecido en el artículo 53° de la citada ley”. 1.5. Casuística La compañía petrolera XYZ S. A. C. se encuentra en la etapa de exploración, tiene la certeza

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razonable de que existen reservas, pero aún no se ha iniciado la etapa de explotación, y se ha incurrido en los siguientes costos:

B) Se estima que la compañía considera que las actividades de exploración de recursos no serán exitosas.

a) Desembolsos realizados por los derechos de explotación. b) Honorarios profesionales a un ingeniero por estudios geofísicos y geológicos. c) Desembolsos realizados para las perforaciones exploratorias. d) Intereses de préstamo para financiar las operaciones. ¿Cuál es el tratamiento contable que debe seguir la compañía petrolera XYZ S. A. C. respecto a los costos de exploración incurridos? La compañía petrolera XYZ S. A. C. puede optar por los métodos descritos en el punto 1.2 para contabilizar los costos de exploración como sigue:

Succesfull efforts Activo 1. Desembolsos realizados por los derechos de explotación

2. Honorarios profesionales a un ingeniero por estudios geofísicos y geológicos

3. Desembolsos realizados para las perforaciones exploratorias

4. Intereses de préstamo para financiar las operaciones

Dinámica contable: Por el reconocimiento del gasto: --------D------Pérdida por deterioro

--------H-------

Deterioro del valor del activo

› Successful efforts:

Gasto

Por el reconocimiento del gasto:

A) Se estima que la compañía considera que las actividades de exploración de recursos serán exitosas.

--------D------Gastos por intereses

--------H-------

Cuentas por pagar diversas

Succesfull efforts Activo 1. Desembolsos realizados por los derechos de explotación

2. Honorarios profesionales a un ingeniero por estudios geofísicos y geológicos

3. Desembolsos realizados para las perforaciones exploratorias

4. Intereses de préstamo para financiar las operaciones

Gasto

2.1 Conceptos

Por el reconocimiento del activo: --------D------Activo por costo de exploración

--------H-------

XX XX

Cuentas por pagar diversas

Por el reconocimiento del gasto: --------D------Gastos por intereses Cuentas por pagar diversas

2. Gastos de desarrollo

--------H-------

XX XX

Los gastos de desarrollo son costos incurridos para acceder a reservas probadas y proporcionar instalaciones con el fin de extraer, tratar, recolectar y almacenar el petróleo y el gas. Una compañía debe desarrollar una política contable para gastos de desarrollo en función de la guía de NIC 16 “Propiedad, planta y equipo” y de la NIC 38 “Intangibles” y el marco conceptual. Gran parte del gasto de desarrollo resulta en activos que cumplen con los criterios de reconocimiento de las NIIF. Los gastos de desarrollo se capitalizan en la medida en que son necesarios para llevar la propiedad a condiciones de producción comercial. Las compañías también deben considerar en qué medida se han incurrido costos irregulares en el desarrollo del activo. Algunas veces las compañías encontrarán dificultades en sus planes de perforación, esto generará un costo

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asociado y las compañías deberán desarrollar una política sobre cómo dichos costos son evaluados por ser normales o irregulares.

descubrimiento de hidrocarburos, incluyendo trabajos de geología de campo.  Perforación de pozos exploratorios.

Los gastos incurridos, después del punto en que se ha iniciado la producción comercial, solo se deben capitalizar si los gastos cumplen con los criterios para reconocimiento de activos de la NIC 16 “Propiedad, planta y equipo” o NIC 38 “Intangibles”.

 Estudios de sensores remotos (fotos aéreas, imágenes satelitales).

2.2 Normativa

 Estudios geoquímicos.

La NIC 16 “Propiedad, planta y equipo” requiere que el costo de montos irregulares de mano de obra u otros recursos involucrados en la construcción de un activo no se incluya en el costo de ese activo.

 Perforación y completación de pozos.

2.3 Aspectos tributarios por considerar

“Que este Tribunal a través de la Resolución 21908-4-2011 ha interpretado que el segundo párrafo del artículo 53° de la Ley 26221 y el artículo 11° de su reglamento refieren como únicos requisitos exigibles a efectos de calificar un desembolso como egreso sin valor de recuperación que se devengue (realice) desde el inicio de la extracción comercial, que se encuentre dentro de las inversiones detalladas en los incisos a) y b) del citado artículo 11° y que las cuentas contables se encuentren detalladas en el Manual de Procedimientos Contables”.

› Egresos sin valor de recuperación Serán deducidos como gastos del ejercicio una vez iniciada la extracción comercial. Se considera que son egresos sin valor de recuperación aquellos que se devenguen desde el inicio de la extracción comercial, por los siguientes conceptos: a) Inversiones para perforación, completamiento o puesta en producción de pozos de cualquier naturaleza, inclusive los estratigráficos, excepto los costos de adquisición de los equipos de superficie. b) Inversiones de exploración, incluyendo las referentes a geofísica, geoquímica, geología de campo, gravimetría, levantamientos aerofotográficos y levantamiento, procesamiento e interpretación sísmica. El Manual de Procedimientos Contables contendrá el detalle de las cuentas que constituyen egresos sin valor de recuperación.

 Estudios geofísicos (magnetometría, gravimetría, sísmica).

Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, consideradas como egresos sin valor de recuperación, una vez iniciada la extracción comercial, comprenden, entre otras:  Actividades propias de la búsqueda y

 Pruebas de producción. › RTF 03316-1-2015:

2.4 Casuística La realización de perforaciones exploratorias en una ubicación particular puede indicar que las reservas están presentes en una ubicación cercana en lugar del objetivo original. Puede ser rentable “desviarse” (realizar side tracks) desde el pozo de perforación inicial hasta la ubicación de las reservas en lugar de perforar un nuevo pozo. Si esta ruta lateral tiene éxito en la localización de reservas, el costo incurrido previamente en el objetivo original puede permanecer capitalizado en lugar de descartarse como un pozo seco. Los costos adicionales de la vía secundaria se tratan de acuerdo con la política contable de la compañía, que debe seguirse de manera coherente. El activo debe considerarse por deterioro si el costo total del activo ha aumentado significativamente. Si la perforación adicional no tiene éxito, todos los costos serían cargados a resultados.

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3. Costos de financiamiento 3.1 Conceptos El costo de financiamiento se refiere a los intereses y otros costos asociados que la entidad incurre al financiarse. De acuerdo con lo establecido en el párrafo 8 de la NIC 23 “Costos por préstamos” una entidad capitaliza los costos por préstamos que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción y producción de activos aptos. Se entiende por activo apto aquel que requiere de un periodo sustancial antes de estar listo para su uso o para lo que la Gerencia lo ha destinado. Los costos de financiamiento activados en un campo o área estarán sujetos a depreciación y prueba del valor recuperable junto con los activos relacionados. › Inicio de la capitalización: Párrafo 17 de la NIC 23 señala: “Una entidad comenzará la capitalización de los costos por préstamos como parte de los costos de un activo apto en la fecha de inicio”; sin embargo, se deben cumplir las siguientes condiciones, sin excepción: a) Se incurre en desembolsos para el activo. b) Se incurren en costos de financiamiento. c) Se emprenden las actividades necesarias para preparar el activo para su uso planeado o venta. › Suspensión de la capitalización: NIC 23 párrafo 20 señala: “Una entidad suspenderá la capitalización de los costos por préstamos durante los periodos en los que se haya suspendido el desarrollo de actividades de un activo apto, si estos periodos se extienden en el tiempo”. Es decir, cuando la entidad suspende las actividades relacionadas con la construcción o desarrollo del activo, por un periodo prolongado. No se suspende cuando estas tareas están relacionadas con trabajos técnicos y administrativos importantes, por retrasos o demoras por circunstancias ajenas, como condiciones climáticas. › Fin de la capitalización:

NIC 23 párrafo 22 señala: “Una entidad cesará la capitalización de los costos por préstamos cuando se hayan completado todas o prácticamente todas las actividades necesarias para preparar al activo apto para el uso al que va destinado o para su venta”. El inicio y el fin de la capitalización son consistentes a los criterios establecidos en las NIC 16, NIC 38 y NIC 40 para el inicio y la finalización de la actividad de costos en la construcción y/o desarrollo de activos. 3.2 Normativa La NIC 23 “Costos de financiamiento” establece el marco normativo para el tratamiento contable de los costos de financiamiento que comprenden los intereses y demás costos incurridos del financiamiento. 3.3 Aspectos tributarios por considerar Es importante indicar que para efectos fiscales los costos por préstamos (i. e. intereses por financiamiento) que estén directamente asociados a la adquisición y/o construcción de un activo fijo no integran el costo de este. Por el contrario, según sea el caso deberán i) considerarse gasto en el ejercicio en que devenguen; o ii) de calificar como intereses devengados en el periodo preoperativo deberán, a opción de la entidad: a) deducirse en el ejercicio de inicio de producción; o b) capitalizarse para su amortización proporcional en el plazo de diez años contados a partir del ejercicio de inicio de extracción comercial. Por el contrario, los costos por préstamos que no estén directamente asociados a la adquisición y/o construcción de un activo apto se consideran para efectos fiscales como gasto corriente, impactando el resultado del ejercicio fiscal en el que devengan. Esta regla no es aplicable a los intereses devengados durante el periodo preoperativo. 3.4 Casuística El 1 de julio de 2018, la compañía ABC celebró un contrato de US$ 2.2 millones para la construcción de una unidad de producción de diésel de bajo azufre. Dicha unidad de producción fue completada a fines de junio de 2019. Durante el periodo se realizaron los siguientes pagos al contratista:

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Fechas de pago

Suponga a los efectos de este ejemplo que el gasto por intereses es igual a los costos por préstamos.

US$ 000

1 de julio de 2018

200

30 de setiembre de 2018

600

31 de marzo de 2019

Los costos incurridos en la obtención de un activo calificado se asignan primero a cualquier préstamo específico. Los costos remanentes se asignan a préstamos generales. (ver cuadro 1).

1,200

30 de junio de 2019

200

Total

2,200

Los préstamos de la entidad A al cierre del 30 de junio de 2019 fueron los siguientes:

La tasa de capitalización relacionada con préstamos generales es el promedio ponderado de los costos por préstamos aplicables a los préstamos de la entidad que están pendientes durante el periodo, distintos de los préstamos hechos específicamente para el propósito de obtener un activo calificado.

 Préstamo a cuatro años con 10% de interés simple pagadero anualmente, que se relaciona específicamente con el proyecto; el saldo de la deuda pendiente al 30 de junio de 2019 ascendió a US$ 700,000. Se incurrió en intereses de US$ 65,000 sobre estos préstamos durante el año, y se ganaron ingresos por intereses de US$ 20,000 sobre estos fondos mientras se mantenían en depósitos a plazos.  Préstamo a 10 años con 10.5% de interés simple pagadero anualmente; la deuda pendiente al 1 de julio de 2018 ascendía a US$ 1 millones y se mantuvo sin cambios durante el año.

Costo de endeudamiento promedio ponderado: 12.5% (1,000/2,500) + 10% (1,500/2,500) = 11% Costos por préstamos a capitalizar

US$

Préstamo específico

65,000

Préstamos generales (US$ 375,00*11%)

41,250

Total

 Préstamo a 10 años con 10% de interés simple pagadero anualmente; la deuda pendiente al 1 de julio de 2018 ascendía a US$ 1.5 millones y se mantuvo sin cambios durante el año.

106,250

Menos ingresos por intereses sobre préstamos específicos

(20,000)

Importe elegible para capitalización

86,250

Por lo tanto, los costos por préstamos a capitalizar son US$ 86,250.

Cuadro 1

Fechas de pago

Importes asignados al préstamo específico US$ 000

Importes asignados a los préstamos generales US$ 000

Ponderado por periodo US$ 000

1 de julio de 2018

200

30 de setiembre de 2018

600

500

100*

100 x 9/12 = 75

1,200

1,200 x 3/12 =300

200

200 x 0/12 = 0

2,200

700

1,500

375

31 de marzo de 2019

Importes costos incurridos US$ 000

30 de junio de 2019 Total

*Los préstamos específicos de US$ 700,000 se utilizan por completo; el resto del gasto se asigna, por lo tanto, a préstamos generales.

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4. Contratos de arrendamientos 4.1 Conceptos Los conceptos más relevantes de la NIIF 16 “Arrendamientos” son los siguientes: Activo identificado: Bien que se encuentra especificado en el contrato o implícitamente especificado cuando se pone a disposición de la compañía. Activo por derecho de uso: Un activo que representa un derecho a que un arrendatario use un activo subyacente durante el plazo del arrendamiento. Activo subyacente: Un activo que es el sujeto de un arrendamiento, por el cual el derecho a usar ese activo ha sido proporcionado por un arrendador a un arrendatario. Arrendador: Una entidad que proporciona el derecho a usar un activo subyacente por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. Arrendatario: Una entidad que obtiene el derecho a usar un activo subyacente por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. Costos directos iniciales: Los costos incrementales de obtener un arrendamiento en los que no se habría incurrido si el arrendamiento no se hubiera obtenido, excepto los costos incurridos por un arrendador que es, a la vez, fabricante o distribuidor de los bienes arrendados, en relación con un arrendamiento financiero. Fecha de comienzo del arrendamiento: La fecha en la que un arrendador pone un activo subyacente a disposición de un arrendatario. Fecha de inicio del acuerdo de arrendamiento: La fecha más temprana entre la del acuerdo de un arrendamiento y la del compromiso de ejecutar, por las partes, los principales términos y las condiciones del acuerdo. Modificación del arrendamiento: Un cambio en el alcance de un arrendamiento, o la contraprestación de un arrendamiento, que no fue parte de los términos y las condiciones originales (por ejemplo, añadir o terminar el derecho a usar uno o más activos subyacentes, o

ampliar o acortar la duración contractual del arrendamiento). Periodo de uso: El periodo total de tiempo que se usa un activo para cumplir un contrato con un cliente (incluyendo los periodos de tiempo no consecutivos). Subarrendamiento: Una transacción por la cual un activo subyacente es arrendado nuevamente por un arrendatario (“arrendador intermedio”) a un tercero, y el arrendamiento (“arrendamiento principal”) entre el arrendador, que es el propietario, y el arrendatario permanece vigente. Tasa de interés implícita: Tasa de interés que iguala el valor presente de (a) los pagos por el arrendamiento y (b) el valor residual no garantizado, con la suma de (i) el valor razonable del activo subyacente y (ii) cualquier costo directo inicial del arrendador. Tasa incremental de los préstamos del arrendatario: La tasa de interés que un arrendatario tendría que pagar por pedir prestado por un plazo similar, y con una seguridad semejante, los fondos necesarios para obtener un activo de valor similar al activo por derecho de uso en un entorno económico parecido. Vida económica: El periodo durante el cual se espera que un activo se use económicamente por uno o más usuarios, o la cantidad de producción o unidades similares que se espera obtener de un activo por uno o más usuarios. Vida útil: El tiempo durante el cual se espera utilizar el activo por parte de la entidad, el número de unidades de producción o similares que se espera obtener del activo por parte de una entidad. 4.2 Normativa La NIIF 16 “Arrendamientos”, vigente a partir del 1 de enero de 2019, contiene un nuevo modelo de contabilización para los “arrendatarios”, en que todos los arrendamientos existentes y nuevos se reconocen en el estado de situación financiera. › Alcance La NIIF 16 se aplica a todos los contratos de arrendamiento, a excepción de:

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 arrendamientos para explorar o utilizar minerales, petróleo, gas natural y recursos no regenerativos similares.  arrendamientos de activos biológicos dentro del alcance de la NIC 41 “Agricultura” en manos de arrendatarios.  acuerdos de concesión de servicios dentro del alcance de la CINIIF 12 “Concesión de servicios preparativos”.  licencias de propiedad intelectual otorgadas por un arrendador dentro del alcance de la NIIF 15 “Ingresos de contratos con clientes”.  derechos mantenidos por un arrendatario en virtud de acuerdos de licencia dentro del alcance de la NIC 38 activos intangibles para artículos como películas cinematográficas, grabaciones de video, obras de teatro, manuscritos, patentes y derechos de autor. Un arrendatario puede optar por aplicar la NIIF 16 a arrendamientos de activos intangibles distintos de los mencionados anteriormente (por ejemplo: contratos de software).

4.3 Identificación de un arrendamiento Un contrato es, o contiene, un arrendamiento si transmite el derecho de controlar el uso de un activo identificado por un tiempo a cambio de una contraprestación. Las compañías del sector de petróleo y gas suelen pactar acuerdos para recibir servicios que incluyen el uso de activos, los cuales pueden ser por periodos de corto o mediano plazo, con opción de ser renovados automáticamente, cumplido el plazo inicialmente pactado, o renovados todos los años, manteniendo el mismo activo para la prestación del servicio en favor de la compañía.

Algunos contratos de servicios pueden estar respaldados con contratos de distintas denominaciones legales, pero cuya sustancia económica, considerando los términos contractuales y cómo operan, responde a contratos de arrendamiento. No obstante, en algunos contratos la conclusión puede ser que no califique como un contrato de arrendamiento.

Ejemplos de casos en que podría resultar un contrato de arrendamiento, pueden mencionarse:  Servicio de transporte de gases o petróleo (para el suministro a los clientes).  Servicio de transporte de personal (vehículos asignados para uso de la compañía).  Servicio de drilling, workover y pulling de subsuelos de pozos (movilización y asignación de equipos especializados que son parte de la operación petrolera).  Servicio de transporte aéreo vía helicóptero (los helicópteros son asignados a la compañía y están a su disposición).  Servicio de procesamiento de datos (incluyen la asignación a título exclusivo de servidores y otros equipos tecnológicos para la compañía). Si un contrato contiene un arrendamiento, el arrendatario reconocerá un activo por derecho de uso y un pasivo por arrendamiento (este último en valor descontado a la fecha de comienzo del contrato de arrendamiento) en el estado de situación financiera. En consecuencia, de los elementos reconocidos se reconocerá también la depreciación de dicho activo y los intereses por la actualización del pasivo durante el plazo de vigencia del acuerdo. La prueba de clasificación de arrendamiento financiero y operativo de la descontinuada NIC 17 “Arrendamientos” ya no se aplica a los arrendatarios. Sin embargo, se mantiene para los arrendadores. Los elementos clave para evaluar si un contrato es, o contiene, un arrendamiento son los siguientes (todos los elementos de la definición deben cumplirse para que exista un arrendamiento): (ver gráfico 1). › Paso 1. ¿Existe un activo identificado? (NIIF 16 B13-B20) Un contrato contiene un arrendamiento solo si se relaciona con un activo identificado. Puede haber un activo identificado si hay un activo específico. Un activo puede estar explícitamente identificado en un contrato, o estar implícitamente identificado en el momento en que el activo está disponible para su uso por parte del cliente.

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Gráfico 1 1

¿Existe un activo identificado? SI ¿El cliente tiene derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo durante el periodo de uso?

¿Quién tiene el derecho a dirigir cómo y para qué propósito se usa el activo durante el periodo de uso? Predeterminado

Cliente

Proveedor

3A SI

¿El cliente: 1) Tiene derecho a operar el

activo (o dirigir a otros), o 2) Ha diseñado el activo?

El contrato no contiene un arrendamiento

El contrato contiene un arrendamiento

Ejemplo: Caso: Un proveedor celebra un contrato con una compañía petrolera para efectuar los servicios de pulling de los pozos subterráneos, por un plazo de tres años. Los equipos A y B, que son necesarios para la prestación de estos servicios, no se especifican en la fecha de la firma del contrato; el proveedor tiene una flota de este tipo de equipos que podrían utilizarse para cumplir el contrato. Los equipos están en una distancia similar del sitio del yacimiento de la compañía petrolera. Sin embargo, una vez que los equipos son transportados al sitio donde se ubican los pozos petroleros, solo estos equipos pueden ser utilizados para cumplir el contrato. Análisis: En este caso, aunque el contrato no especifica inicialmente qué equipos se utilizarán para cumplir el contrato, los equipos individuales A y B se especifican cuando se pone a disposición del cliente.

En muchos casos, el activo sujeto al contrato será el activo subyacente y, por lo tanto, fácil de identificar. Sin embargo, una parte de la

capacidad de un activo puede ser un activo identificado si es o no es físicamente distinto, pero el cliente tiene el derecho de recibir sustancialmente toda la capacidad del activo y, de ese modo, proporciona al cliente el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo. Ejemplo: Caso: La compañía B celebra un contrato con un proveedor para almacenar repuestos de equipos en un almacén específico. Dentro de este almacén, las salas 1 y 2 se asignan por contrato a B para su uso exclusivo. El proveedor no tiene derechos de sustitución. Las salas 1 y 2 representan el 40% del total de la capacidad del almacén. Análisis: En este escenario hay un activo identificado, a pesar de que B está usando solo el 40% de la capacidad total del almacén. Esto es porque las salas están explícitamente especificadas en el contrato, son físicamente distintas de las otras salas dentro del almacén y el proveedor no tiene derechos de sustitución.

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Incluso si se especifica un activo, un cliente no tiene el derecho de usar un activo identificado si el proveedor tiene el derecho sustantivo de sustituir el activo por otro activo alternativo, durante todo el periodo de uso. El derecho de un proveedor de sustituir un activo es sustantivo solo si existen las siguientes condiciones: a) El proveedor tiene la capacidad práctica de sustituir activos alternativos durante todo el periodo de uso (por ejemplo, el cliente no puede impedir que el proveedor sustituya el activo y hay activos alternativos fácilmente disponibles para el proveedor o podrían encontrarse por el proveedor dentro de un periodo de tiempo razonable). b) El proveedor se beneficiaría económicamente del ejercicio de su derecho a sustituir el activo (es decir, se espera que los beneficios económicos asociados con la sustitución superen los costos asociados con la sustitución del activo). Ejemplo: Caso: La compañía P opera y mantiene el gasoducto de gas natural. La compañía P cuenta con cinco tuberías para el transporte de gas natural. La compañía E requiere transportar 5,000 metros cúbicos de gas natural, de manera diaria e ininterrumpida, hacia el punto X. Ambas partes suscriben un acuerdo mediante el cual la compañía P brinda el servicio de transporte de gas natural. Los términos del contrato estipulan que P tiene el derecho de sustituir las tuberías durante la vigencia del contrato, sin requerir el consentimiento de E; sin embargo, P asigna la tubería FT-01, dado que esta cuenta con las condiciones para transportar la cantidad requerida por E y solo esta tubería desemboca en el punto X. Análisis: En este caso, aunque el contrato no especifica inicialmente cuál de las cinco tuberías se utilizará para cumplir el contrato, la tubería FT-01 es la única con la que P podría brindar el servicio. Al respecto, el derecho de sustitución no es sustantivo porque una tubería que pueda transportar la cantidad de gas natural y que tenga como fin el punto X, no está fácilmente disponible y, por lo tanto, P no tiene la capacidad práctica de sustituir.

Los derechos o las obligaciones del proveedor para sustituir el activo por reparaciones y mantenimiento no impiden a la compañía tener

el derecho de usar un activo identificado. Por ejemplo, si el activo no está operando adecuadamente y el proveedor decide sustituirlo. Si la compañía no puede determinar fácilmente si el proveedor tiene un derecho de sustitución sustantivo, supondrá que cualquier derecho de sustitución no es sustantivo. › Paso 2. El arrendatario, ¿obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos? (NIIIF 16 B21-B23) Un contrato contiene un arrendamiento solo si el cliente obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos. Un cliente puede obtener los beneficios económicos del uso de un activo, directa o indirectamente, de muchas formas, tales como usando, manteniendo o subarrendando el activo. Los beneficios económicos del uso de un activo incluyen sus productos principales (bienes o servicios) y subproductos (por ejemplo: créditos de energía renovable que se generan mediante su uso). Ejemplo: Caso: La compañía petrolera celebra un acuerdo con un propietario de tierras (otorgante) para obtener un derecho de servidumbre sobre las tierras de cultivo del otorgante para construir y tener un uso exclusivo de un helipuerto que permita acceder al área donde se ubican los pozos petroleros. El terreno en el que se construye el helipuerto se especificará explícitamente en el contrato de servidumbre con el propietario, o se especificará una vez que esté disponible para el uso de la compañía petrolera. Análisis: Al evaluar si una compañía petrolera obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de la servidumbre de la tierra, se considera si el otorgante puede obtener de manera realista los beneficios económicos del uso de la tierra. Si el otorgante no puede usar la tierra sobre la cual se otorga la servidumbre para cualquier otro propósito, la compañía petrolera obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de la servidumbre de la tierra. › Paso 3. ¿Quién tiene el derecho a dirigir el uso del activo? (NIIF 16 B24-B30) Una compañía tiene el derecho a decidir sobre el uso de un activo identificado durante todo el periodo de uso, solo si:

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a) La compañía tiene el derecho a decidir “cómo y para qué propósito” se usa el activo durante todo el periodo de uso.

No se tienen en cuenta las decisiones que están predeterminadas antes del periodo de uso, por ejemplo, a la fecha de inicio del contrato.

b) Las decisiones relevantes sobre cómo y para qué propósito se usa están predeterminadas y:

Ejemplo:

i. La compañía tiene el derecho a operar el activo (o dirigir a otros para operar el activo de la forma que determine) durante todo el periodo de uso, sin que el proveedor tenga el derecho a cambiar esas instrucciones operativas. ii. La compañía diseñó el activo (o aspectos específicos del mismo) de forma que predetermina cómo y para qué propósito se usará el activo durante todo el tiempo de uso. Una compañía considera los derechos de toma de decisiones que son relevantes para cambiar el cómo y para qué propósito se usa el activo en el sentido de que afectan a los beneficios económicos derivados del uso. Ejemplos de derechos de toma de decisiones que, dependiendo de las circunstancias, conceden el derecho a cambiar el cómo y para qué propósito se usa el activo, incluyen: a) Qué: Derechos de cambiar el tipo de producto que se fabrica mediante el activo, por ejemplo, para decidir si usar un contenedor de transporte para trasladar bienes o para almacenar. b) Cuándo: Derechos de cambiar cuándo se fabrica el producto (por ejemplo, decidir cuándo se usará un elemento de maquinaria o una planta de electricidad). c) Dónde: Derechos de cambiar donde tiene lugar la producción (por ejemplo, decidir sobre el destino de un camión o un barco, o decidir cuándo se usa un elemento de equipo). d) Sí y cuánto: Derechos de cambiar si se fabrica el producto y la cantidad de ese producto (por ejemplo, decidir si producir energía desde la planta de electricidad y cuánta energía producir desde esa planta). Al evaluar si una compañía tiene derecho a dirigir el uso de un activo, esta considera únicamente los derechos para tomar decisiones sobre el uso del activo durante el periodo de uso.

Caso: La compañía M celebra un contrato de cinco años con un proveedor para el uso de camiones cisterna para el transporte de gas licuado de petróleo (GLP) para la distribución de GLP a granel a sus clientes. Los camiones cisterna que se utilizarán se especifican explícitamente en el contrato y estos se encuentran caracterizados con el logo y los colores distintivos de M. El proveedor es responsable del mantenimiento de los camiones cisterna. La compañía M tendrá el uso exclusivo de los camiones cisterna, durante el contrato de cinco años. Asimismo, M es quien determina el lugar donde se efectuarán las entregas de GLP. De igual modo, M es quien decide cuándo efectuarán los recorridos y las frecuencias de éstos. El uso de los camiones cisterna está predeterminado en el contrato. Análisis: En este ejemplo, la compañía M puede cambiar el lugar donde se dirigirán los camiones cisterna, cuándo, sí y cuánto se usarán los camiones; por lo tanto, toma las decisiones de cómo y para qué propósito se usa el activo identificado, durante el periodo de uso y, por lo tanto, dirige el uso.

Los derechos para operar un activo pueden conceder a la compañía el derecho de decidir el uso del activo si las decisiones relevantes sobre cómo y para qué propósito se usa el activo están predeterminadas. Ejemplo: Caso: La compañía petrolera suscribe un contrato de cuatro años con la compañía D para transportar por vía aérea (mediante helicóptero) al personal de ingeniería, cada 14 días de Lima a Loreto (helipuerto ubicado en el Lote 67) y viceversa. El helicóptero que se utilizará se especifica explícitamente en el contrato y no puede ser sustituido. El personal de ingeniería de la compañía petrolera ocupará sustancialmente toda la capacidad del helicóptero. El contrato especifica que el transporte será solo de personal de la compañía petrolera y las fechas de los vuelos. La compañía petrolera contrata al capitán, y el personal de apoyo en los vuelos ha sido contratado por la compañía D. En este ejemplo, todas las decisiones sobre cómo y con qué propósito se utiliza el activo están predeterminadas porque el contrato especifica cuándo y adónde se dirigirá el helicóptero.

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Análisis: El helicóptero no fue diseñado por la compañía petrolera, pero esta puede operar el helicóptero porque ha contratado al capitán. Por lo general, es el capitán quien toma las decisiones operativas y da las instrucciones durante el vuelo. En este escenario, es probable que la compañía petrolera opere el helicóptero y, en consecuencia, tenga derecho de dirigir su uso. Un contrato puede incluir términos y condiciones diseñados para proteger el interés del proveedor en el activo u otros activos, para proteger su personal o para asegurar el cumplimiento del proveedor de las leyes o regulaciones. Los derechos protectores habitualmente definen el alcance de los derechos de uso del cliente, pero no le impiden , por sí solos, ejercer el derecho a decidir el uso de un activo. 4.4 Componentes de arrendamientos y no arrendamientos (NIIF 16 p12-p17, B32-B33) A menudo, las compañías del sector petrolero y de gas celebran contratos de servicios, los cuales pueden incluir el derecho de usar un activo. Si un contrato es, o contiene un arrendamiento, entonces las compañías contabilizarán cada componente del arrendamiento separado de los componentes de no arrendamientos (por ejemplo, servicios). El derecho de usar un activo subyacente es un componente del arrendamiento separado si: a. El arrendatario puede beneficiarse del uso del activo subyacente por sí mismo o junto con otros recursos que están fácilmente disponibles para el arrendatario. b. El activo subyacente no es altamente dependiente ni está altamente interrelacionado con otros activos subyacentes en el contrato. Cuando un contrato contenga un componente de arrendamiento y no arrendamiento, la contraprestación del contrato en cada componente se distribuirá de la siguiente manera:

 Un arrendatario distribuirá la contraprestación sobre la base de precio relativo independiente del componente del arrendamiento y del precio agregado, independiente de los componentes que no son de arrendamiento.

 El precio relativo independiente de los componentes de arrendamiento y de los que no son de arrendamiento se determinará sobre la base del precio que el arrendador, o un proveedor similar, cargaría de forma separada a una entidad por ese componente o por uno similar. Si no existe un precio observable independiente, fácilmente disponible, el arrendatario estimará el precio independiente, maximizando el uso de información observable.  Como una solución práctica, un arrendatario puede elegir, por clase de activo subyacente, no separar los componentes y, en su lugar, contabilizar cada componente de arrendamiento y cualquier componente asociado que no sea de arrendamiento como si se tratase de un componente de arrendamiento único. Un arrendador distribuirá la contraprestación del contrato aplicando los párrafos 73 a 90 de la NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes” (en adelante, la NIIF 15). Ejemplo: Caso: Compañía Z celebra un contrato de arrendamiento por cinco años con un proveedor para usar cuatro camionetas. El contrato establece que el proveedor operará los vehículos y asumirá los gastos de seguro. La renta anual es de US$ 20,000. Los servicios operativos y costos de seguro similares pueden ser ofrecidos por terceros por US$ 4,000 y US$ 500, respectivamente, por año. Compañía Z no puede encontrar un monto de alquiler independiente observable solo para las camionetas porque, en general, ninguno se alquila sin los servicios operativos relacionados proporcionados por el arrendador. Análisis: En este caso:  El precio independiente observable para los servicios operativos es de US$ 4,000.  El precio independiente estimado del arrendamiento del vehículo es de US$ 17,500.  El costo del seguro no transfiere un bien o servicio al arrendatario y, por lo tanto, no es un componente separado.

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Componentes Arrendamiento (camionetas) Servicios operativos Seguros Total

Precio independiente

% Asignación

Asignación de la renta

17,500

81%

16,200

(20,000 x 81%)

4,000

19%

3,800

(20,000 x 19%)

21,500

100%

20,000

4.5 Reconocimiento financieros

los

a) Arrendamientos a corto plazo: Los arrendamientos de corto plazo se definen como arrendamientos con un “plazo de arrendamiento” de 12 meses o menos. Considerar lo siguiente:  Un contrato de arrendamiento que contiene una opción de compra no es un contrato de corto plazo.

 Si un arrendatario elige esta excepción, debe hacerse por clase del activo subyacente.  Existe la necesidad de evaluar el “plazo de arrendamiento” y determinar si cuentan con opción de prórroga o resolución de forma anticipada.

estados

4.5.1. Contabilidad del arrendatario (NIIF 16 p22-p46) La NIIF 16 elimina la distinción entre los dos tipos de arrendamientos contemplados en la anterior norma NIC 17 (“Arrendamientos financieros y operativos”). En su lugar, hay un único modelo que requiere que los arrendamientos se contabilicen dentro del balance, similar a la contabilidad de arrendamiento financiero (ver cuadro 2). 4.5.1.1. Exenciones al reconocimiento Un arrendatario puede optar por no aplicar los requerimientos de reconocimiento de la NIIF 16 para aquellos contratos que son:

 Cualquier modificación o cambio posterior en el término de arrendamiento al aplicar esta excepción será tratado como un nuevo contrato de arrendamiento. b) Arrendamientos en los que el activo subyacente es de bajo valor: La norma no define el término “bajo valor”; sin embargo, según las bases de conclusión expone que el IASB al referirse a un activo de bajo valor estuvo pensando en bienes poco significativos, por lo que estaba pensando en activos que, en condiciones de nuevo y de manera individual, tengan un valor de mercado de US$ 5,000.

Cuadro 2 Estado de situación financiera Activo por derecho de uso.

Estado de resultados Gasto por depreciación del activo por derecho de uso.

Pasivo por arrendamiento. Gastos por intereses por el pasivo por arrendamiento.

Estado de flujo de efectivo ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Pagos por arrendamiento variables no incluidos en el pasivo por arrendamiento. Pagos por arrendamientos a corto plazo y de bajo valor. Los pagos en efectivo correspondientes a la parte de intereses (dependiendo de la política contable de la compañía, pueden ser clasificados como actividades de operación o financiamiento). ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN Pagos en efectivo correspondientes a la parte del principal del pasivo por arrendamiento.

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Esta excepción no es aplicable en la medida en que:  El activo arrendado se encuentre interrelacionado con otros activos.  No existen beneficios económicos del activo de forma independiente.  No aplica para el “arrendamiento principal” dentro de un subarrendamiento. 4.5.1.2. Medición inicial del pasivo por arrendamiento En la fecha de comienzo, un arrendatario medirá el pasivo por arrendamiento al valor presente de los pagos por arrendamiento que no se hayan pagado en esa fecha.

 Pagos por penalizaciones derivadas de la terminación del arrendamiento, si el plazo del arrendamiento refleja que el arrendatario ejercerá una opción para terminar el arrendamiento. c) Tasa de descuento: Los pagos por arrendamiento se descontarán usando la tasa de interés implícita en el arrendamiento, si esa tasa pudiera determinarse fácilmente. Si esa tasa no puede determinarse fácilmente, el arrendatario utilizará la tasa incremental por préstamos del arrendatario. En resumen, la determinación del pasivo por arrendamiento sería de la siguiente manera: (ver gráfico 2). 4.5.1.3. Medición inicial del activo por derecho de uso

Para la medición del pasivo por arrendamiento se requiere considerar lo siguiente: a) Plazo del arrendamiento: Comprende el periodo no cancelable de un arrendamiento, junto con los periodos cubiertos por una opción de ampliar el arrendamiento si el arrendatario ejercerá con razonable certeza esa opción; y los periodos cubiertos por una opción para terminar el arrendamiento si el arrendatario no ejercerá con razonable certeza esa opción. b) Pagos del arrendamiento que incluyen:  Pagos fijos (menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar).  Pagos por arrendamiento variables, que dependen de un índice o una tasa.  Importes que espera pagar el arrendatario como garantías de valor residual.  El precio de ejercicio de una opción de compra si el arrendatario está razonablemente seguro de ejercer esa opción.

En la fecha de comienzo, un arrendatario medirá un activo por derecho de uso al costo. El costo del activo por derecho de uso comprenderá: a) el importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento. b) los pagos por arrendamiento realizados antes o a partir de la fecha de comienzo, menos los incentivos de arrendamiento recibidos. c) los costos directos iniciales incurridos por el arrendatario. d) una estimación de los costos a incurrir por el arrendatario al desmantelar y eliminar el activo subyacente, restaurando el lugar en el que está ubicado o restaurar el activo subyacente a la condición requerida por los términos y condiciones del arrendamiento, valorado según los requerimientos de la NIC 37 “Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes” (ver gráfico 3).

Gráfico 2

Pasivo por arrendamiento

Valor actual de las cuotas de arrendamiento

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Valor actual de pagos esperados al final del arrendamiento

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Gráfico 3

Cuando surja un cambio en los contratos, un arrendamiento evaluará y medirá el pasivo por arrendamiento, utilizando la tasa de descuento indicada a continuación:

Pasivo por arrendamiento 4.5.1.5. Medición posterior del activo por derecho de uso

Costos directos iniciales

Activo por derecho de uso

Pagos por arrendamientos anticipados

Costos estimados de desmantelamiento

Incentivos recibidos por arrendamiento

4.5.1.4. Medición posterior del pasivo por arrendamiento Después del reconocimiento inicial, el pasivo por arrendamiento se medirá al costo amortizado, usando el método de interés efectivo. Esto es: a) Incrementando el importe en libros para reflejar el interés sobre el pasivo por arrendamiento. b) Reduciendo el importe en libros para reflejar los pagos por arrendamiento realizados.

Generalmente, los activos por derecho de uso son depreciados y están sujetos a pruebas de deterioro, de acuerdo con la NIC 36 “Deterioro de activos no financieros”. Se ajustan por cualquier nueva medición del pasivo por arrendamiento. Una compañía aplicará los requerimientos de la depreciación de la NIC 16 “Propiedades, planta y equipo”, al depreciar el activo por derecho de uso. Si el arrendamiento transfiere la propiedad del activo subyacente al arrendatario, con el fin del plazo del arrendamiento o si el costo del activo por derecho de uso refleja que el arrendatario ejercerá una opción de compra, el arrendatario depreciará el activo por derecho de uso desde la fecha de comienzo de este hasta el final de la vida útil del activo subyacente. En otro caso, el arrendatario depreciará el activo por derecho de uso desde la fecha de comienzo hasta el final de la vida útil del activo cuyo derecho de uso lo tiene hasta el final del plazo del arrendamiento, lo que tenga lugar primero. Si un activo por derecho de uso cumple con la definición de propiedades de inversión, el activo por derecho de uso es medido de acuerdo con la NIC 40 “Propiedades de inversión”, que puede ser medido al valor razonable. 4.5.1.6. Modificación de un contrato de arrendamiento

Una tasa de descuento NO se actualiza cuando...

Una tasa de descuento SÍ se actualiza cuando...

Se modifica el importe de garantía residual a ser pagada. Se modifican las cuotas de rentas futuras debido a cambios en las tasa de mercado o índice utilizado para determinar las mismas.

Se modifica el plazo de arrendamiento. Surge una modificación de un cambio en la evaluación de una opción para comprar el activo subyacente.

c) Midiendo nuevamente el importe en libros para reflejar las nuevas mediciones o modificaciones del arrendamiento.

Una modificación de arrendamiento es un cambio en el alcance de un contrato de arrendamiento, o la contraprestación para un arrendamiento, que no era parte de los términos y condiciones originales del contrato de arrendamiento. Cualquier cambio que se desencadena por una cláusula que ya forma parte del contrato de arrendamiento original, incluyendo los cambios debido a una cláusula de revisión del alquiler de mercado o el ejercicio de una opción de extensión, es una reevaluación y no una modificación. La contabilización de una modificación de arrendamiento depende de cómo se modifica el contrato. Hay los siguientes escenarios:

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 Disminución del alcance de un contrato de arrendamiento El alcance del contrato de arrendamiento disminuye si el contrato de arrendamiento se modifica para terminar el derecho de uso de uno o más activos subyacentes o para acortar el periodo de arrendamiento contractual. Para una modificación que reduce el alcance de un contrato de arrendamiento, la compañía vuelve a medir el pasivo de arrendamiento en la fecha efectiva de la modificación, utilizando una tasa de descuento revisado. La tasa de descuento es revisada la tasa de interés implícita en el arrendamiento para el resto del plazo del arrendamiento. La compañía usa su tasa de interés incremental en ese momento si la tasa de interés implícita en el arrendamiento no es fácilmente determinable. Para una modificación que disminuye el alcance del contrato de arrendamiento, la compañía disminuye la cantidad de carga del activo de derecho de uso para reflejar la terminación parcial o total del contrato de arrendamiento. La compañía reconoce una ganancia o pérdida relativa a la terminación parcial o total en la cuenta de resultados. Ejemplo Modificación de un contrato – Disminución de alcance La compañía de gas T entra en un contrato de arrendamiento por 5,000 metros cuadrados de espacio de oficina por 10 años. Los pagos del arrendamiento se fijan a US$ 50,000 por año. Después de cinco años, las partes efectúan una adenda al contrato para reducir el espacio de oficinas en 2,500 metros cuadrados. A partir del año 6 en adelante, los pagos anuales del arrendamiento serán de US$ 30,000. Al comienzo del año 6, la tasa de endeudamiento incremental del arrendatario es de 5% (suponiendo que la tasa implícita en el arrendamiento en esa fecha no es fácilmente determinable).

En un primer paso, el activo de derecho de uso y el pasivo de arrendamiento se reducen en un 50%, debido a que el espacio de oficina original se reduce en un 50%. La diferencia entre estos dos importes se reconoce como una ganancia en resultados: ----------------------------1----------------- Debe Haber Pasivo por arrendamiento

105,309

Activo por derecho de uso

Otros ingresos

92,001 13,308

En un segundo paso, el activo por derecho de uso debe ajustarse para reflejar la tasa de descuento actualizada y el cambio en la contraprestación. En consecuencia, la diferencia entre el pasivo por arrendamiento restante (US$ 105,309) y el pasivo por arrendamiento modificado (US$ 129,884) se reconoce como un ajuste al activo por derecho de uso: ----------------------------1----------------- Debe Haber Activo por derecho de uso

24,575

Pasivo por arrendamiento

24,575

 Aumento del alcance de un contrato de arrendamiento Si una modificación aumenta el alcance del contrato de arrendamiento añadiendo el derecho a utilizar los activos subyacentes más, y el aumento en la contraprestación de arrendamiento es proporcional, la modificación se contabiliza como un contrato de arrendamiento por separado.

¿Cómo se contabiliza la modificación?

Para ser proporcional, el aumento en la contraprestación de arrendamiento no tiene por qué ser igual al precio independiente del aumento en su alcance. Por ejemplo, si la compañía ya arrienda dos pisos de un edificio y la modificación añade el derecho a utilizar un piso adicional, la retribución adicional podría ser diferente del precio independiente, debido a que el arrendador podría evitar costos de buscar un nuevo arrendatario (tales como los costos de comercialización).

Análisis: El valor del pasivo por arrendamiento después de la modificación es de US$ 129,884

Si una modificación aumenta el alcance del arrendamiento sin agregar el derecho a usar más activos subyacentes, o el aumento en

Los importes en libros del pasivo por arrendamiento y del activo por derecho de uso antes de la modificación son los siguientes: Activo con derecho de uso US$ 184,002 Pasivo por arrendamiento US$ 210,618

(= US$ 30,000 / 1.05^1 + US$ 30,000 / 1.05^2 + US$ 30,000 / 1.05^3 + US$ 30,000 / 1.05^4 + US$ 30,000 / 1.05^5).

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la contraprestación del arrendamiento no es proporcional, la modificación se contabiliza volviendo a medir el arrendamiento existente. La compañía vuelve a medir el pasivo de arrendamiento en la fecha efectiva de la modificación, utilizando una tasa de descuento revisada, y realiza un ajuste correspondiente al activo por derecho de uso. La tasa de descuento revisada es la tasa de interés implícita en el arrendamiento por el resto del plazo del arrendamiento. La compañía usa su tasa de endeudamiento incremental en ese momento si la tasa de interés implícita en el arrendamiento no es fácilmente determinable. Ejemplo Aumento del alcance de un contrato de arrendamiento La compañía W entra en un contrato de arrendamiento por 5,000 metros cuadrados de espacio de oficina por 10 años. Los pagos del arrendamiento se fijan en US$ 100,000 por año. Después de cinco años, las partes generan una adenda al contrato por otros 5,000 metros cuadrados. Los pagos anuales de arrendamiento aumentan a US$ 150,000. La renta del mercado para los 5,000 metros cuadrados adicionales es de US$ 100,000. Al comienzo del año 6, la tasa de endeudamiento incremental es del 7% (suponiendo que la tasa de interés implícita en el arrendamiento a esa fecha no se puede determinar fácilmente). Las partes decidieron agregar un derecho de uso adicional (es decir, para 5,000 metros cuadrados de espacio de oficinas) y aumentar el alcance del arrendamiento. Sin embargo, los pagos de arrendamiento adicionales no son acordes al precio independiente para el espacio de oficina adicional y los ajustes apropiados. ¿Cómo se debe contabilizar la modificación de contrato? Análisis: La modificación no se contabiliza como un arrendamiento separado, sino como un ajuste al arrendamiento original. El pasivo por arrendamiento modificado se calcula como el valor presente de los cinco pagos de arrendamiento restantes (US$ 150,000 cada uno), descontados utilizando la tasa incremental de endeudamiento del arrendatario en la fecha efectiva de la modificación del arrendamiento (7%). Esto resulta en un pasivo de arrendamiento (reevaluado) de US$ 615,030. La diferencia entre este monto y el importe en libros del pasivo por arrendamiento inmediatamente anterior a la modificación del arrendamiento se reconoce como un ajuste al activo por derecho de uso. Sin embargo, si la contraprestación para el espacio de

oficina adicional se incrementa en US$ 100,000 por año a US$ 200,000 por año (es decir, en una cantidad igual al precio independiente por el derecho de uso adicional), en cambio la modificación se contabilizó como un segundo arrendamiento separado por 5,000 metros cuadrados de espacio de oficinas durante un periodo de cinco años. El arrendamiento del espacio de la oficina original se contabiliza por separado y no se ajusta (por ejemplo, la tasa de descuento no se cambia).  Sin cambios en el alcance Un cambio en la contraprestación para el contrato de arrendamiento, sin aumentar o disminuir el alcance del arrendamiento, resulta en una nueva medición del pasivo por arrendamiento y un ajuste correspondiente en el activo de derecho de uso. La compañía vuelve a medir el pasivo de arrendamiento, utilizando la tasa de interés implícita en el arrendamiento para el resto del plazo del arrendamiento, y hace un ajuste correspondiente en el activo de derecho de uso. La compañía usa su tasa de interés incremental en la fecha efectiva de la modificación, si la tasa de interés implícita en el arrendamiento no es fácilmente determinable. Para todas las modificaciones que no se contabilizan como un arrendamiento separado, la compañía asigna la contraprestación en el contrato modificado entre los componentes de arrendamiento y no arrendamiento separados, y se determina el periodo de arrendamiento del contrato de arrendamiento modificado. 4.5.2. Contabilidad del arrendador Un arrendador clasificará cada uno de sus arrendamientos como uno operativo o uno financiero. Un arrendamiento se clasificará como financiero cuando transfiera sustancialmente todos los riesgos y las ventajas inherentes a la propiedad de un activo subyacente. Un arrendamiento se clasificará como operativo si no transfiere sustancialmente todos los riesgos y las ventajas inherentes a la propiedad de un activo subyacente. Si un arrendamiento es financiero u operativo, depende de la esencia de la transacción y no de la forma del contrato.

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Indicadores que, individualmente o en combinación, normalmente llevarían a clasificar un arrendamiento como financiero son:

¿La propiedad del activo subyacente se transfiere al arrendatario al finalizar el plazo del arrendamiento?

SÍ

Otros indicadores de situaciones que podrían llevar, por sí solas o de forma conjunta con otras, a la clasificación de un arrendamiento como de carácter financiero son: ¿El arrendatario soporta las pérdidas por cancelación anticipada?

SÍ

¿Se espera que la opción de comprar el activo subyacente sea suficientemente inferior al valor razonable?

SÍ

¿Las ganancias o pérdidas de la fluctuación en el valor razonable del valor residual las asume el arrendatario?

SÍ

¿El arrendamiento cubre la mayor parte de la vida económica del activo subyacente (>75 %)?

¿El arrendamiento cubre la mayor parte de la vida económica del activo subyacente (>75%)?

¿Al inicio del arrendamiento, el valor razonable de los pagos mínimos del arrendamiento es, al menos, equivalente al valor razonable del activo subyacente?

SÍ

Arrendamiento operativo

SÍ

Arrendamiento financiero

4.5.2.1. Arrendamiento financiero En la fecha de comienzo, un arrendador reconocerá en su estado de situación financiera los activos que mantenga en arrendamientos financieros y los presentará como una partida por cobrar, por un importe igual al de la inversión neta en el arrendamiento. Los costos directos iniciales se incluirán en la medición inicial de la inversión neta en el arrendamiento y reducirán el importe de los ingresos reconocidos durante la duración del arrendamiento.

¿El activo subyacente es de una naturaleza tan especializada que solo el arrendatario puede usarlo sin realizarle modificaciones importantes?

Evaluar OTROS INDICADORES adicionales

¿El arrendatario tiene la capacidad para continuar el arrendamiento por un segundo periodo a la renta que es sustancialmente más baja que la renta de mercado?

Arrendamiento financiero

El arrendador usará la tasa de interés implícita en el arrendamiento para medir la inversión neta en el arrendamiento. En el caso de un subarrendamiento, si la tasa de interés implícita en el subarrendamiento no puede determinarse con facilidad, un arrendador intermedio puede usar la tasa de descuento utilizada en el arrendamiento principal (ajustada por los costos directos iniciales asociados con el sub-

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arrendamiento) para medir la inversión neta en el subarrendamiento.

surgen del arrendamiento principal no se extinguen, generalmente, por los términos y las condiciones del subarrendamiento.

Luego de su medición inicial, el arrendador reconocerá los ingresos financieros, durante el plazo del arrendamiento, sobre la base de una pauta que refleje una tasa de rendimiento constante sobre la inversión financiera neta que el arrendador ha realizado en el arrendamiento.

En línea con lo expuesto en el párrafo anterior, el arrendador intermedio deberá clasificar un subarrendamiento como un arrendamiento financiero o un arrendamiento operativo, de la siguiente forma:

Un arrendador aplicará los requerimientos de baja en cuentas y de deterioro de valor de la NIIF 9 “Instrumentos financieros” a la inversión neta en el arrendamiento.

a) Si el arrendamiento principal es un arrendamiento a corto plazo que la entidad, como arrendatario, ha contabilizado aplicando la exención al reconocimiento (de corto plazo), el subarrendamiento se clasificará como un arrendamiento operativo.

4.5.2.2. Arrendamiento operativo Un arrendador reconocerá los pagos por arrendamiento procedentes de los arrendamientos operativos como ingresos de forma lineal o de acuerdo con otra base sistemática que represente el patrón con la que se disminuye el beneficio del uso del activo subyacente. Los costos directos iniciales incurridos para obtener un arrendamiento operativo se reconocerán como gasto, durante la duración de arrendamiento, sobre la misma base que los ingresos del arrendamiento. Un arrendador reconocerá como un gasto los costos, incluyendo la depreciación, incurridos para obtener los ingresos del arrendamiento. La política de depreciación para activos subyacentes depreciables sujetos a arrendamientos operativos será congruente con la política de depreciación normal que el arrendador siga para activos similares. Un arrendador calculará la depreciación, de acuerdo con las NIC 16 y NIC 38. 4.6 Otras consideraciones 4.6.1. Subarrendamiento (NIIF 16 B58) La NIIF 16 requiere que un arrendador intermedio contabilice un arrendamiento principal y un subarrendamiento como dos contratos separados, aplicando los requerimientos de contabilización del arrendador y del arrendatario. Este enfoque se considera apropiado porque en general cada contrato se negocia por separado. La contraparte del subarrendamiento es una entidad diferente de la contraparte del arrendamiento principal. Por consiguiente, para un arrendador intermedio, las obligaciones que

b) En otro caso, el subarrendamiento se clasificará por referencia al activo por derecho de uso que surge del arrendamiento principal, en lugar de por referencia al activo subyacente (por ejemplo, el elemento de propiedades, planta y equipo, que es sujeto del arrendamiento). La contabilización del subarrendamiento dependerá de su clasificación como arrendamiento financiero u operativo (referirse a la contabilización del arrendador). 4.6.2. Transacciones de venta con arrendamiento posterior (Leaseback) Si la transferencia de un activo por el arrendatario-vendedor satisface los requerimientos de la NIIF 15 “Ingresos procedentes de contratos con clientes” para ser contabilizada como una venta del activo: a) El arrendatario-vendedor medirá el activo por derecho de uso que surge de la venta con arrendamiento posterior en la proporción del importe en libros anterior del activo que se relaciona con los derechos de uso conservados por el arrendatario-vendedor. Por consiguiente, el arrendatario-vendedor reconocerá solo el importe de cualquier ganancia o pérdida relacionada con los derechos transferidos al arrendador-comprador. b) El arrendador-comprador contabilizará la compra del activo aplicando las normas que correspondan, y el arrendamiento, aplicando los requerimientos de contabilización del arrendador de esta norma.

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Si la transferencia de un activo por el arrendatario-vendedor no satisface los requerimientos de la NIIF 15 para ser contabilizada como una venta del activo: a) El arrendatario-vendedor continuará reconociendo el activo transferido y reconocerá un pasivo financiero igual de los recursos de la transferencia. El pasivo financiero se contabilizará aplicando la NIIF 9. b) El arrendador-comprador no reconocerá el activo transferido y reconocerá un activo financiero igual de los recursos de la transferencia. El activo financiero se contabilizará aplicando la NIIF 9. 4.6.3. Acuerdos conjuntos Es común que las compañías de petróleo y gas se agrupen para colaborar en operaciones normales de extracción, desarrollo y/o actividades de producción utilizando acuerdo conjunto; que, a su vez, podría ser un negocio o una operación conjunta. Identificar al cliente, cuando se trata de un acuerdo conjunto, es fundamental al momento de evaluar si existe un contrato de arrendamiento. 4.6.3.1. Negocio conjunto En el caso de un negocio conjunto, el activo por derecho de uso y el pasivo por arrendamiento se reconocen en los estados financieros del negocio conjunto, y no en los estados financieros de los participantes individuales. 4.6.3.2. Operación conjunta En sectores como hidrocarburos, las compañías suelen organizarse en operaciones conjuntas, que en algunos casos toman la forma de una entidad jurídica (por ejemplo, consorcios) y, en otras, de asociación en participación. Esta forma de operar implica el arrendamiento de uno o más activos que serán de uso compartido, el cual deberá reflejarse en los estados financieros. Sin embargo, existen dos normas que establecen los principios para hacer este reconocimiento.

Por un lado, la NIIF 11 establece que cada operador partícipe debe reconocer los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos. Por otro, la NIIF 16 señala que se debe

reconocer un activo por el derecho de uso y un pasivo por arrendamiento, si existe un activo identificado que está controlado por el arrendatario. ¿Dónde surge el problema? Que una de las características de esta última norma es que subraya el uso exclusivo del activo por el plazo del contrato. Entonces, ¿cómo proceder en el caso de una operación conjunta? Si la operación tiene la forma de una entidad jurídica, el problema no existe, pues será esta quien reconozca en su contabilidad el arrendamiento y cada partícipe reflejará proporcionalmente parte del activo por derecho de uso y del pasivo. Sin embargo, las cosas cambian en una asociación en participación. En particular, porque en estos casos se requiere que uno de los partícipes sea el firmante de los contratos para asumir la responsabilidad del arrendamiento, así todos los operadores compartan el control y los beneficios del bien. Lo importante, en este aspecto, es determinar cuál de las partes es el cliente. Para resolver la incertidumbre, el caso fue evaluado por el Comité de Interpretación de las NIIF, el cual concluyó que, en una operación conjunta sin entidad jurídica, solo el operador firmante deberá reconocer en sus estados financieros aquellos pasivos y activos de los que es responsable principal. En otras palabras, quien firme el contrato con un tercero y asuma la responsabilidad primaria del pago (o pasivo) será quien reconozca el arrendamiento en su contabilidad; sin desmérito del derecho de recuperar los costos que serán compartidos con los otros operadores, quienes solo reconocerán su contribución como un gasto. a) Identificar al responsable principal del arrendamiento En muchas circunstancias, una sola parte podrá ser señalado como el responsable de realizar las operaciones en beneficio de las partes de una operación conjunta (e. j.: el operador principal). Esto significa que si el operador principal es el deudor identificado en un contrato que es o contiene un arrendamiento, incluso si el activo es utilizado para satisfacer actividades de un acuerdo conjunto, el operador principal deberá reconocer los activos y pasivos relacionados con un contrato.

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Determinar si el operador principal, cada parte de la operación conjunta o la operación conjunta en sí es el responsable principal de las obligaciones, como lo es el pasivo por arrendamiento, requiere una evaluación cuidadosa que incorpora valorar los hechos y circunstancias y el ambiente legal en el que opera el acuerdo conjunto. Como se indicó, si el operador principal es el responsable principal deberá reconocer el pasivo por arrendamiento y el activo por derecho de uso de acuerdo con la NIIF 16. b) Determinar quién es el cliente y la existencia de un subarriendo Es importante identificar quién es el cliente en un contrato que es o que contiene un arrendamiento, debido a que el pasivo por arriendo surge cuando existe el derecho de uso del activo. Al evaluar la naturaleza de la relación entre el operador responsable y la operación conjunta es necesario considerar todos los acuerdos firmados por las partes, así como los hechos y circunstancias relevantes para determinar si existe un subarrendamiento entre las partes, donde la operación conjunta podría ser el cliente. Esta evaluación debe efectuarse con los criterios de identificación de arrendamientos de acuerdo con la NIIF 16. De identificarse un subarrendamiento donde la operación conjunta es el cliente, la contabilización resultará en: (i) Operador principal (arrendador intermedio): será el arrendador intermedio y deberá determinar si el subarrendamiento es financiero u operativo. (ii) (subarrendatario): Operación conjunta cada parte de la operación conjunta cuenta en sus estados financieros su parte del activo por derecho de uso y su parte del pasivo por arrendamiento. 4.6.4 Concesiones de renta por Covid-19 En el año 2020, como resultado de la pandemia del coronavirus (Covid-19), en muchos sectores se han otorgado concesiones sobre el alquiler a los arrendatarios. Dichas concesiones pueden tomar una variedad de formas, incluyendo

periodos de gracia o aplazamiento de pagos de arrendamiento. Ante esta coyuntura, el IASB ha proporcionado un alivio a los arrendatarios (no aplicable a los arrendadores) en forma de una exención opcional al momento de evaluar si una concesión de alquiler relacionada con el Covid-19 es una modificación de arrendamiento. En este caso, los arrendatarios pueden optar por contabilizar las concesiones de alquiler de la misma manera que lo harían si no fueran modificaciones de arrendamiento. En muchos casos, esto dará lugar a la contabilización de la concesión como un pago de arrendamiento variable, lo que generará así un efecto de menor gasto de manera inmediata en el resultado del periodo. El expediente práctico solo se aplica a las concesiones de alquiler que ocurren como consecuencia directa de la pandemia del Covid-19 y solo si se cumplen todas las siguientes condiciones:  el cambio en los pagos de arrendamiento resulta en una contraprestación revisada para el arrendamiento, que es sustancialmente igual o menor que la contraprestación del arrendamiento que precede de inmediato al cambio.  cualquier reducción en los pagos de arrendamiento afecta solo los pagos adeudados al 30 de junio de 2021 o antes.  no hay cambio sustancial relacionado con otros términos y condiciones del contrato de arrendamiento. Esto quiere decir, por ejemplo, que una reducción de las rentas producidas por una reducción en el alcance no cumple con esta aplicación práctica. Los arrendatarios que apliquen la exención deberán revelar ese hecho, así como el monto reconocido en resultados que surgen de las concesiones de alquiler relacionadas con el Covid-19. Si un arrendatario elige aplicar el recurso práctico a un arrendamiento, lo hará de manera consistente a todos los contratos de arrendamiento con características similares y en circunstancias similares. La enmienda se aplicará retrospectivamente de acuerdo con la NIC 8 “Políticas contables, cambios en las esti-

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maciones contables y errores”, pero los arrendatarios no están obligados a reexpresar las cifras de periodos anteriores ni a proporcionar la revelación de conformidad con la NIC 8 párrafo 28(f).

miento dentro de las actividades de operación. › Información por revelar (pp. 51-60, NIIF 16) Un arrendatario revelará los siguientes importes para el periodo sobre el que se informa:

4.7 Presentación e información para revelar 4.7.1. Perfil del arrendatario Se presenta en el estado de situación financiera y en las notas lo siguiente (pp. 47-50, NIIF 16): a) Los activos por derecho de uso por separado de otros activos. Si no se presenta por separado, los activos por derecho de uso se incluirán dentro de la misma partida de los estados financieros que les hubiera correspondido a los activos subyacentes de haber sido de su propiedad y revelará qué partidas del estado de situación financiera incluyen esos activos de derechos de uso. b) Los pasivos por arrendamiento por separado de los demás pasivos. Si no se presenta por separado, revelará qué partidas del estado de situación financiera incluyen esos pasivos.

 Cargo por depreciación de los activos por derecho de uso por clase de activo subyacente.  Gasto por intereses por los pasivos por arrendamiento.  Gasto relacionado con arrendamientos a corto plazo.  Gasto relacionado con arrendamientos de activos de bajo valor.  Gasto relativo a pagos por arrendamiento variables no incluidos en la medición de los pasivos por arrendamiento.  Ingresos por subarrendamientos de los derechos de uso de activos.  Salidas de efectivo totales por arrendamientos.

En el estado de resultado del periodo y otro resultado integral, se presenta el gasto de intereses por el pasivo por arrendamiento de forma separada del cargo por depreciación del activo por derecho de uso. El gasto por intereses sobre el pasivo por arrendamiento es un componente de los costos financieros que el párrafo 82(b) de la NIC 1 “Presentación de estados financieros” requiere que se presente por separado en el estado del resultado del periodo y otro resultado integral. En el estado de flujos de efectivo se presentan: a) Los pagos en efectivo por la parte del principal del pasivo por arrendamiento dentro de las actividades de financiación.

 Incorporaciones de activos por derecho de uso.  Ganancias o pérdidas que surgen de transacciones de venta con arrendamiento posterior.  El importe en libros de los activos por derecho de uso al final del periodo sobre el que se informa por clase del activo subyacente. 4.7.2. Perfil del arrendador 4.7.2.1. Arrendamiento financiero (pp. 90-94, NIIF 16) Un arrendador revelará los siguientes importes para el periodo sobre el que se informa:

b) Los pagos en efectivo por la parte de intereses del pasivo por arrendamiento, aplicando los requerimientos de la NIC 7 “Estado de flujos de efectivo” por los intereses pagados.

a) Utilidad o pérdida en la venta.

c) Los pagos por arrendamiento a corto plazo, pagos por arrendamiento de activos de bajo valor y los pagos por arrendamiento variables no incluidos en la medición del pasivo por arrenda-

c) Ingresos relacionados con pagos de arrendamiento variables no incluidos en la medición de la inversión neta en el arrendamiento.

b) Ingresos financieros sobre la inversión neta en el arrendamiento.

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El arrendador también debe: Proporcionar una explicación cualitativa y cuantitativa de los cambios importantes en el valor en libros de la inversión neta en los arrendamientos financieros. a) Revelar un análisis de los vencimientos de los pagos de arrendamiento por cobrar, mostrando los pagos de arrendamiento no descontados a ser recibidos sobre una base anual, mínimo por cada uno de los primeros cinco años y el total de las cantidades por los años restantes. b) Conciliar los pagos de arrendamiento no descontados con la inversión neta en el arrendamiento. Esta conciliación debe identificar los ingresos financieros no ganados relacionados con los pagos de arrendamiento por cobrar y cualquier valor residual no garantizado descontado. 4.7.2.2. Arrendamiento operativo Un arrendador revelará los ingresos relacionados con el arrendamiento, separados de los ingresos por los pagos de arrendamiento variable que no dependan de un índice o de una tasa. El arrendador también debe: a) Para los elementos de propiedad, planta y equipo sujetos a un arrendamiento operacional, el arrendador debe aplicar los requerimientos de revelación de la NIC 16 “Propiedad, planta y equipo”. Para ello, se deben separar los activos en arrendamiento de los activos propios tenidos y usados por el arrendador. b) Los requerimientos de revelación contenidos en la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”, la NIC 38 “Activos intangibles”, la NIC 40 “Propiedad para inversión” y la NIC 41 “Agricultura” deben ser aplicados para los activos sujetos a arrendamientos operacionales. c) El arrendador debe revelar un análisis de los vencimientos de los pagos de arrendamiento, mostrando los pagos de arrendamiento no descontados a ser recibidos sobre una base anual, para mínimo cada uno de los primeros cinco años y el total de las cantidades por los años restantes. › Información cualitativa y cuantitativa adicional (p. 92):

El arrendador debe revelar la información cualitativa y cuantitativa adicional acerca de sus actividades de arrendamiento, tales como:  La naturaleza de las actividades por arrendamiento del arrendador.  La forma en que el arrendador administra el riesgo asociado con cualquier derecho que retenga sobre los activos subyacentes, en particular, revelar su estrategia de administración del riesgo para estos activos, incluyendo cualquier medio por el cual el arrendador reduzca ese riesgo (por ejemplo, acuerdos de recompra, garantías del valor residual o pagos de arrendamiento variables por uso de exceso de límites especificados). 4.7.2.3. Subarrendamiento (BC235-236, NIIF 16) La NIIF 16 no incluye requerimientos relacionados con la presentación de subarrendamientos. Esto es porque el IASB decidió que los requerimientos específicos no eran necesarios al existir guías suficientes en otras partes de las NIIF. En concreto, aplicando los requerimientos para compensar partidas de la NIC 1, un arrendador intermedio no debería compensar activos y pasivos que surgen de un arrendamiento principal y un subarrendamiento del mismo activo subyacente, a menos que se cumplan los requerimientos de los instrumentos financieros para compensar. Por las mismas razones, el IASB también decidió que un arrendador intermedio no debería compensar ingresos por arrendamiento y gastos por arrendamiento relacionados con un arrendamiento principal y un subarrendamiento del mismo activo subyacente, a menos que se cumplan los requerimientos de compensación de la NIC 1. 4.8 Aspectos tributarios por considerar La interpretación de las normas tributarias debe basarse en lo indicado en la Norma III del Código Tributario que señala que son fuentes del derecho, entre otras, la jurisprudencia. Al respecto, y considerando que en la legislación del impuesto a la renta no existe normativa específica sobre los activos con derecho de uso y su depreciación, según lo previsto en la NIIF 16, debemos remitirnos a la jurisprudencia

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existente con relación a los arrendamientos. Al respecto, tenemos la siguiente jurisprudencia: › RTF 10577-8-2010 A través de la Resolución 10577-8-2010, el Tribunal Fiscal ha permitido que —en el caso de leasing celebrados con entidades que no son bancarias o financieras—, el arrendatario deprecie los bienes. Al respecto, ha señalado que la tasa de depreciación que se aplicará será la prevista para el régimen general del impuesto a la renta, pero no la depreciación acelerada prevista en el Decreto Legislativo 299. “Que en el presente caso se tiene que de acuerdo con los términos pactados con IBM del Perú S. A. C. la recurrente debía considerar las operaciones en análisis como un arrendamiento financiero, y no como un arrendamiento operativo, que además la determinación del impuesto a la renta se inicia en los resultados contables, respecto de los cuales se procede a realizar la conciliación correspondiente con las normas tributarias, en tanto estas últimas establezcan disposiciones particulares, y en el presente caso de conformidad con los parámetros establecidos en la NIC 17, los bienes dados en leasing debían ser considerados como activo fijo de la recurrente, por lo que no correspondía que efectuará la deducción de las cuotas de arrendamiento para fines tributarios, dado que no existía norma alguna que exigiera o permitiera otorgar a esta operación, un tratamiento distinto al que poseía para efecto contable”. › RTF 15502-10-2011 El criterio indicado en el párrafo anterior ha sido reiterado por la Resolución 15502-10-2011, en que se concluyó que el arrendatario podría depreciar los bienes, pese a que el arrendador no era una entidad bancaria o financiera.

“Que de la revisión del citado contrato y la consiguiente adenda se observa que mediante este se transfiere la propiedad del activo a la recurrente al finalizar el plazo del arrendamiento, por lo que la transacción materia de reparo corresponde ser asimilada a un arrendamiento financiero, situación que no queda desvirtuada por el hecho de que el arrendador no haya sido una compañía bancaria, financiera o cualquier otra compañía autorizada por la Superintendencia de Banca y Seguros, lo cual implica en todo caso que el régimen tributario particular previsto por la citada norma no resulte de aplicación a dicha operación, de modo que dentro del ejercicio de la libertad contractual a que se contrae el artículo 1354º del Código Civil el arrendador y la recurrente podían acordar válidamente la celebración de carácter financiero u operativo.

Que al haberse establecido en esta instancia que la transacción realizada por la recurrente corresponde a un arrendamiento financiero y estando a las normas legales y la NIC 17 antes glosadas, corresponde mantener el reparo en análisis y confirmar la resolución apelada en este extremo”. › RTF 10485-4-2014 Se analizaron dos contratos, en el primer contrato, el Tribunal Fiscal confirmó la posición de Sunat al señalar que el contrato sí cumplía con las condiciones descritas en la NIC 17. En el segundo caso, se indicó que el contrato no tenía la naturaleza de un arrendamiento, en tanto no se otorgó opción de compra, entre otros aspectos. › RTF 10919-1-2015 Se señaló lo siguiente: “Que si bien el tratamiento otorgado por la recurrente al contrato analizado fue el de un arrendamiento financiero, lo que no queda desvirtuado por el hecho de que Sandvick Tamrock del Perú S. A. no sea una compañía bancaria, financiera o cualquier compañía autorizada por la SBS, tal circunstancia si implica que el régimen tributario particular previsto por el Decreto Legislativo 299 no le resulte de aplicable a dicha operación, de acuerdo con el criterio expuesto por este Tribunal en las Resoluciones 010577-8-2010 y 10813-3-2010”. Como podemos observar, el criterio de la jurisprudencia del Tribunal Fiscal sobre arrendamientos es recurrente en el sentido que para que un arrendamiento califique como activo de una compañía, deben cumplirse los requisitos previstos en la NIC 17 para calificarse como arrendamiento financiero, independientemente de la calidad de entidad financiera o no del arrendador. Al respecto, y considerando la interpretación de la jurisprudencia como fuente del derecho tributario, en el caso de los arrendatarios, deberá diferenciarse si el arrendamiento califica como arrendamiento financiero y/u operativo. Arrendamiento financiero: En el caso de calificar como uno de tipo financiero, deberán darse los efectos fiscales previstos por la jurisprudencia aplicable que recogen los criterios de la NIC 17 “Arrendamientos”, que serían reconocimiento

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del activo y su depreciación y reconocimiento de la deuda y el gasto financiero. Arrendamiento operativo: De calificar como operativo, deberá seguir reconociéndose gasto por alquiler para fines fiscales.

El derecho de sustitución es posible según los términos del contrato, pero no es sustantivo ya que la compañía A no se beneficiaría económicamente de la sustitución, dado que esta tendría que asumir los costos de movilización, los cuales son significativos porque los activos se encuentran en una ubicación remota.

Para fines tributarios, se deberá seguir haciendo la distinción entre arrendamiento financiero y/u operativo, a fin de darle el tratamiento señalado en la jurisprudencia comentada.

Paso 2: ¿El cliente tiene derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo durante todo el periodo de uso?

4.9 Casuística

Sí.

La compañía A brinda servicios de perforación a compañías de exploración y producción petrolera. El servicio que brinda A incluye el alquiler de la plataforma de perforación más los costos de la mano de obra de los operarios de los equipos.

Como es de uso exclusivo, sustancialmente todos los beneficios se acumulan para la compañía P (la compañía de exploración y producción petrolera) durante el plazo del contrato.

La compañía P contrata, por un plazo de dos años, los servicios de A para que esta efectúe las actividades de perforación de los pozos ubicados en el yacimiento petrolero, ubicados en una zona remota. La plataforma de perforación no es de naturaleza especializada y el contrato permite la sustitución, pero la compañía A sería responsable de los costos de movilización significativos si los activos se sustituyen.

Paso 3: ¿Quién tiene los derechos para dirigir el uso del activo? El cliente (compañía P). Las decisiones más importantes sobre los derechos para dirigir el uso del activo (directrices técnicas de la perforación: ubicación, profundidad, dimensiones, etcétera) son controladas por la compañía P. › Conclusión

La compañía A desarrolla el servicio de perforación, con base en el plan semanal y/o mensual, que la compañía P establece, en el cual se indican las directrices de la perforación, tales como ubicación, profundidad, dimensiones, entre otros aspectos técnicos. Según contrato, la contraprestación por pagar se pacta por tarifas unitarias, en función de los metros de perforación ejecutados cada mes, la tarifa por metro perforado US$ 18 (US$ 12 correspondiente a la disponibilidad de la plataforma de perforación y US$ 6 al servicio de la operación de esta). Asimismo, se establece un take or pay por el metraje mensual comprometido por 2,000 metros. › Análisis: ›› A. Identificación de un arrendamiento Paso 1: ¿Hay un activo identificado? Sí, existe un activo identificado.

Este contrato de servicio de perforación contiene el arrendamiento implícito de la plataforma de perforación. ›› B. Medición Según contrato, la contraprestación mensual varía en función de los metros perforados, y de acuerdo con la NIIF 16, los pagos de arrendamiento variables que no están vinculados con un índice o tasa no se asignan al pasivo por arrendamiento. No obstante, siendo que el contrato establece un metraje comprometido (take or pay), la compañía P, como mínimo, está obligada a pagar la contraprestación asociada a este metraje, de modo que este pago es en esencia fijo, dado que es inevitable; por lo tanto, dicho pago debe considerarse para efectos del cálculo del pasivo por arrendamiento. Asimismo, de acuerdo con lo indicado en la NIIF 16, la compañía P ha efectuado la separación de los componentes de la contraprestación

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que no está referido al arrendamiento, tal es el caso del costo de operación, que está referido al importe cobrado por la compañía A por el servicio de operación (mano de obra, gastos administrativos, etcétera).

La compañía P descontará los pagos de arrendamientos usando la tasa incremental de endeudamiento correspondiente al 5% anual, debido a que no pudo determinar la tasa implícita del arrendamiento.

Para tales fines, la compañía P ha tomado como base más fidedigna la información proporcionada por el mismo proveedor, tomando en consideración lo descrito en la NIIF 16, puesto que esta información es claramente observable en el contrato y se encuentra a valores de mercado. Al respecto, la contraprestación asociada al componente de arrendamiento (plataforma de perforación) corresponde a US$ 24,000 mensual (US$ 12 x 2,000).

A continuación, se muestra la determinación del pasivo por arrendamiento y el activo por derecho de uso:  Determinación del pasivo por arrendamiento y derecho de uso:

PASIVO POR ARRENDAMIENTO

DERECHO DE USO

Tasa incremental de endeudamiento anual: 5%. Tasa incremental de endeudamiento mensual 0.41% = (1+5%) ^ (1/12)-1.

N°

Saldo inicial

Intereses

Pagos

Saldo final

N°

Saldo inicial

Depreciación

Saldo final

547,674

547,647

547,674

2,231

(24,000)

525,906

547,674

(22,820)

524,854

525,906

2,143

(24,000)

504,048

524,854

(22,820)

502,035

504,048

2,054

(24,000)

482,102

502,035

(22,820)

479,215

482,102

1,964

(24,000)

460,066

479,215

(22,820)

456,395

460,066

1,874

(24,000)

437,940

456,395

(22,820)

433,575

437,940

1,784

(24,000)

415,724

433,575

(22,820)

410,756

415,724

1,694

(24,000)

393,418

410,756

(22,820)

387,936

393,418

1,603

(24,000)

371,021

387,936

(22,820)

365,116

371,021

1,512

(24,000)

348,533

365,116

(22,820)

342,296

348,533

1,420

(24,000)

325,952

342,296

(22,820)

319,477

325,952

1,328

(24,000)

303,280

319,477

(22,820)

296,657

303,280

1,236

(24,000)

280,516

296,657

(22,820)

273,837

280,516

1,143

(24,000)

257,659

273,837

(22,820)

251,017

257,659

1,050

(24,000)

234,709

251,017

(22,820)

228,198

234,709

956

(24,000)

211,665

228,198

(22,820)

205,378

211,665

862

(24,000)

188,527

205,378

(22,820)

182,558

188,527

768

(24,000)

165,295

182,558

(22,820)

159,738

165,295

673

(24,000)

141,969

159,738

(22,820)

136,919

141,969

578

(24,000)

118,547

136,919

(22,820)

114,099

118,547

483

(24,000)

95,030

114,099

(22,820)

91,279

95,030

387

(24,000)

71,417

91,279

(22,820)

68,459

71,417

291

(24,000)

47,708

68,459

(22,820)

45,640

47,708

194

(24,000)

23,903

45,640

(22,820)

22,820

23,903

(24,000)

22,820

(22,820)

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 Dinámica contable por el reconocimiento y medición inicial: ------------------------ x --------------------Activo por derecho de uso

Debe

Haber

547,674

Pasivo por arrendamiento

547,674

Por el reconocimiento del arrendamiento

 Dinámica contable por la medición posterior: ------------------------ x --------------------Gasto por depreciación

Debe

Haber

22,820

Activo por derecho de uso

22,820

Por el reconocimiento del gasto por depreciación del primer mes ------------------------ x ---------------------

Debe

Gasto por intereses

2,231

Pasivo por arrendamiento

Haber

2,231

Por el reconocimiento del gasto por intereses del primer mes

------------------------ x --------------------Pasivo por arrendamiento

Debe

Haber

24,000

Efectivo

mantener o mejorar un activo fijo posterior a fecha de su adquisición y puesta en uso, llevan muchas veces a confusiones en su contabilización y registro, por lo que se hace necesaria la debida diferenciación de ambos conceptos. De acuerdo con el párrafo 8 de la NIC 16, “Propiedad, planta y equipo”, las piezas de repuesto y el equipo auxiliar se registran habitualmente como inventarios, y se reconocen en el resultado del periodo cuando se consumen. Sin embargo, las piezas de repuesto importantes y el equipo de mantenimiento permanente, que la entidad espere utilizar durante más de un periodo, cumplen normalmente las condiciones para ser calificados como elementos de propiedades, planta y equipo. De forma similar, si las piezas de repuesto y el equipo auxiliar solo pudieran ser utilizados con relación a un elemento de propiedades, planta y equipo, se contabilizarán como propiedades, planta y equipo. Es preciso mencionar que, de acuerdo con el párrafo 12 de la NIC 16, no se reconocerán en el importe en libros de un elemento de propiedades, planta y equipo los costos derivados del mantenimiento diario del elemento. Tales costos se reconocerán en el resultado cuando se incurra en ellos. Los costos del mantenimiento diario son principalmente los costos de mano de obra y los consumibles, que pueden incluir el costo de pequeños componentes. El objetivo de estos desembolsos se describe a menudo como “reparaciones y conservación” del elemento de propiedades, planta y equipo. 5.2. Métodos de depreciación

24,000

Por el pago del arrendamiento del primer mes

5.2.1. Conceptos El método de depreciación utilizado refleja el patrón con arreglo al cual se espera que sean consumidos, por parte de la entidad, los beneficios económicos futuros del activo.

5. Activos fijos 5.1. Mantenimiento de activos fijos El mantenimiento de los activos fijos es de vital ya que contribuye a mantener los beneficios económicos esperados por dichos bienes lo más cercano al rendimiento original. Los desembolsos efectuados con el fin de

Se deprecia en forma separada cada parte de un elemento de activo fijo que tenga un costo significativo con relación al costo total del elemento. Una parte significativa de un elemento de activo fijo puede tener vida útil y método de depreciación que coincidan con la vida y el método utilizados por otra parte significativa del mis-

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mo elemento. En este caso, ambas partes podrían agruparse para determinar el cargo por depreciación. En la medida en que la compañía deprecie e forma separada algunas partes de un elemento de activo fijo, también se depreciará de forma separada el resto del elemento. El resto será integrado por las partes del elemento que individualmente no sean significativas, serán consideradas las expectativas para cada una de esas partes que tiene la compañía. La compañía podrá elegir depreciar de forma separada las partes que compongan un elemento y no tengan un costo significativo con relación al costo total del mismo. Los costos activados se acumulan propiedad a propiedad, o de acuerdo con un criterio de agrupamiento razonable de propiedades con estructura geológica o condición estratigráfica comunes, tal como un campo o un reservorio. Los costos acumulados de un centro de costos proporcionan un medio que permite amortizar los costos activados. En general, la industria considera al campo o área como componente a efectos de la depreciación, siguiendo los lineamientos de la NIC 16. Los métodos aplicados usualmente por las compañías de industria extractiva son principalmente: a) Unidades de producción (UoP, por sus siglas en inglés): De acuerdo con el método de esfuerzo exitoso, la depreciación o la amortización se basa en el método de las unidades de producción, de manera tal que: 1) la amortización de los costos de adquisición de propiedades probadas se basa en el número total de unidades de reservas probadas estimadas (desarrolladas y no desarrolladas). 2) la amortización de los costos activados por actividades productivas (pozos), generalmente, se basa en el número de unidades estimadas de reservas probadas desarrolladas.

Los costos de depreciación y de operación de equipos e instalaciones de apoyo utilizados en las operaciones de producción de petróleo y gas se deben clasificar como costos de exploración, desarrollo o producción basados en la naturaleza, o uso de tales equipos e instalaciones. En algunos casos, el equipo y las instala-

ciones de apoyo sirven a más de un campo de petróleo y se deprecian por el método de amortización lineal antes que el método de unidades de producción. b) Horas trabajadas. c) Línea recta. Para la determinación del factor por considerar en el método de unidades de producción, se toma la producción del periodo entre el total de reservas probadas y probables estimadas por la compañía, acreditada con un estudio de reservas elaborado por un especialista. 5.3 Normativa El método de depreciación aplicado a un activo se revisará, como mínimo, al término de cada periodo anual y, si hubiera habido un cambio significativo en el patrón esperado de consumo de los beneficios económicos futuros incorporados al activo, se cambiaría para reflejar el nuevo patrón. Dicho cambio se contabilizará como una estimación contable, de acuerdo con la NIC 8 “Políticas contables, cambios en estimaciones contables y errores”. 5.4 Aspectos tributarios por considerar › Ley del Impuesto a la Renta A fin de desarrollar los aspectos tributarios por desarrollar para el rubro de Activos Fijos y Depreciación, es preciso mencionar que el presente manual contiene el desarrollo de la legislación actual del impuesto a la renta. Para el caso particular, las compañías deberán revisar la legislación correspondiente a su estabilidad tributaria, en función de la fecha de firma del contrato de licencia, según se puede apreciar en el cuadro de contratos vigentes del Título I. Veamos a continuación el tratamiento fiscal de los aspectos más importantes relacionados con los activos fijos: › Depreciación a) Salvo el caso de los edificios y construcciones cuya depreciación se realiza aplicando una tasa anual del 5%, la depreciación aceptada tributariamente es aquella que está contabiliza-

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da como tal dentro del ejercicio gravable en los libros y registros contables, en tanto no superen los porcentajes máximos establecidos por el Reglamento de la Ley del Impuesto a la Renta que se indican a continuación:

BIENES

Ganado de trabajo y reproducción; redes de pesca.

PORCENTAJE ANUAL DE DEPRECIACIÓN DE HASTA UN MÁXIMO DE: 25%

Vehículos de transporte terrestre (excepto ferrocarriles); hornos en general.

20%

Maquinaria y equipo utilizados por las actividades minera, petrolera y de construcción; excepto muebles, enseres y equipos de oficina.

20%

Equipos de procesamiento de datos.

25%

Maquinaria y equipo adquirido a partir del 01.01.91.

10%

Otros bienes del activo fijo

10%

› Disposición de activos fijos El resultado (i. e. la ganancia o la pérdida) proveniente de la disposición de un bien del activo fijo debe reconocerse para efectos financieros en el ejercicio en el que devenguen, de acuerdo con lo señalado en el artículo 57° de la Ley del Impuesto a la Renta. De manera general, para efectos fiscales del impuesto a la renta se generará una ganancia gravada o pérdida deducible constituida por la diferencia entre el valor de mercado del bien y su costo neto tributario. › Costos posteriores De acuerdo con lo señalado en el artículo 41° de la Ley del Impuesto a la Renta, los costos posteriores corresponden a los costos incurridos respecto de un bien que ha sido afectado por la generación de rentas gravadas y que, conforme a lo dispuesto en las normas contables, se deban reconocer como costo. A continuación, un cuadro resumen del tratamiento financiero y fiscal de los costos posteriores: (ver cuadro 3). 5.5 Casuística

b) En la Casuística el caso que por aplicación de la NIIF 1 se opte por sustituir el costo o el costo depreciado de los activos fijos por su valor razonable que es mayor a aquel, para efectos de la determinación del impuesto a la renta, el mayor valor resultante de dicha revaluación no será considerado para el cálculo de la depreciación tributaria. c) Se debe realizar un control adecuado de aquellos activos que califiquen como egresos sin valor de recuperación a partir de la extracción comercial, pues el mecanismo de recuperación de la inversión no sería directamente a través del cargo por depreciación, sino sería en el concepto de gasto.

En el siguiente caso, se ilustra la aplicación del método de unidades de producción. Depreciación en función de unidades de producción Unidades de producción: Proyección de vida del lote:

MBBLS

Reservas probadas y probables

Costo neto de activo relacionado con la producción:

US$ 54’000,000

Inventario de reservas:

666,000 MBBLS

Corte:

30 de junio

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Cuadro 3 Financieramente Repuestos directamente vinculados a un bien del activo fijo (insumos críticos)

Mientras están en el almacén se tratan como existencias, no se deprecian. Se admite su desvalorización.

Párrafo 55 de la NIC 16: Se deprecian cuando estén disponibles para su uso, es decir: a) Están en su ubicación. b) En las condiciones necesarias para operar por la forma prevista por la Gerencia.

Mientras están en almacén se tratan como existencias. No se deprecian, ni se admite su desvalorización.

El valor del repuesto se incorporará al valor del activo (como costo posterior) y se recuperará vía depreciación a partir del ejercicio fiscal en el que el bien se afecta a la generación de rentas gravadas, sin importar que su valor no supere un 1/4de la UIT.

Posible diferencia temporal

Mantenimiento diario

Mientras están en almacén se tratan como existencias, no se deprecian. Se admite su desvalorización.

Se consideran gasto cuando se consumen.

Mientras están en almacén se tratan como existencias. No se deprecian, ni se admite su desvalorización.

Gasto del ejercicio en el que se devenga.

No hay diferencia temporal, salvo la desvalorización financiera.

Inspecciones mayores

Costo posterior cuando se incurre

Producción (MBBLS) Saldo inicial

Tributariamente

Reservas (MBBLS)

Se incorporan al valor del activo y se deprecian a partir del ejercicio fiscal en el que el bien se afecta el activo a la generación de rentas gravadas.

Depreciación calculada (US$)

666,000

Activo fijo neto (US$)

No hay diferencia temporal.

Factor (US$/MBBLS)

54’000,000

Enero

5,000

661,000

0,76%

408,472

53’591,528

Febrero

5,080

655,920

0,77%

415,058

53’176,470

Marzo

5,500

650,420

0,85%

449,664

52’726,806

Abril

5,100

645,320

0,79%

416,703

52’310,103

Mayo

5,800

639,520

0,91%

474,416

51’835,687

Junio

6,200

633,320

0,98%

507,455

51’328,232

2’671,768

51’328,232

Total al 30 de junio

633,320

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6. Reservas probadas y probables

6.2 Normativa No existe un marco normativo en la NIIF para la determinación, medición o registro de las reservas; sin embargo, las reservas son indispensables en los siguientes cálculos con impacto en los estados financieros:

6.1 Reservas y recursos Los recursos corresponden a las cantidades de petróleo en el subsuelo que pueden o no ser recuperados económicamente.

 Capitalización de los costos de exploración y su evaluación.  Agotamiento, depreciación y amortización de los activos.  Deterioro y reversión del deterioro.  Reconocimiento de futuras obligaciones de desmantelamiento y restauración.  Asignación del precio de compra en combinaciones de negocios.

De acuerdo con el Libro anual de Hidrocarburos, publicado en el 2018 por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, las reservas son aquellas cantidades de petróleo y gas natural que se anticipan como recuperables comercialmente, mediante proyectos de desarrollo en acumulaciones conocidas, desde una cierta fecha, en adelante, en condiciones definidas. Las reservas tienen que satisfacer cuatro criterios:

6.3 Aspectos tributarios por considerar

 Deben haber sido descubiertas.  Deben ser recuperables.  Deben ser comerciales.  Deben estar remanentes, a la fecha de evaluación, basadas en los proyectos de desarrollo aplicados.

Con respecto al aspecto tributario, la determinación de las reservas no tiene ningún impacto tributario debido a que no existe ninguna regulación tributaria que realice un requerimiento específico sobre las mismas. Sin embargo, considerando que las reservas son inputs para las estimaciones contables, las mismas impactarán de forma indirecta cuando presenten una variación.

Los datos geológicos y de ingeniería permitirán una evaluación de la incertidumbre/certeza de la estimación de la reserva. Las reservas se clasifican en: Tipos de reservas

Probadas Son cantidades estimadas de reservas con alta probabilidad de recuperabilidad.

Desarrolladas

No desarrolladas

Son aquellas que se esperan recuperar a partir de pozos existentes mediante métodos operativos.

Son aquellas que se esperan recuperar a partir de nuevos pozos en una superficie no desarrollada, o que implican un desembolso significativo antes de que extraigan las reservas.

Probables

Posibles

Son aquellas reservas adicionales que son menos probables de ser recuperadas.

Son aquellas reservas adicionales menos probables de ser recuperadas que las reservas posibles.

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 CAPÍTULO 2: ACTIVIDADES DE MIDSTREAM Y DOWNSTREAM Como se mencionó en el Título I, las actividades de midstream y downstream en la industria del petróleo y gas incluyen el transporte de petróleo crudo y gas, el refinado de petróleo crudo y las ventas de los productos refinados. Esta parte de la cadena de valor también depende de una importante inversión de capital, que incluye refinerías, instalaciones de gas natural licuado (GNL), redes de tuberías y estaciones minoristas. Las compañías integradas de petróleo y gas también pueden tener distintas áreas que realizan operaciones especulativas de petróleo y gas.

1. Valuación de inventarios 1.1 Normativa

espera realizar los inventarios. Estas estimaciones tendrán en consideración las fluctuaciones de precios o costos relacionados directamente con los hechos posteriores al cierre, en la medida en que esos hechos confirmen condiciones existentes al final del periodo”. La determinación del VNR refleja las condiciones y precios que existen a la fecha del estado de situación financiera. No se realizarán ajustes a las valoraciones para reflejar el tiempo que llevará disponer de las existencias o el efecto que la venta de una cantidad de existencias significativa pueda tener sobre el precio de mercado. Los precios de los contratos de venta en firme se utilizan para calcular el VNR solo en la medida de las cantidades del contrato, pero solo si los contratos no se reconocen en el estado de situación financiera con otra norma, como la NIIF 9 “Instrumentos financieros”. 1.3 Inventario de intermediarios

Según la NIC 2 “Inventarios”, las existencias se miden al costo. Existen varios métodos de valuación disponibles, como la identificación específica, el promedio ponderado o el método de primeras entradas, primeras salidas (PEPS). En general, la mayoría de las compañías usan el costo. En algunos casos, el inventario de commodities se puede reconocer al valor neto de realización (VNR) o al valor razonable menos los costos de venta. El valor razonable menos los costos de venta de los commodities es usualmente equivalente a su VNR. 1.2. Inventario de productores La NIC 2 párrafo 3 precisa que los productores que mantengan inventarios de minerales y productos minerales deben medirse al valor neto de realización siempre que sea una práctica consolidada en el sector. En el caso de que esos inventarios se midan al valor neto realizable, los cambios en este valor se reconocerán en el resultado del periodo en que se produzcan dichos cambios.

Los cambios en el valor en libros de las existencias que se miden al VNR se reconocen en el estado de resultados en cada periodo. La NIC 2 párrafo 30 señala: “Las estimaciones del valor neto realizable se basarán en la información más fiable de que se disponga, en el momento de hacerlas, acerca del importe por el que se

Las existencias que los intermediarios mantienen se miden al valor razonable menos el costo de venta (VRMCD) [NIC 2 párrafo 3]. El valor razonable utilizado es el precio spot a la fecha del estado de situación financiera. No es adecuado modificar el precio para reflejar una venta esperada futura aplicando un precio esperado futuro a partir de una curva de precios futuros. La definición de intermediario dentro de la NIC 2 “Inventarios” y las existencias que entrarán en esta categoría es limitada. Se deben adquirir las partidas de esta categoría solo para su reventa. Se espera que dichas partidas se vuelvan a empaquetar, y que no haya cambio alguno en su naturaleza subyacente. Este requerimiento puede evitar que las compañías califiquen para la excepción de intermediario si realizan una actividad de mezcla, ya que cambia la composición química del producto que se venderá. Podría existir un proceso de mezcla, por ejemplo, no solo como parte del empaquetado deliberado de un producto de una compañía, sino también como un derivado de su proceso de almacenamiento. Cuando una compañía desee tratar sus existencias como intermediario, se debe considerar si se realizan actividades que cambien la naturaleza del producto y, por lo tanto, impiden que cumpla los requisitos de la NIC 2 “Inventarios”. El valor en libros de las existencias que se miden

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al VRMCD debe revelarse en las notas. [NIC 2 párrafo 36].

condiciones del mercado después de dicha fecha y, por lo tanto, no deberían reflejarse en el cálculo del VNR.

1.4 Inventario de líneas de llenado y gas 1.6 Repuestos Algunos elementos de propiedad, planta y equipo (PPE), tales como tuberías, refinerías y almacenamiento de gas, requieren que dentro se mantenga un cierto nivel mínimo de producto para que funcionen de manera eficiente. Por lo general, este producto se clasifica como parte de PPE, ya que es necesario para llevar la PPE a su condición operativa requerida. [NIC 16 párrafo 16 (b)]. Por lo tanto, el producto se reconocerá como un componente del PPE al costo, y estará sujeto a la depreciación al valor residual estimado. El producto de una compañía que se almacena en PPE de un tercero generalmente se clasifica como existencias, lo que incluiría, por ejemplo, todo el gas que se encuentra en una instalación de almacenamiento alquilada. No representa un componente del PPE de terceros o un componente de PPE de la compañía. Por lo tanto, dicho producto debe medirse utilizando el método de primeras entradas, primeras salidas o costo promedio ponderado. 1.5 Valor neto de realización de inventarios de petróleo El petróleo que una compañía produce o compra se valora al menor importe entre el costo y valor neto de realización (VNR), a menos que sea un crudo que la compañía busca procesar para crear un nuevo producto, por ejemplo, refinación de petróleo crudo. La determinación de VNR requiere que se considere el precio de venta estimado en el curso normal de las operaciones menos los costos estimados para completar el procesamiento y vender el inventario. Una compañía determina el precio de venta estimado del petróleo o producto derivado mediante el uso del precio de mercado del petróleo en la fecha del estado de situación financiera o, si procede, de la curva forward de precios para el petróleo en la fecha del estado de situación financiera. El uso de la curva de precios futura sería apropiado cuando la empresa tenga un contrato pendiente de ejecución para la venta del petróleo. Los movimientos en el precio del petróleo posteriores a la fecha del estado de situación financiera suelen reflejar cambios en las

La planta y el equipo usados en el proceso de refinamiento pueden comprender piezas complejas de equipos y las compañías normalmente mantienen un almacén de repuestos o partes y equipo de mantenimiento para componentes críticos. Estos frecuentemente se registran como inventarios y se reconocen en resultados en la medida en que se consumen. Los principales repuestos o partes, equipos individuales y equipos de mantenimiento pueden además calificar como propiedad, planta y equipo cuando cumplen con la definición de PPE. Los repuestos o partes en inventario o PPE deben registrarse al costo, a menos que haya evidencia de daño u obsolescencia. 1.7 Casuística › Caso 1 La compañía XYZ mide los inventarios al valor neto de realización. Tomando en cuenta los datos presentados, se solicita a continuación determinar el saldo en libros del valor de los inventarios y el efecto en resultados antes de impuestos, tomando en cuenta los diferentes tipos de medición de inventarios (al costo, al valor razonable y al valor neto realizable). ›› Datos generales: Costo de inventarios:

US$ 20,000

Gastos de venta:

US$ 2,000

Valor razonable:

US$ 25,000

Precio estimado de venta:

US$ 25,000

Costos estimados para terminar su producción:

US$ 1,000

›› Solución: Medición del valor razonable Medición al valor razonable = US$ 25,000 – 2000 Medición al valor razonable = US$ 23,000 Medición al valor neto realizable US$ 25,000 – US$ 1,000 – US$ 2,000= US$ 22,000 El efecto en resultados sería:

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Medición al costo

Costo de inventario

US$ 20,000

Efecto en resultados antes de impuestos Utilidad (Pérdida)

› Caso 2 Gaseous Giant S. A. (GGSA) es una compañía que se dedica a la producción y comercialización de gas natural. GGSA ha comprado cavernas de sal para usar como almacenamiento subterráneo de gas. Se reacondiciona el almacenamiento en la caverna de sal para prepararlo para la inyección de gas. Se inyecta el gas natural y a medida que aumenta el volumen de gas inyectado, la presión también aumenta. La caverna de sal, por lo tanto, actúa como un depósito presurizado. La presión establecida dentro de la caverna de sal se usa para expulsar el gas cuando necesita ser extraído. Cuando la presión cae por debajo del límite, no hay presión diferencial para expulsar el gas natural restante. Por lo tanto, dicho gas restante dentro de la caverna no puede recuperarse físicamente hasta que la instalación de almacenamiento se desmantele. Este gas restante se conoce como volumen de gas de seguridad. ¿Debería contabilizarse el volumen de gas de seguridad como PPE o como inventario? La gerencia de GGSA debería clasificar y contabilizar el volumen de gas de seguridad como PPE.

El volumen de gas de seguridad es necesario para que la caverna funcione como instalación de almacenamiento de gas. Por lo tanto, es parte de la instalación de almacenamiento y debe capitalizarse como un componente del activo de PPE de la instalación de almacenamiento. El volumen de gas de seguridad se debe depreciar a su valor residual durante la vida útil de

Medición al valor razonable

Medición al valor neto realizable

US$ 23,000

US$ 22,000

US$ 3,000

US$ 2,000

la instalación de almacenamiento de acuerdo con el párrafo 43 de la NIC 16 “Propiedad, planta y equipo”. Sin embargo, si el volumen de gas de seguridad se recupera en su totalidad cuando la instalación de almacenamiento se desmantela, la depreciación se registrará contra el componente de PPE solo si el valor residual estimado del gas disminuye por debajo del costo durante la vida útil de la instalación. Cuando se desmantela la instalación de almacenamiento y se extrae y vende el volumen de gas de seguridad, la venta de dicho gas se contabilizará como la enajenación de un elemento de PPE, de acuerdo con el párrafo 68 de la NIC 16 “Propiedad, planta y equipo”. En consecuencia, la ganancia/pérdida por enajenación se reconoce en resultados. El gas natural que exceda el volumen de gas de seguridad que se inyecta en la caverna debe clasificarse y contabilizarse como existencias, de acuerdo con la NIC 2 “Inventarios. › Caso 3 La compañía Oil S. A. es una minorista de petróleo. Cuenta con inventario de petróleo a la fecha del estado de situación financiera. El costo del petróleo fue de US$ 800. Si valoramos el petróleo al precio de mercado en la fecha del estado de situación financiera, el valor es de US$ 750. El precio de mercado del petróleo ha disminuido aún más desde la fecha del estado de situación financiera, y el valor de los inventarios en la fecha del estado de situación financiera ahora es de US$ 720, según los precios actuales. Se considera fecha del estado de situación financiera la del ejercicio por la que se está preparando la información financiera, para este caso sería el 31 de diciembre de 2019. Asimismo, considerar la fecha de prepara-

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ción del estado de situación financiera el 15 de enero de 2020. ¿Debería la compañía Oil S. A. calcular el VNR para el petróleo en la fecha del estado de situación financiera utilizando el valor de mercado en la fecha del estado de situación financiera, o utilizando el precio posterior más bajo? La compañía Oil S. A. debe calcular el VNR del inventario de petróleo mediante el uso del precio de mercado en la fecha del estado de situación financiera. El precio de mercado del petróleo cambia diariamente en respuesta a los acontecimientos mundiales. Por lo tanto, los cambios en el precio del petróleo desde la fecha del estado de situación financiera reflejan los eventos ocurridos desde la fecha del estado de situación financiera. Dichos cambios representan eventos que no implican ajustes, según la NIC 10. La revelación de la caída en el precio del petróleo desde la fecha del estado de situación financiera, y su impacto potencial en los valores de inventario, debe hacerse en los estados financieros si esto es relevante para comprender la posición financiera de la compañía [NIC 10 párrafo 2]. Si se requiere un procesamiento adicional del inventario para que estén en un estado adecuado para la venta, el VNR debe ajustarse por los costos de procesamiento asociados.

2. Deterioro de activos de larga duración

Según la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos” párrafo 6, los deterioros se reconocen si el importe en libros de una unidad generadora de efectivo (UGE) excede su importe recuperable. El monto recuperable es el mayor entre el valor razonable menos los costos de venta (VRMCD) y el valor en uso (VU). 2.2 Indicadores de deterioro Los indicadores usuales en las actividades de exploración y evaluación son los siguientes:  No se planea ni se presupuesta más exploración o evaluación.  Los derechos de exploración en un área han expirado o expiran en un futuro próximo sin renovación.  Existen datos suficientes para indicar que el valor en libros no se recuperará completamente en el futuro desarrollo y producción.  Decisión de suspender la exploración y evaluación en un área debido a la ausencia de reservas comerciales. Por otro lado, los indicadores más comunes en la industria de hidrocarburos son los siguientes:  Reducciones significativas en las estimaciones de reservas.  Una disminución significativa en la capitalización de la acción de la entidad u otras entidades que producen el mismo commodity.  Una disminución de los precios de mercado a largo plazo del petróleo y el gas.

2.1 Marco normativo La industria del petróleo y el gas se distingue por la importante inversión de capital requerida y los precios volátiles de los commodities. La fuerte inversión en activos fijos deja a la industria expuesta a condiciones económicas adversas y, por lo tanto, a cargos por deterioro. Según la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos” párrafo 9, los activos de petróleo y gas deben ser probados por deterioro siempre que existan indicadores de deterioro. Las reglas de medición normales para el deterioro se aplican a los activos, con la excepción de la agrupación de activos de exploración y evaluación con unidades generadoras de efectivo (UGE) productoras existentes.

 Un movimiento adverso significativo en los tipos de cambio.  Un aumento significativo en los costos de producción.  Un excesivo costo en un proyecto de inversión, como un exceso durante el desarrollo y la construcción de nuevos pozos.  Problemas de operación que pueden requerir gastos de capital significativos para remediar.  Un aumento significativo en el costo esperado de desmantelar activos y restaurar el sitio, particularmente hacia el final de la vida de un campo.

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 Una revisión significativa del plan para el desarrollo del campo.  Reducciones significativas en las estimaciones de reservas probables.  Dificultades de producción.  Problemas para asegurar la infraestructura necesaria para transportar el producto al mercado.

procesamiento). Se requiere ejercer el juicio al determinar cómo tales activos compartidos deben ser tratados para fines de deterioro. Los factores por incluirse consideran:  si los activos compartidos generan flujos de efectivo significativos de terceros, así como de los propios yacimientos de la compañía; si es así, es posible que se trate de una UGE separada.  cómo se administran las operaciones.

 Cambios adversos en las regulaciones gubernamentales y la ley ambiental, incluido un aumento significativo en la carga impositiva o de regalías pagaderas.  Mayor seguridad o riesgo político para el área relevante.  Reducciones drásticas en la demanda que son consideradas inusuales. 2.3 Unidades generadoras de efectivo Una unidad generadora de efectivo (UGE) es el grupo más pequeño de activos que genera flujos de efectivo, que son independientes de otros activos o grupos de activos [NIC 36 párrafo 6]. Un yacimiento y su infraestructura de soporte en una compañía de exploración y explotación (upstream) generalmente se identifican como una UGE. La producción y, por lo tanto, los flujos de efectivo pueden ser asociados con pozos individuales. Sin embargo, la decisión se efectúa sobre la base de la producción esperada del yacimiento, no sobre la base de un solo pozo, y todos los pozos normalmente dependen de la infraestructura del yacimiento. Es posible que una compañía que opera en el negocio de exploración y explotación sea dueña de estaciones de servicios, agrupadas en áreas geográficas para beneficiarse de la supervisión de la gerencia, suministros y logística. Las estaciones de servicio, por el contrario, no dependen de la infraestructura física y generan entradas de efectivo en su mayor parte de manera independiente. 2.4 Unidades generadoras de efectivo

Muchos yacimientos ubicados en la misma región pueden compartir activos (por ejemplo, los oleoductos para transportar gas o petróleo a la costa, facilidades portuarias o plantas de

Todo activo compartido que no pertenezca a una sola UGE, sino que se relaciona a más de una UGE tiene todavía que ser considerado para fines de deterioro. Hay dos maneras de hacer esto y la gerencia debe usar el método más apropiado para la compañía. Los activos compartidos pueden ser asignados a la UGE individual o se pueden agrupar las UGE al efectuar las pruebas sobre los activos compartidos. Desde el primer enfoque, los activos deben ser asignados a cada UGE individual o grupo de UGE de manera razonable y consistente. Los flujos de efectivo asociados con los activos compartidos, tales como cargos (fees) de otros usuarios y gastos, forman parte de los flujos de efectivo de la UGE individual. Desde el segundo enfoque, el grupo de UGE se beneficia de los activos compartidos agrupados al efectuar las pruebas sobre estos activos. La asignación de todo deterioro identificado a UGE individuales debe ser posible para activos compartidos usados en el procesamiento o el transporte de la producción de varios yacimientos y, por ejemplo, podría ser asignado entre los yacimientos de acuerdo con sus respectivas reservas/recursos. 2.5 Valor razonable menos costos de venta (VRMCD) El valor razonable menos el costo de venta es el importe que un participante de mercado pagaría por el activo o UGE menos los costos de venta. El uso de los flujos de efectivo descontado para el VRMCD se permite cuando no existe un precio de mercado fácilmente disponible para el activo, o cuando no hay transacciones recientes de mercado para determinar el valor razonable mediante una comparación entre el activo que está sometido

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a pruebas de deterioro y una transacción de mercado reciente. El VRMCD es menos restrictivo en su aplicación que el VU y puede ser más fácil de trabajar. Es más comúnmente usado en la práctica, en particular en activos adquiridos recientemente. Los supuestos subyacentes en un modelo VRMCD son generalmente, pero no siempre, más cercanos a los que la gerencia ha empleado en su proceso de proyecciones. El resultado de un cálculo de VRMCD podría parecer intuitivamente más correcto para la gerencia. Los supuestos y otros datos usados en un modelo de flujos de efectivo descontados al determinar el VRMCD deben incorporar datos observables del mercado tanto como sea posible, los supuestos deben ser tanto realistas como consistentes con lo que un participante del mercado típico asumiría. Los supuestos relativos a proyecciones de gastos de capital que mejoran la capacidad productiva de una UGE pueden entonces incluirse en el modelo de flujos de efectivo descontados, pero solo en la medida en que lo haría un participante del mercado típico para tener una perspectiva consistente. El importe calculado de VRMCD es un monto recuperable después de impuestos. Se compara por lo tanto con el valor en libros de la UGE después de impuestos; es decir, después de deducir los pasivos por impuestos diferidos relativos a la UGE o grupo de UGE. Esto es particularmente relevante en negocios de exploración y explotación al efectuar pruebas de deterioro de la plusvalía mercantil. Un principal factor de deterioro en las adquisiciones de operaciones de exploración y explotación es el cálculo de los impuestos diferidos sobre las reservas y recursos adquiridos. El uso del VRMCD puede aliviar la tensión de plusvalía significativa asociada con activos consumiéndose. Los flujos de efectivo después de impuestos se usan al calcular el VRMCD con el modelo de flujos de efectivo descontados. La tasa de descuento aplicada en VRMCD debe ser una tasa de mercado después de impuestos sobre la base del costo promedio ponderado del capital de un participante del mercado. 2.6 Valor en uso (VU) El valor en uso (VU) es el valor presente de los

flujos de efectivo futuros esperados a derivarse del activo o UGE en su condición actual [NIC 36 párrafo 6]. La determinación de la VU está sujeta a los requerimientos explícitos de la NIC 36 “Deterioro del valor de activos”. Los flujos de efectivo se basan en el activo que la compañía tiene ahora y debe excluir cualquier plan para mejorar el activo o su producto en el futuro, pero incluir el gasto necesario para mantener el desempeño actual del activo [NIC 36 párrafo 44]. Los flujos de efectivo usados en el cálculo del VU se basan en los presupuestos y/o proyecciones más recientes aprobados de la gerencia. Los supuestos usados para preparar flujos de efectivo deben basarse en supuestos razonables y sustentables. La evaluación sobre si los supuestos son razonables y sustentables se logra mejor al contrastar con la data del mercado o el desempeño con los presupuestos previos. La tasa de descuento usada para VU es antes de impuestos y aplicada a flujos de efectivo antes de impuestos [NIC 36 párrafo 55]. Con frecuencia este es el elemento más difícil de la prueba de deterioro, puesto que las tasas antes de impuestos no se encuentran en el mercado. Llegar a la tasa antes de impuestos correcta es un ejercicio matemático complejo. Se pueden encontrar atajos computarizados si existe suficiente margen en el cálculo de la VU. Sin embargo, el cálculo de la tasa después de impuestos con poca frecuencia da como resultado un estimado exacto de la tasa antes de impuestos. › Periodo de proyecciones Las proyecciones de flujos de efectivo usadas para determinar la VU pueden incluir un periodo máximo de cinco años, a menos que se justifique uno más largo. Un periodo más largo por lo general será adecuado para activos de petróleo y gas sobre la base de las reservas probadas y probables y los niveles de producción esperados. Después del periodo de cinco años, el cálculo del VU debe usar supuestos consistentes con aquellos usados en el periodo final de los supuestos específicos para llegar al valor terminal. Los supuestos sobre el nivel de reservas esperado a ser producidos deben ser consistentes con los últimos estimados efectuados por ingenieros en reservas; las tasas de producción anual deben ser consistentes con aquellas para los cinco años precedentes, y los supuestos de precios y costos deben ser consistentes con el periodo final de los supuestos específicos.

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› Precios de commodities en VU Los estimados de los futuros precios de commodities tienen que ser incluidos en los flujos de efectivo preparados para el cálculo del VU. La gerencia normalmente toma el enfoque del plazo más largo respecto al precio del commodity; esto no siempre es consistente con las reglas de VU. Los precios proyectados se usan a menos que exista una proyección de precios disponible a la fecha de la prueba de deterioro. En la industria del petróleo y gas existen normalmente curvas de precios futuros disponibles y en tales circunstancias estas proporcionan un punto de referencia para los supuestos de proyecciones de precios. Esas proyecciones de precios deben usarse para periodos futuros cubiertos por el cálculo del VU. Cuando la curva de precios futuros se extiende mucho en el futuro, el precio al final de la curva futura normalmente se mantiene constante, a menos que haya una razón sólida para ajustarlo. Los flujos de efectivo futuros relativos a la compra o venta de commodities podrían ser conocidos en los contratos de compra o venta futuros. El uso de estos precios contractuales, en lugar del precio proyectado para las cantidades contratadas, generalmente será apropiado. Sin embargo, algunos contratos de compraventa futuros serán contabilizados como contratos de derivados al valor razonable, de acuerdo con la NIIF 9 “Instrumentos financieros”, y se reconocen como activos o pasivos corrientes. Por lo tanto, se excluyen de la prueba de deterioro requerida por la NIC 36 “Deterioro de activos”. Las proyecciones de flujos de efectivo para el cálculo del VU deberán excluir los términos de precios de los contratos de compra y venta contabilizados, de acuerdo con la NIIF 9 “Instrumentos financieros”. › Moneda extranjera en VU Las monedas extranjeras pueden ser relevantes para las pruebas de deterioro por dos razones: a) Los flujos de efectivo de la UGE difieren de la moneda funcional de la compañía.

Todos los flujos de efectivo de una UGE pueden estar denominados en una sola moneda, pero una que es diferente de la moneda funcional de la compañía. Los flujos de efectivo

usados para determinar el valor recuperable se proyectan en la moneda extranjera y se descuentan usando una tasa descuenta apropiada para esa moneda. El valor recuperable resultante se traduce a la moneda funcional usando el tipo de cambio de la fecha en la que se efectúa la prueba de deterioro [NIC 36 párrafo 54]. b) Flujos de efectivo de la UGE que son denominados en más de una moneda. Algunas de las proyecciones de flujos de efectivo podrían efectuarse en diferentes monedas. Por ejemplo, las entradas de efectivo podrían estar denominadas en una moneda diferente que las salidas de efectivo. En estos casos, las pruebas de deterioro que involucran múltiples monedas pueden ser complejas y requerir la consulta con especialistas. Los flujos de efectivo en diferentes monedas para cada año para el que se preparan proyecciones deben ser traducidos a una sola moneda usando el tipo de cambio correspondiente al periodo de tiempo. El tipo de cambio de la transacción (sport rate) podría no ser adecuado cuando hay una diferencia significativa por inflación esperada entre las diversas monedas. Las proyecciones de flujos de efectivo neto por cada año se descontarán usando una tasa de descuento adecuada para cada moneda al determinar el valor presente. Si el valor presente se ha calculado en una moneda diferente que la moneda funcional de la compañía que reporta, se traducirá a la moneda funcional de la compañía al tipo de cambio de la transacción en la fecha que se efectúa la prueba de deterioro [NIC 36 párrafo 54]. El uso del tipo de cambio de la transacción, sin embargo, puede generar una inconsistencia en la medida en que los precios futuros de commodities denominados en una moneda extranjera reflejan supuestos de precios de largo plazo, pero estos se traducen a la moneda funcional usando un tipo de cambio de transacción (spot rate). Es posible que esto tenga el mayor efecto en las operaciones en países en los que la fortaleza de la moneda local se ve significativamente afectada por los precios de los commodities. Cuando esta inconsistencia tenga un efecto pronunciado, podría ser necesario el uso del VRMCD.

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› Activos en construcción en VU Los flujos de efectivo al VU (valor en uso) de activos que se encuentran en construcción aún sin culminar deben incluir los flujos de efectivo necesarios para su culminación y las respectivas entradas de efectivo o reducciones de salidas de efectivo adicionales. Un yacimiento de petróleo o gas que se encuentra parcialmente desarrollado es un ejemplo de activo parcialmente construido. Los flujos de efectivo a VU deben entonces incluir los flujos de efectivo que se requieran para culminar el desarrollo en la medida en que se incluyan en el plan de desarrollo original y las entradas de efectivo asociadas a la venta esperada del petróleo y gas. 2.7 Interacción de las provisiones de desmantelamiento y pruebas de deterioro Las provisiones por desmantelamiento y los flujos de efectivo asociados pueden ser incluidos o excluidos de la prueba de deterioro, siempre y cuando el valor en libros del activo y los flujos de efectivo sean tratados consistentemente. La NIC 36 “Deterioro del valor de los activos” requiere que el valor en libros del pasivo sea excluido del valor en libros de la UGE, a menos que el valor recuperable de la UGE no pueda ser determinado sin considerar tal pasivo [NIC 36 párrafos 76 y 78]. Esto normalmente sucede cuando el activo o la UGE no puede ser separado del pasivo correspondiente. Las obligaciones de desmantelamiento se vinculan estrechamente con los activos que tienen que ser desmantelados y/o desinstalados, aunque los flujos de efectivo asociados con el activo sean independientes de los flujos de efectivo del pasivo por desmantelamiento. El modelo de flujos de efectivo del valor en uso recurre a una tasa de descuento que es específica a los activos que se someten a prueba, refleja el valor del dinero en el tiempo y el retorno que los inversionistas requerirían para invertir en el activo. El desempeño del activo tendrá ciertas incertidumbres asociadas con el mismo activo; la demanda, precio y riesgo operativo, entre otros. Los flujos de efectivo asociados a la obligación de desmantelamiento tienen diferentes incertidumbres asociadas con ellos mismos, pero estas tienen relación más con el monto y la oportunidad que con la ocurrencia o riesgo de desempeño. Es probable que las

ventas futuras sean inciertas, pero la necesidad de restaurar al final de la vida útil no lo es. Estas salidas de flujos de efectivo deben ser descontadas usando la tasa libre de riesgo requerida en NIC 37 “Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes”. No hay mayor guía en la norma de deterioro sobre el uso de VRMCD como el monto recuperable de la UGE con una obligación no separable.  Un enfoque sería producir un modelo de flujos de efectivo simple que proporcione un valor razonable de la UGE y que incluya las salidas de efectivo relacionadas con la obligación de desmantelamiento. Este enfoque es consistente con cómo un participante de mercado pensaría al determinar el valor razonable del negocio. Debe considerarse la oportunidad en la que se efectuará el desmantelamiento. Las salidas de efectivo por desmantelamiento que empezarán muchos años después en el futuro serían incorporadas en un periodo posterior en el modelo de flujos de efectivo y tendrá menor impacto en el valor recuperable determinado. A medida que un yacimiento se acerca al final de su vida y se espera que empiecen las salidas de efectivo en los próximos años, estas salidas de efectivo tendrían más impacto en el valor recuperable.  Un enfoque alternativo sería calcular el valor razonable del activo, excluyendo las salidas de efectivo necesarias, para satisfacer la obligación de desmantelamiento. El pasivo sería calculado por separado usando los supuestos de los participantes del mercado antes que el enfoque de la NIC 37 “Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes”. La medición del pasivo debería reflejar el monto que la compañía necesitaría para pagar a un tercero a fin de asumir la obligación. Probablemente eso resulte en un importe más alto para la obligación que desde el enfoque de la NIC 37 “Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes”. El monto determinado para el pasivo sería deducido de este monto para que el activo produzca un “valor razonable” neto. Este segundo enfoque es probable que sea apropiado cuando el final de la vida del yacimiento está dentro del futuro previsible, es decir, menos de cinco años más o menos.

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El monto recuperable desde el VRMCD será entonces comparado con el valor en libros de la UGE, incluyendo la obligación de desmantelamiento medida desde la NIC 37 “Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes”. 2.8 Aspectos tributarios por considerar Para efectos financieros, el deterioro de los bienes del activo fijo se rige por la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”. Si el valor recuperable (i. e. el mayor valor razonable del activo menos costos de disposición y valor en uso) de un bien del activo fijo es inferior a su valor en libros, entonces el activo fijo se ha deteriorado por lo debe reconocerse como una pérdida en los resultados de la entidad. Para propósitos fiscales, dicha pérdida no tendrá efecto en la determinación del impuesto a la renta toda vez que corresponde a una estimación contable. Cabe precisar que al calcularse una depreciación anual para fines contables sobre un menor valor del activo, no podría deducirse para fines tributarios la depreciación que corresponde a la diferencia del costo de adquisición registrado en un inicio respecto del costo rebajado.

Las disminuciones de precios no son automáticamente indicadores de deterioro. La naturaleza de los activos de petróleo y gas es que tienen una vida útil larga y el punto de los precios, en los que los yacimientos en producción se vuelven inviables económicamente, varía ampliamente. Los precios de los commodities pueden ser volátiles de variar de picos a suelo. Las reducciones de los precios pueden tener mayor importancia con el tiempo. Si se espera que una caída de precios sea prolongada y durante una parte significativa del resto de su vida útil de un yacimiento, es posible que haya surgido un indicador de deterioro. Es posible que las fluctuaciones de mercado de corto plazo no sean indicadores de deterioro si se espera que los precios vuelvan a niveles más altos en el futuro cercano. Es posible que sea difícil hacer esa evaluación y las proyecciones de precios se vuelvan más complejas cuando se tiene una perspectiva de largo plazo. Las compañías deben enfocar esta área con cuidado. En particular, las compañías deben considerar los movimientos a la baja cuidadosamente respecto a yacimientos que sean de altos costos de producción. › Caso 2: Unidad generadora de efectivo

Por otro lado, el inciso i) del artículo 22° del Reglamento de la Ley del Impuesto a la Renta señala que en caso de que alguno de los bienes depreciables quedará fuera de uso u obsoleto, el contribuyente podrá optar por depreciarlos anualmente hasta extinguir su costo, o proceder con su baja por el valor aún no depreciado a la fecha que se retire de su activo fijo. El desuso o la obsolescencia deberán estar debidamente acreditados y sustentados por informe técnico dictaminados por un profesional competente y colegiado. 2.9 Casuística › Caso 1: Indicadores de deterioro

Una compañía tiene yacimientos de petróleo y gas en producción. Se ha producido una caída significativa en los precios del petróleo y gas durante los últimos seis meses. ¿Es tal caída en los precios del petróleo y gas un indicador de deterioro del yacimiento?

La compañía XYZ S. A. C. es dueña de estaciones de servicios al por menor en toda Europa. Monitorea la rentabilidad a nivel regional considerando los países más grandes: España, Italia, Francia, Alemania y el Reino Unido. Países geográficamente más pequeños, entre ellos Grecia, Austria, Suiza y Portugal, se monitorean país por país. Los costos de la infraestructura compartida para suministros, logística y gestión regional se agrupan con las regiones o los países a los que apoyan. A los gerentes regionales, y por grupo, se les compensa sobre la base del desempeño de sus estaciones de servicios; la información sobre flujos de efectivo y rentabilidad se encuentra a nivel de las estaciones de servicios individuales. La gerencia considera que para fines de prueba de deterioro la UGE es una región o país. ¿Es adecuada la propuesta de la gerencia apropiada?

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No. Las regiones y países no son UGE. El nivel más bajo al que se generan flujos de efectivo independientes es a nivel de cada estación de servicio individual. La gerencia evalúa el desempeño del negocio estación por estación para compensar a los gerentes de las estaciones y de manera regional para evaluar el retorno a la inversión, por lo que incorpora activos de infraestructura compartidos. Cuando se requiere efectuar pruebas de deterioro debido a la existencia de indicadores de deterioro, las estaciones de servicio deben ser sometidas a pruebas de deterioro individualmente. Los flujos de efectivo de las inversiones se agrupan para fines de la evaluación de deterioro de los activos de infraestructura compartidos. › Caso 3: Interacción de la provisión de desmantelamiento y pruebas de deterioro La compañía Oil & Gas incurre en costos de US$ 100 MM para construir una plataforma de producción de petróleo. El valor presente de la obligación de desmantelamiento en la fecha en que se pone en servicio la plataforma es de US$ 25 MM. El valor presente de las entradas de efectivo futuras de la producción esperada es de US$ 180 MM. El valor presente de las salidas de efectivo futuras de operar la plataforma es de US$ 50 MM, y el valor presente de las salidas de efectivo futuras para realizar el desmantelamiento de la plataforma es de US$ 25 MM. En este caso se ilustran los resultados de la inclusión y exclusión del pasivo por desmantelamiento en el importe en libros de la UGE y las proyecciones de flujo de efectivo.

El valor presente neto de los flujos de efectivo futuros asociados a la operación del yacimiento es el siguiente: Cálculo de valor en uso

Incluido

Excluido

Entradas de efectivo por venta de petróleo

180

Salidas de efectivo operativas

(50)

Salidas de efectivo por desmantelamiento al final de la vida útil del campo

(25)

Valor presente neto de los flujos de efectivo (importe recuperable)

105

130

Importe PPE en libros (incluido el costo de desmantelamiento futuro)

125

Importe en libros de la provisión de desmantelamiento

(25)

Importe neto en libros de UGE

100

125

› Importe recuperable El importe recuperable en ambos casos excede el valor en libros de los activos y, por lo tanto, no se requiere ningún cargo por deterioro. Sin embargo, si la tasa de descuento utilizada para llegar a las salidas de efectivo del desmantelamiento es diferente de la utilizada para el importe en libros de la provisión de desmantelamiento, podría surgir una diferencia en sus valores.

TITULO II EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS

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TÍTULO III

ASUNTOS CONTABLES EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS

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TITULO III ASUNTOS CONTABLES EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

 CAPÍTULO 1 INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS 1. Reconocimiento de ingresos Upstream / Midstream / Downstream – NIIF 15 1.1 Ingresos entidad

según

operaciones

En la venta de gas es usual que las entidades registren los ingresos sobre la base de una estimación de los volúmenes entregados al transportista al precio acordado y, luego, ajusten el ingreso en periodos subsiguientes basados en la información que reciben del transportista y del comprador que, a su vez, refleja el volumen real recibido. 1.2 Aplicación de NIIF 15 Ingresos actividades ordinarias procedentes contratos con clientes

› Los ingresos Los ingresos por la venta de petróleo y gas se deben reconocer cuando la titularidad se traslade a los clientes, el precio sea determinable y que sea probable que cobre la contraprestación a la que tiene derecho a cambio de los bienes y servicios que transferirá al cliente. Los ingresos se registran netos de regalías sobre ventas, descuentos y previsiones, según sea el caso. Los productores de petróleo y gas suelen incurrir en costos de recolección, embarque y manipulación desde el punto de producción, en general del campo, al punto de procesamiento o venta. Es posible que los productores cobren el servicio de embarque y manipulación, aparte del petróleo y gas, a los clientes y en montos que exceden los costos incurridos conexos. En general, los costos de transporte y logística incurridos y facturados a los clientes se exponen en forma bruta tanto en los ingresos como en el costo de ventas o gastos de comercialización, respectivamente. La venta de petróleo y gas en la etapa de exploración, ante la inexistencia aún de reservas probadas, la producción neta de la venta de volúmenes preoperativos, de prueba o ensayo, se reconoce en resultados del ejercicio, así como de los costos de producción relacionados.

de de

El reconocimiento de ingresos debe aplicarse a cada contrato con carácter individual, teniendo en consideración todos los hechos y las circunstancias pertinentes. No obstante, se permite un tratamiento colectivo pudiéndose aplicar los requerimientos detallados en este capítulo a una cartera de contratos con características similares, siempre que exista una expectativa razonable de que el efecto en los estados financieros no diferirá significativamente del resultado de aplicar los requerimientos de cada contrato con carácter individual. Para cumplir con este objetivo, la entidad reconocerá los ingresos de actividades ordinarias para representar la transferencia de los bienes o servicios comprometidos con los clientes por un importe que refleje la contraprestación a que la entidad espera tener derecho, a cambio de dichos bienes o servicios. Al respecto, a la hora de reconocer y medir los ingresos procedentes de contratos con clientes se seguirá, de acuerdo con la NIIF 15, un modelo de cinco pasos desarrollado durante este capítulo que determinarán cuándo y por qué importe deben reconocerse los ingresos:

Gráfico 1

Identificar el contrato con el cliente (Paso 1)

Identificar las obligaciones de desempeño en el contrato (Paso 2)

Determinar el precio de la transacción (Paso 3)

Asignar el precio de la transacción a las obligaciones de desempeño en el contrato (Paso 4)

Ingreso cuando la entidad satisfaga cada obligación de desempeño (Paso 5)

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REQUISITOS DE LA NIIF 15 El paso 1 requiere que la entidad identifique el contrato con el cliente. No es necesario redactar un contrato para cumplir con los criterios de reconocimiento de ingresos; sin embargo, se requiere que existan derechos y obligaciones exigibles. La NIIF 15 proporciona orientación detallada sobre cómo identificar un contrato. Este paso también considera cuándo es apropiado combinar contratos y las implicaciones para el reconocimiento de ingresos de modificar un contrato. El paso 2 requiere que una entidad identifique los distintos bienes o servicios prometidos en el contrato. Los bienes y los servicios distintos deben contabilizarse como entregas separadas (este proceso a veces se conoce como ‘desagregación’). Estos bienes y servicios distintos se denominan “obligaciones de desempeño”. Se debe considerar una orientación específica para determinar si un bien o servicio es distinto. El paso 3 requiere que una entidad determine el precio de transacción para el contrato. Esto se verá afectado por una serie de factores que incluyen:

 contraprestación variable.  la medida en que debe restringirse el reconocimiento de la contraprestación variable.  componentes financieros importantes en un contrato, que requerirán un ajuste por el valor temporal del dinero.  si se recibe una contraprestación no monetaria a cambio de la transferencia de bienes o servicios prometidos.  si alguna contraprestación es pagadera al cliente como parte de la transacción. El paso 4 requiere que una entidad asigne el precio de transacción determinado en el paso 3 a las obligaciones de desempeño identificadas en el paso 2. Esta asignación se basa en el precio de venta independiente de cada obligación de desempeño e incluye requisitos detallados sobre cómo cualquier descuento o la contraprestación variable debe tratarse en la asignación. En principio, la asignación sobre una base de precio de venta independiente requiere que se realice un cálculo para cada contrato que contenga más de una obligación de desempeño. Esto puede ser un desafío logístico significativo para las entidades con una gran cantidad de contratos diferentes, y en algunos casos pueden ser necesarios cambios en los sistemas existentes. El paso 5 especifica cómo una entidad debe determinar cuándo reconocer los ingresos en relación con una obligación de desempeño, y si esos ingresos deben reconocerse en un momento o durante un periodo de tiempo. El reconocimiento se realiza cuando el control del bien o servicio pasa al cliente, lo que puede ser con el tiempo o en un momento determinado.

Si bien estos cinco pasos son establecidos secuencialmente en la introducción a la NIIF 15, de manera consistente con otras NIIF, los requerimientos de la NIIF 15 se adhieren a la estructura de reconocimiento, medición, presentación y revelación. Como resultado, los pasos no son presentados secuencialmente en la NIIF 15, sino más bien tal como sigue:

 Reconocimiento: esto trata los requerimientos del paso 1 (identificación del contrato), paso 2 (identificación de las obligaciones de desempeño separadas) y paso 5 (reconocimiento de ingresos ordinarios cuando (o cómo) la entidad satisface una obligación de desempeño).

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 Medición: esto trata los requerimientos del paso 3 (determinación del precio de transacción) y paso 4 (asignación del precio de transacción a las obligaciones de desempeño contenidas en el contrato).  Aplicación de todos los cinco pasos. Generalmente, se esperaría que la entidad aplique los cinco pasos en orden secuencial. Sin embargo, la entidad algunas veces puede necesitar que considere un paso posterior antes de aplicar uno anterior. Los requerimientos de este capítulo se aplicarán a todos los contratos firmados con clientes, excepto los siguientes:

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(a) Contratos de arrendamiento que estén dentro del alcance de la NIIF 16 “Arrendamientos”.

traprestación. Una contraparte de un contrato no sería un cliente, por ejemplo, si hubiera acordado contractualmente con la entidad su participación en una actividad o proceso en el que las partes del contrato comparten los riesgos y beneficios que resulten de la actividad o proceso (como el desarrollo de un activo en un acuerdo de colaboración), en lugar de la obtención del producto de las actividades ordinarias de la entidad.

(b) Contratos de seguro que estén dentro del alcance de la NIIF 4 “Contratos de seguro”. (c) Instrumentos financieros y otros derechos u obligaciones contractuales que estén dentro del alcance de la NIIF 9 “Instrumentos financieros”, la NIIF 10 “Estados financieros consolidados”, la NIIF 11 “Acuerdos conjuntos”, la NIC 27 “Estados financieros separados” y la NIC 28 “Inversiones en entidades asociadas y en negocios conjuntos”. (d) Intercambios no monetarios entre entidades en la misma línea de negocio para facilitar las ventas a clientes o clientes potenciales. Por ejemplo, este capítulo no se aplicaría a un contrato entre dos entidades de petróleo que acordasen un intercambio de petróleo para satisfacer oportunamente la demanda de sus clientes en diferentes ubicaciones concretas. Los requerimientos incluidos en el presente capítulo se aplicarán a un contrato (distinto de los contratos enumerados en el párrafo anterior) solo si la contraparte del contrato es un cliente. Un cliente es una parte que ha acordado contractualmente con la entidad la obtención de bienes o servicios que son un producto de sus actividades ordinarias a cambio de una con-

› Paso 1: Identificar el contrato con el cliente Un contrato con un cliente debe contabilizarse únicamente cuando se cumplan todos los criterios siguientes: (a) que se encuentre aprobado por las partes del contrato (por escrito, oralmente o de conformidad con otras prácticas comerciales habituales) y que las partes se hayan comprometido a satisfacer sus obligaciones respectivas. (b) que los derechos de cada una de las partes en relación con los bienes o servicios por transferir puedan ser identificados. (c) que se puedan identificar las condiciones de pago en relación con los bienes o servicios por transferir; (d) que el contrato tenga carácter comercial.

Gráfico 2 Es posible identificar los derechos y obligaciones de las partes

Se han determinado las condiciones de pago

Es probable que se cobre la retribución económica

Es aprobado y las partes se comprometen a este contrato

Tiene sustancia comercial

Las partes están comprometidas a realizarlo

UN CONTRATO EXISTE SI: TITULO III ASUNTOS CONTABLES EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS

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(e) que sea probable que se vaya a cobrar la contraprestación a que se tendrá derecho a cambio de los bienes o servicios que se transferirán al cliente. Al evaluar si es probable el cobro del importe de la contraprestación, se deben considerar únicamente la capacidad y la intención del cliente de pagar ese importe a su vencimiento. El importe de contraprestación al que se tendrá derecho podrá ser inferior al precio indicado en el contrato si la contraprestación es variable, ya que se puede ofrecer al cliente una reducción de precio.

ta que se verifique uno de los supuestos anteriores, o hasta que se cumplan con posterioridad los criterios para su contabilización. Dependiendo de los hechos y las circunstancias relacionados con el contrato, el pasivo reconocido representa la obligación de la entidad de transferir bienes o servicios en el futuro o de reembolsar la contraprestación recibida. En ambos casos, el pasivo será medido según el importe de la contraprestación recibida del cliente. › Paso 2: Identificar las obligaciones de desempeño en el contrato

Si un contrato con un cliente cumple al comienzo del mismo con los criterios para contabilizar un contrato con un cliente anteriormente indicado, la entidad no deberá volver a evaluar esos criterios, a menos que haya una indicación de un cambio significativo de los hechos y circunstancias. Cuando un contrato con un cliente no cumpla los criterios para su contabilización y se reciba una contraprestación del cliente, solo se reconoce la contraprestación recibida como ingresos ordinarios cuando se cumple con alguno de los supuestos siguientes:

Al comienzo del contrato, deberán evaluarse los bienes o servicios prometidos en un contrato con un cliente y se deberá identificar como obligación de desempeño cada compromiso de transferir al cliente: (a) Un bien o servicio (o un grupo de bienes o servicios) diferenciado. (b) Una serie de bienes o servicios diferenciados que sean prácticamente iguales y que se atengan al mismo patrón de transferencia al cliente.

(a) que no se tengan obligaciones pendientes de transferir bienes o servicios al cliente y la totalidad, o sustancialmente la totalidad, de la contraprestación prometida por el cliente haya sido recibida por la entidad y no sea reembolsable. (b) que se haya rescindido el contrato y la contraprestación recibida del cliente no sea reembolsable. La entidad reconocerá la contraprestación recibida de un cliente como pasivo (anticipos) has-

Explícita (mediante un contexto).

›› Compromisos obtenidos de un contrato Un contrato con un cliente por lo usual especifica explícitamente los productos o servicios que se prometen transferir al cliente. No obstante, las obligaciones de desempeño especificadas en un contrato con un cliente pueden no limitarse a los bienes o servicios especificados explícitamente en ese contrato. Ello se debe a que el contrato con un cliente puede incluir también compromisos tácitos derivados de las prácticas comerciales habituales, las políticas publicadas o

Implícita (requisitos legales que no están en el contrato).

Identificar las obligaciones de desempeño que requieren un juicio para determinar si la entidad se compromete a múltiples bienes o servicios en un contrato.

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Prácticas comerciales habituales.

Entender qué es lo que el cliente espera como producto final, es necesario definir si se contabiliza como una sola operación.

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declaraciones específicas si, en el momento de celebrar el contrato, dichos compromisos o promesas crean una expectativa válida en el cliente de que se le transferirá un bien o servicio. Las obligaciones de desempeño no incluyen actividades que se deben llevar a cabo para cumplir un contrato, a menos que dichas actividades transfieran un bien o servicio al cliente.

e. Costos de desestiba en el puerto de destino. De esta transacción, incluyendo la cláusula adicional, se podrían desprender dos conclusiones: A) Considerar dos obligaciones de desempeño: 1) suministro de diésel, 2) ítems del “b” al “e”. B) Considerar del “a” al “e” como una sola obligación de desempeño.

›› Bienes y servicios diferenciados Un compromiso de transferencia o suministro de un bien o servicio a un cliente está diferenciado de otros compromisos, que pudieran estar incluidos en el contrato, si se cumplen los dos criterios siguientes: a) Que el cliente pueda disfrutar del bien o servicio por sí solo o junto con otros recursos de los que pueda disponer fácilmente (es decir, el bien o servicio puede existir de forma diferenciada). b) El compromiso de transferir el bien o servicio al cliente es identificable por separado de otros compromisos contenidos en el contrato (es decir, el compromiso de transferir el bien o servicio está diferenciado en el contexto del contrato). Si un bien o servicio prometido no está diferenciado, este se combinará con otros bienes o servicios prometidos hasta que se identifique un grupo diferenciado de bienes o servicios. En algunos casos, ello puede motivar que la entidad contabilice todos los bienes o servicios prometidos en el contrato como una única obligación de desempeño. Ejemplo: Una entidad firma un contrato para la venta de diésel. Asimismo, en una cláusula adicional establece que el control del diésel pasa al cliente al momento de ejecutar la descarga en el puerto X. Además, el contrato indica que la empresa petrolera es responsable de: a. Suministrar el diésel. b. Transporte desde la empresa petrolera hasta el punto de embarque. c. Costos de estiba en puerto del Callao.

d. Costos del seguro y flete principal para transportar la mercancía hasta el puerto del Callao.

Es importante indicar que cada entidad, con base en las cláusulas de los contratos, podría llegar a una conclusión de identificar una sola o dos obligaciones de desempeño. Si bien la materialidad puede ser un factor dentro del análisis contable por el costo/beneficio en identificar una o varias obligaciones de desempeño, no es determinante. Se recomienda que cada entidad revise los criterios que fueron objetos para la identificación de las obligaciones de desempeño, al menos con una frecuencia anual y siempre que se produzcan cambios en las cláusulas de los contratos, y comportamientos de los mercados donde opera la entidad. › Paso 3: Determinar el precio de la transacción El precio de transacción es la cantidad de contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho en intercambio por transferir bienes o servicios prometidos a un cliente, excluyendo las cantidades recaudadas a nombre de terceros (por ejemplo, algunos impuestos a las ventas). Puede incluir cantidades fijas y cantidades variables, o ambas. Tanto los términos del contrato como las prácticas de negocio acostumbradas de la entidad necesitan ser considerados en orden al determinar el precio de transacción. El estimado del precio de transacción será afectado por la naturaleza, oportunidad y cantidad de la contraprestación prometida por un cliente. En la determinación del precio de transacción se deben considerar los efectos de todo lo siguiente: (a) contraprestación variable. (b) estimados de la restricción de la contraprestación variable.

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(c) la existencia de un componente importante de financiación contenido en el contrato. (d) contraprestación que no es en efectivo. (e) contraprestación por pagar a un cliente. El siguiente diagrama proporciona ejemplos de cada uno de esos elementos. (ver diagrama 1). Para el propósito de determinar el precio de transacción, se debe asumir que los bienes o servicios serán transferidos al cliente tal como fueron comprometidos de acuerdo con el contrato existente y que no habrá cancelación, renovación o modificación.

Si se identifican obligaciones de desempeño separadas, las entidades de petróleo y gas deben asignar el precio de transacción a las obligaciones de desempeño basadas en los precios de venta autónomos relativos de los bienes y servicios, esto puede afectar, por ejemplo, los arreglos que impliquen servicios de ingeniería, adquisición, fabricación, construcción o mantenimiento; por lo tanto, para cada obligación de desempeño se requiere una evaluación separada para determinar si los ingresos se reconocen en un punto en el tiempo o sobre el tiempo. ›› Contraprestación variable Si la contraprestación incluye una cantidad

Diagrama 1

CONSIDERACIÓN QUE NO ES EN EFECTIVO

CONSIDERACIÓN VARIABLE Ejemplos

Ejemplos

• Bonos/sanciones por desempeño • Incentivos • Derechos de devolución • Descuentos

• Compartir consideración • Equipo, mano de obra material • Contribución de activos de un cliente para propósitos de que el contrato sea satisfecho cuando la entidad gane el control de esos activos.

PRECIO DE TRANSACCIÓN Cantidad a la cual la entidad espera tener derecho por transferir bienes o servicios

VALOR DEL DINERO EN EL TIEMPO Factores por considerar

• Diferencia entre la consideración prometida y el precio de venta en efectivo • Duración esperada del tiempo entre la transferencia del entregable y el pago (>1 año – expediente práctico) • Tasas de interés que prevalezcan

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CONSIDERACIÓN POR PAGAR AL CLIENTE Ejemplos • Cupones • Vales • Rebajas por volumen • Pagos de espacio de estantes

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variable, la entidad está requerida a estimar la cantidad de contraprestación a la cual tendrá derecho en intercambio por transferir los bienes o servicios prometidos al cliente. Los ejemplos de contraprestación variable incluyen descuentos, rebajas, reembolsos, créditos, concesiones de precio, incentivos, bonos y sanciones por desempeño. La contraprestación también varía si el derecho a la contraprestación es contingente de la ocurrencia o no-ocurrencia de un evento futuro. Los ejemplos incluyen un producto vendido con un derecho a devolución o una cantidad fija prometida como un bono de desempeño en el logro de un hito especificado. El hecho de que la contraprestación variable cambie puede ser establecido de manera explícita en el contrato. Sin embargo, un contrato también incluye contraprestación variable si existe cualquiera de las circunstancias siguientes: (a) el cliente tiene una expectativa válida que surge de prácticas de negocio acostumbradas de la entidad, políticas publicadas o declaraciones específicas de que la entidad aceptará una cantidad de contraprestación menor que la establecida en el contrato (espera que la entidad ofrecerá una concesión de precio). A esta oferta se le puede referir como un descuento, rebaja, reembolso o crédito de la industria. (b) otros hechos y circunstancias señalan que es intención de la entidad ofrecer una concesión del precio al cliente cuando participe en el contrato con el cliente. Algunos acuerdos que involucran la venta de activos en la industria del petróleo y el gas pueden incluir una contraprestación variable (denominada “regalías”), que se basa en el rendimiento posterior del activo, es decir, en los niveles de producción o ventas. Conforme a la NIIF 15, la contraprestación variable se estima e incluye en el precio de la transacción en la medida en que sea altamente probable que no haya una reversión significativa en la cantidad de ingresos acumulados. Por lo tanto, es importante revisar los términos de los arreglos que involucran royalties de producción y ventas y evaluar las implicaciones para la contabilidad y la información financiera.

Selección del método para la estimación de la contraprestación variable Uno de los siguientes métodos debe ser usado para estimar la cantidad de la contraprestación variable, dependiendo de cuál método predice mejor la cantidad de la contraprestación a la cual la entidad tendrá derecho: (a) el método del valor esperado: este puede ser apropiado cuando la entidad tenga un número grande de contratos con características similares y es calculado como la suma del promedio ponderado de las cantidades en un rango de cantidades posibles de contraprestación. (b) la cantidad más probable: este puede ser apropiado cuando un contrato tenga solo dos resultados posibles (por ejemplo, la cantidad recibida se basa en si un bono de desempeño es logrado, o no). Es la cantidad individual más probable en un rango de cantidades posibles de contraprestación (por ejemplo, el resultado individual más probable del contrato). El método debe ser usado consistentemente durante todo el contrato cuando se estime el efecto de una incertidumbre en una cantidad de contraprestación variable, a la cual la entidad tendrá derecho. Toda la información (histórica, corriente y proyectada) que esté razonablemente disponible para la entidad debe ser considerada en la valoración de la cantidad de la contraprestación variable, y debe ser identificado un número razonable de cantidades posibles de contraprestación. Esta información típicamente sería similar a la que la administración usa durante el proceso de oferta y propuesta y en el establecimiento de los precios por los bienes o servicios prometidos. ›› Pasivos por reembolso Si la entidad recibe contraprestación de un cliente y espera devolver alguna o toda esa contraprestación al cliente, un pasivo por reembolso es reconocido. El pasivo por reembolso es medido a la cantidad de la contraprestación recibida (o por recibir), a la cual la entidad no espera tener derecho (cantidades no incluidas en el precio de transacción). El pasivo por reembolso es actualizado al final de cada periodo de presentación de reporte por los cambios

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en las circunstancias y los cambios correspondientes hechos al precio de transacción y, por consiguiente, el pasivo de contrato. › Paso 4: Asignar el precio de la transacción a las obligaciones de desempeño en el contrato Cuando se asigna el precio de transacción a cada obligación de desempeño, el objetivo es asignar cantidades que describan la contraprestación, a la cual la entidad espera tener derecho en intercambio por transferir al cliente cada una de las obligaciones de desempeño. El precio de transacción debe ser asignado a cada una de las obligaciones de desempeño identificadas en el contrato, con base en el precio de venta independiente, sujeto a excepciones que pueden ser aplicables cuando se asignan descuentos y se asigna contraprestación que incluye cantidades variables. Los requerimientos para aplicar el precio de transacción no aplican si un contrato tiene una sola obligación de desempeño. Sin embargo, los requerimientos para la asignación de la contraprestación, que incluye cantidades variables, pueden aplicar si la entidad promete transferir una serie de bienes o servicios distintos identificados como una sola obligación de desempeño y la contraprestación prometida incluye cantidades variables. ›› Asignación basada en el precio de venta independiente Determinación del precio de venta independiente de bienes y servicios distintos

identificada en el contrato, con base en el precio de venta independiente relativo. El precio de venta independiente del bien o servicio distinto subyacente en cada obligación de desempeño contenida en el contrato es determinado al inicio del contrato, y el precio de transacción es asignado en proporción a esos precios de venta independientes. Ejemplo: Diferente precio de venta para el mismo producto durante el término de un contrato La entidad A participa en un contrato para transferir 1,000 galones del producto X a un cliente cada año durante tres años. El contrato requiere que el cliente pague UM 10 por cada unidad entregada en el año 1, UM 11 por cada unidad en el año 2, y UM 12 por cada unidad en el año 3. ¿Cómo debe la entidad A determinar el precio de venta independiente para las unidades del producto X vendido en cada uno de los años 1, 2 y 3? Si el precio contractualmente establecido es representativo del valor de cada bien o servicio distinto para el periodo dado (por ejemplo, se considera que es el mismo que el precio de venta independiente), la entidad podría asignar la consideración a las obligaciones de desempeño con base en el precio del contrato. En las circunstancias en consideración, la entidad A debe considerar los hechos y circunstancias específicos del acuerdo, así como la razón para los diferentes precios de venta durante el término del contrato. Por ejemplo, si los precios del contrato han sido establecidos para reflejar cómo el precio de mercado del producto X se espera que cambie durante el periodo de tres años, puede ser apropiado usar el precio especificado en el contrato como el precio de venta independiente para el producto X en cada año del contrato

Es necesario que el precio de transacción sea asignado a cada obligación de desempeño Gráfico 3

Costo más margen razonable

Fijar cada asignación por desempeño sobre la base del precio de venta individual.

Se debe calcular si el precio de venta real no es directamente variable.

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Precios de mercado similares a bienes/servicios Enfoque residual cuando el precio es altamente variable

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›› Estimación del precio de venta independiente cuando no es directamente aplicable Si el precio de venta independiente no es directamente observable, es estimado a una cantidad que resultaría en que la asignación del precio de transacción satisfaga la obligación de desempeño. Toda la información (incluyendo condiciones de mercado, factores específicos de la entidad e información acerca del cliente o clase de cliente) que razonablemente esté disponible para la entidad tiene que ser considerada cuando se estima el precio de venta independiente. El uso de inputs observables debe ser maximizado para esta estimación, y los métodos usados deben ser aplicados consistentemente en circunstancias similares. Si el precio de venta independiente de un bien o servicio no es directamente observable, los métodos confiables para estimar el precio incluyen, pero no están limitados a: (a) enfoque de valoración ajustada del mercado: mediante evaluar el mercado en el cual vende bienes o servicios, la entidad estima el precio que un cliente en ese mercado estaría dispuesto a pagar por esos bienes o servicios. Este enfoque también puede incluir referirse a precios de competidores por bienes o servicios similares y ajustar esos precios en cuanto sea necesario para reflejar los costos y márgenes de la entidad. (b) enfoque de costo esperado más un margen: mediante pronosticar los costos esperados de satisfacer una obligación de desempeño y luego añadir un margen apropiado para ese bien o servicio. (c) enfoque residual: estimación del precio de venta independiente por referencia al total del precio de transacción menos la suma de los precios de venta independientes observables de otros bienes o servicios prometidos en el contrato. Sin embargo, este enfoque solo puede ser usado si se satisface uno de los criterios siguientes: (i) la entidad vende el mismo bien o servicio a diferentes clientes (en o cerca del mismo tiempo) para un rango amplio de cantidades (por ejemplo, el precio de venta es altamente variable porque un precio de venta independiente repre-

sentativo no es discernible a partir de transacciones pasadas u otra evidencia observable). (ii) la entidad no ha establecido un precio para ese bien o servicio, y el bien o servicio previamente no ha sido vendido sobre una base independiente (por ejemplo, el precio de venta es incierto). ›› Estimación del precio de venta independiente usando una combinación de métodos Puede que se necesite usar una combinación de métodos para estimar los precios de venta independientes de los bienes o servicios prometidos en el contrato, si dos o más de esos bienes o servicios tienen precios de venta independientes altamente variables o inciertos. Por ejemplo, el enfoque residual puede ser usado para estimar el precio de venta independiente agregado para los bienes o servicios prometidos con precios de venta independientes altamente variables o inciertos, pero luego otro método puede ser usado para analizar adicionalmente esa cantidad residual, de manera que el estimado de los precios de venta independientes de los bienes o servicios individuales esté dentro de él. Cuando una entidad usa una combinación de métodos, la entidad debe evaluar si la asignación del precio de transacción a esos precios de venta independientes es consistente con el cumplimiento de la obligación de desempeño y con los requerimientos para la estimación de los precios de venta independientes contenidos. Tal como se discutió arriba, se requiere que la entidad maximice el uso de inputs observables. › Paso 5: Reconocer el ingreso cuando la entidad satisfaga cada obligación de desempeño Los ingresos ordinarios son reconocidos cuando (o a medida que) la entidad satisface una obligación de desempeño mediante la transferencia de un bien o servicio (por ejemplo, un activo) al cliente. Un activo es transferido cuando (o a medida que) el cliente obtiene el control de ese activo. La entidad determina al inicio del contrato si satisface cada obligación de desempeño sobre el tiempo o en un punto del tiempo. Si la

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entidad no satisface una obligación de desempeño en el tiempo, la obligación es satisfecha en un punto del tiempo. Se requiere que las entidades determinen si una obligación de desempeño es satisfecha (e ingresos ordinarios son reconocidos) en el tiempo, o si la obligación de desempeño es satisfecha (e ingresos ordinarios son reconocidos) en un punto del tiempo para todos los contratos. No hay disponibles expedientes prácticos que permitirían, por ejemplo, para los contratos con duración corta (por ejemplo, menos de un año), simplemente hacer por defecto reconocimiento en un punto del tiempo.

(a) usando el activo para producir bienes o prestar servicios. (b) usando el activo para aumentar el valor de otros activos. (c) usando el activo para liquidar pasivos o reducir gastos. (d) vendiendo o intercambiando el activo. (e) cediendo el activo para garantizar un préstamo. (f) conservando el activo. ›› Ingresos ordinarios reconocidos en el tiempo

Las entidades deben analizar cuidadosamente el acuerdo contractual para determinar si una obligación de desempeño es satisfecha en el tiempo o en un punto del tiempo, aun para los contratos de corta duración. (ver gráfico 4). El control de un activo hace referencia a la capacidad para dirigir su uso y obtener prácticamente todos sus restantes beneficios. El control del activo incluye la capacidad de impedir que otras entidades dirijan su uso y obtengan sus beneficios. Los beneficios de un activo son los flujos de efectivo potenciales (entradas o ahorros de salidas) que pueden obtenerse directa o indirectamente de muchas maneras, por ejemplo:

Cuando cualquiera de los siguientes criterios se satisface, esto demuestra que la entidad está transfiriendo el control de un bien o servicio en el tiempo (dando satisfacción a una obligación de desempeño en el tiempo) y, en consecuencia, debe reconocer ingresos ordinarios en el tiempo: (a) el cliente simultáneamente recibe y consume los beneficios proporcionados por el desempeño de la entidad cuando la entidad desempeña. (b) el desempeño de la entidad crea o mejora un activo (trabajo en progreso) que el cliente controla cuando el activo es creado o mejorado.

Gráfico 4

SÍ

¿Si el cliente recibe beneficios conforme se cumple la obligación y otro no tendría que rehacer el trabajo?

NO En el tiempo

SÍ

En un punto del tiempo

¿Se está creando/mejorando un activo que el cliente controla?

100 SÍ

¿Se crea un activo que no tiene uso alternativo y además se obtiene un derecho a exigir el pago por el trabajo efectuado?

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(c) el desempeño de la entidad no crea un activo con un uso alternativo para la entidad y la entidad tiene un derecho de forzoso cumplimiento al pago por el desempeño completado hasta la fecha. ›› Ingresos ordinarios reconocidos en un punto del tiempo Si una obligación de desempeño no es satisfecha en el tiempo, es satisfecha en un punto del tiempo. Para determinar el punto del tiempo en el cual un cliente obtiene el control de un activo prometido (y, por consiguiente, la obligación de desempeño es satisfecha). También deben ser considerados los indicadores de la transferencia de control; ellos incluyen, pero no están limitados a lo siguiente: (a) La entidad tiene un derecho presente al pago por el activo: si un cliente está actualmente obligado a pagar por un activo, esto puede señalar que el cliente ha obtenido la capacidad para dirigir el uso de , y obtener sustancialmente todos los beneficios restantes del activo en intercambio. (b) El cliente tiene título legal del activo: el título legal puede señalar cuál parte de un contrato tiene la capacidad para dirigir el uso de , y obtener sustancialmente todos los beneficios restantes de un activo o para restringir el acceso de otras entidades a esos beneficios. Por consiguiente, la transferencia del título legal de un activo puede señalar que el cliente ha obtenido el control del activo. Sin embargo, si una entidad retiene el título legal solo como protección contra la falla del cliente en pagar, esos derechos de la entidad no impedirían que el cliente obtenga el control del activo. (c) La entidad ha transferido la posesión física del activo: la posesión física que el cliente tiene de un activo puede señalar que tiene la capacidad para dirigir el uso de , y obtener sustancialmente todos los beneficios restantes de , el activo o para restringir el acceso de otras entidades a esos beneficios. Sin embargo, la posesión física no siempre puede coincidir con el control de un activo. Por ejemplo, en algunos acuerdos de compra y en algunos acuerdos de consignación, el cliente o el consignatario pueden tener posesión física de un activo que la entidad controla. Inversamente, en algunos acuerdos de facture y mantenga

(bill&hold), la entidad puede tener posesión física de un activo que el cliente controla. (d) El cliente tiene los riesgos y recompensas importantes de la propiedad del activo: la transferencia de los riesgos y recompensas importantes de la propiedad de un activo para el cliente puede señalar que el ha obtenido la capacidad para dirigir el uso de , y obtener sustancialmente todos los beneficios restantes del activo. Sin embargo, cuando evalúa los riesgos y recompensas de la propiedad de un activo prometido, la entidad excluye cualquiera de los riesgos que den origen a una obligación de desempeño separada, además de la obligación para transferir el activo. Por ejemplo, una entidad puede haber transferido el control de un activo a un cliente, pero todavía no haber satisfecho una obligación adicional de desempeño para prestar servicios de mantenimiento relacionados con el activo transferido. (e) El cliente ha aceptado el activo: la aceptación que el cliente haga de un activo puede señalar que ha obtenido la capacidad para dirigir el uso de , y obtener sustancialmente todos los beneficios restantes del activo. 1.3 Casos específicos Hidrocarburos – NIIF 15

del

sector

› Trading de productos de hidrocarburos Entidades que se dedican a la compra y venta de productos de hidrocarburos y en donde se tiene un papel de agente porque no es responsable de proporcionar el bien, sino más bien es un intermediario y tampoco se tiene el riesgo de la pérdida física del bien (ejemplo, durante el periodo del transporte naviero). Asimismo, tampoco está expuesto al riesgo del inventario porque usualmente la compra y la venta de este inventario se realizan de forma simultánea. La entidad tampoco interviene en la determinación de las características del producto. En algunos casos, otro indicador podría ser que la entidad estaría facultada para establecer los precios y tener el riesgo de cobrabilidad de las ventas, selección de los proveedores; no obstante, dichos indicadores podrían tener menor peso a los indicados en el párrafo anterior; por lo tanto, la conclusión podría ser que la entidad actúa más como un intermediario o agente.

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En caso de que la entidad tenga el papel de agente, reconocerá el ingreso cuando se satisface su obligación de desempeño, es decir, presta el servicio de agente, y para la determinación del precio de la transacción se realizará según las condiciones del contrato, que usualmente es un valor fijo de comisionista y en que se utiliza un enfoque de coste por incurrir para satisfacer la obligación de desempeño más un margen adecuado por la prestación del servicio.

cuencia de la contraprestación. En el párrafo 108 de la NIIF 15 requiere que una cuenta por cobrar se registre de acuerdo con la NIIF 9 y la limitación al reconocimiento del ingreso por la contraprestación variable no se aplicaría a la variabilidad resultante de los cambios en el precio de mercado hasta que el mismo termine de determinarse o conocerse. Por tanto, el cambio de la variabilidad del precio se reconocería de acuerdo con la NIIF 9.

› Trading con ajuste de precios posteriores

› Costos por fletes y seguros cargados al cliente

Es usual que las entidades suscriben contratos con sus clientes y en que el precio está referenciado a un mercado líquido como Brent o WTI. El contrato indica una fecha de la transferencia del control del producto de hidrocarburo, pero se determina un periodo posterior para la liquidación final (ejemplo, precio referido a Brent y con liquidación final dos o tres meses después de la fecha de entrega). Estos contratos, debido a que serán liquidados en el futuro y con base en las cotizaciones internacionales, son tratados contablemente como derivados implícitos y al cierre del periodo contable se ajustan por cambios significativos en las cotizaciones internacionales para reflejarlos a su valor razonable. Los ajustes definitivos que resultan de las liquidaciones finales se registran en el periodo en que se conocen los precios finales. Estos contratos fijan normalmente la fecha en que se transfiere el control del producto, pero el precio final se conoce en un periodo posterior a la fecha de la transferencia del control.

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La NIIF 15 establece que cuando se satisface la obligación de desempeño se debe reconocer como ingreso el precio de la transacción, que sería el importe de la contraprestación a la que una entidad espera tener derecho a cambio de transferir los bienes o servicios comprometidos con un cliente, y asimismo la contraprestación incluye importes fijos y variables. En la práctica de la industria, se considera que la variabilidad derivada únicamente de los cambios en el precio de mercado del producto no estaría sujeta al reconocimiento de ingresos bajo NIIF 15. Esto debido a que, según la norma de ingresos, una cuenta por cobrar es el derecho incondicional de una entidad a recibir una contraprestación y dicho derecho no está condicionado si solo se requiere el paso del tiempo para que sea exigible la cuenta por cobrar como conse-

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Las entidades incluyen en ocasiones dentro de los contratos cubrir costos de seguro y flete como parte de la venta de productos de hidrocarburos cuya obligación de desempeño se satisface en la medida en que estos son entregados en el punto acordado o en las instalaciones del cliente. La presentación apropiada de las cantidades facturadas a un cliente por envío y manejo dependerá del análisis de las consideraciones de principal versus agente en relación con los servicios de envío y manejo. Si el control de los bienes se transfiere en la recepción por el cliente (por ejemplo, FOB destino), la entidad generalmente será considerada el principal en el servicio de envío y manejo. Sin embargo, si el control del producto se transfiere cuando estos son enviados, la entidad necesitará determinar si es principal o agente con relación al servicio de envío. Si, después de considerar los requerimientos de la NIIF 15, la entidad determina que es responsable por envío y manejo como el principal, entonces todas las cantidades relacionadas con envío y manejo facturadas al cliente en la transacción de venta representan ingresos ordinarios ganados por los productos proporcionados y el servicio de envío representaría una obligación de desempeño distinta, porque es independiente a la venta de productos de hidrocarburos, sujeto al criterio de materialidad y del costo/beneficio en determinar obligaciones de desempeño separadas. En caso de que se considere el servicio de envío una obligación de desempeño distinta, la parte del precio de transacción correspondiente a esa obligación se reconocerá en el periodo de ejecución del servicio y podría ser el caso que se tenga que diferir al cierre de un periodo contable.

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Sin embargo, si la entidad considera que no es responsable ante el cliente por el envío, sino que en lugar de ello está actuando solamente como agente del comprador en la organización para que un tercero le preste los servicios de envío al comprador, entonces la entidad no debe reportar la cantidad cargada por ese tercero por el envío como sus ingresos ordinarios. En lugar de ello, la entidad debe reportar como ingresos ordinarios solo la comisión que recibe (si la hay) por organizar y administrar el envío, la cual es el exceso del importe cargado al cliente por el envío sobre el importe pagado al tercero por esos servicios de envío. › Fidelización de clientes por ventas en estaciones de servicios Usualmente, las entidades que comercializan los productos de hidrocarburos por medio de estaciones de servicios (grifos) mantienen programas de fidelización para los clientes finales, que permiten que estos acumulen puntos a partir de cada compra de sus productos. Los puntos acumulados pueden ser redimidos para obtener de la entidad bienes o servicios futuros. Al valorar si estos puntos para comprar bienes o servicios adicionales le proporcionan al cliente un derecho material, la entidad valuará las transacciones corrientes, pasadas y futuras hechas por el cliente, además de factores tanto cuantitativos como cualitativos, en particular, si el derecho material se acumula con el tiempo (después de múltiples transacciones). El número de puntos otorgados a un cliente en cualquier transacción dada puede no ser cuantitativamente material, pero el hecho de que el programa de fidelización haya sido diseñado para influir en el comportamiento del cliente puede ser un indicador cualitativo de que la opción proporciona un derecho material. Los puntos originan una obligación de desempeño contenida en el contrato solo cuando le proporciona al cliente un derecho material que no habría recibido sin participar en el contrato. Si la opción le proporciona un derecho material al cliente, este, en efecto, le está pagando a la entidad por anticipado por bienes o servicios futuros. Por consiguiente, la entidad debe diferir el reconocimiento de los ingresos ordinarios asignados a esa opción (puntos) hasta que esos bienes o servicios futuros sean transferidos, o cuando la opción expire.

Para determinar la cantidad de ingreso a reconocer, la entidad deberá realizar una estimación de los puntos que serán canjeados en el periodo. El ingreso por ventas que deberá ser reconocido en los resultados del ejercicio estará basado en el número de puntos canjeados en función del número de puntos que se estimó que iban a ser canjeados. › Venta de GLP incluyendo servicios de inspección y mantenimiento Usualmente en la venta de gas licuado de petróleo (GLP) se incluyen más de una obligación de desempeño, la venta de GLP propiamente y servicio de inspección y mantenimiento. Este último se ejecuta con posterioridad al cobro de la cuota que involucra a la satisfacción de la primera obligación (venta de GLP); por lo tanto, no se reconocerá el ingreso relacionado con el servicio de inspección y mantenimiento hasta el momento de la satisfacción de la obligación de desempeño, originando el diferimiento de ingresos y el correspondiente registro de un pasivo contractual hasta el momento en que se satisfaga la correspondiente obligación de desempeño. › Impuestos de hidrocarburos En el Perú se tienen impuestos especiales, como impuesto selectivo al consumo, impuesto al rodaje y aportes al FISE, dichos aportes gravan el consumo o la venta de hidrocarburos y, a diferencia de otros impuestos como el IGV, no tienen la naturaleza de “importes de recaudación” y tienen una naturaleza de gasto e ingreso, cuando se gravan por la producción y cuando recupera el costo al venderse los productos de hidrocarburos. De acuerdo con el párrafo 47 de la NIIF 15, los importes cobrados por cuenta de terceros pueden formar parte del precio de la transacción de venta, considerando las prácticas comerciales habituales. Por tanto, las entidades registran como gasto los impuestos especiales en sus cuentas de resultados y también como ingresos ordinarios, es el efecto neto normalmente nulo. 1.4 Otras consideraciones – NIIF 15 › Costos del contrato Los costos asociados con un contrato con un cliente cuando no caigan dentro del alcance de otro estándar. Distingue entre:

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contrato o con un contrato anticipado que la entidad puede identificar específicamente (costos relacionados con servicios a ser prestados según la renovación de un contrato existente, o costos de diseño de un activo a ser transferido según un contrato específico que todavía no ha sido aprobado).

(i) Costos de obtener un contrato. (ii) Costos de cumplir un contrato. Cuando se considera cómo contabilizar los costos que sean incurridos antes que un contrato exista (es decir, costos precontractuales), es importante tener en mente que pueden incluir tanto costos de obtener un contrato como costos de cumplir un contrato, y que los requerimientos con relación a cada uno de ellos son diferentes. En particular, en algunas circunstancias puede ser apropiado reconocer un activo por los costos para cumplir un contrato que todavía no existe (esto es, un contrato específico anticipado).

(b) los costos generan o mejoran recursos de la entidad que serán usados en satisfacer (o continuar satisfaciendo) obligaciones de desempeño en el futuro. (c) se espera que los costos sean recuperados.

(i) Costos de obtener un contrato Los costos para obtener un contrato que habrían sido incurridos independiente de si el contrato fue obtenido son reconocidos como un gasto cuando se incurre en ellos, a menos que esos costos sean explícitamente cargables al cliente independiente de si el contrato es obtenido. Los costos incrementales de obtener un contrato con un cliente son reconocidos como un activo si la entidad espera recuperar esos costos. Esos costos incrementales son costos incurridos para obtener un contrato con un cliente que no habrían sido incurridos si el contrato no hubiera sido obtenido. Por consiguiente, los costos incurridos en el esfuerzo para obtener un contrato (por ejemplo, los costos de preparar una propuesta) que sean pagables independiente de si el esfuerzo es exitoso no pueden ser capitalizados – no califican como costos incrementales. Solo los costos que no habrían sido incurridos si el esfuerzo no fuera exitoso (por ejemplo, una comisión de ventas) son reconocidos como un activo. (ii) Costos de cumplir un contrato

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Si los costos incurridos en cumplir un contrato con un cliente no están dentro del alcance de otro estándar (por ejemplo, NIC 2 “Inventarios”, NIC 16 “Propiedad, planta y equipo” o NIC 38 “Activos intangibles”), un activo es reconocido por los costos incurridos para cumplir un contrato solo si esos costos satisfacen todos los criterios siguientes: (a) los costos se relacionan directamente con un

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› Principal versus agente ›› Determinación de la naturaleza de la promesa de la entidad Cuando otra parte está involucrada en proporcionar bienes o servicios a un cliente, la entidad debe determinar si la naturaleza de su promesa es una obligación de desempeño para proporcionar los bienes o servicios mismos especificados (está actuando como un principal), o para organizar para que esos bienes o servicios sean proporcionados por la otra parte (es decir, está actuando como un agente). La entidad debe determinar si es un principal o un agente para cada bien o servicio especificado prometido al cliente. Un bien o servicio especificado es un bien o servicio distinto (o un paquete distinto de bienes o servicios) proporcionado al cliente. Si un contrato con un cliente incluye más de un bien o servicio especificado, la entidad podría ser el principal para algunos bienes o servicios especificados y el agente para otros. La valoración de si la entidad está actuando como el principal o como el agente requiere juicio en algunas circunstancias, y diferentes conclusiones pueden afectar de manera importante la cantidad u oportunidad de los ingresos ordinarios reconocidos. La entidad debe determinar la naturaleza de su promesa mediante:  identificar los bienes o servicios especificados a ser proporcionados al cliente (los cuales, por ejemplo, podrían ser un derecho a un bien, o servicio a ser proporcionado por otra parte.  valorar si controla cada bien o servicio es-

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pecificado antes que ese bien o servicio sea transferido al cliente. ›› La entidad como principal La entidad es el principal si controla el bien o servicio especificado antes que ese bien o servicio sea transferido al cliente. Sin embargo, si la entidad obtiene título legal a un bien especificado solo momentáneamente antes que el título legal sea transferido al cliente, ello no necesariamente significa que la entidad tenía el control de ese bien especificado. El principal puede satisfacer su obligación de desempeño para proporcionar el bien o servicio especificado por sí mismo o puede comprometer a otra parte (e. g. un subcontratista) para satisfacer algunas o todas las obligaciones de desempeño a su nombre. Cuando otra parte está involucrada en proporcionar bienes o servicios a un cliente, el principal obtiene el control de cualquiera de los siguientes: (a) un bien u otro activo de la otra parte que luego es transferido al cliente. (b) un derecho a un servicio a ser prestado por la otra parte, lo cual le da al principal la capacidad para dirigir a esa parte para que le preste el servicio al cliente a su nombre. (c) un bien o servicio de la otra parte que luego se combina con otros bienes o servicios al proporcionar al cliente el bien o servicio especificado. Por ejemplo, si la entidad presta un servicio importante de integrar bienes o servicios proporcionado por otra parte en el bien o servicio especificado por el cual el cliente ha contratado, la entidad controla el bien o servicio especificado antes que ese bien o servicio sea transferido al cliente. Esto porque la entidad primero obtiene el control de los inputs para el bien o servicio especificado, incluyendo bienes o servicios de otras partes, y dirige su uso para crear el resultado combinado, que es el bien o servicio especificado. ›› La entidad como agente La entidad es un agente si su desempeño de la obligación es organizar la prestación de la provisión, del bien o servicio especificado, por

otra parte. El agente no controla el bien o servicio especificado proporcionado por otra parte, antes que el bien o servicio sea transferido al cliente. Cuando (o como) el agente satisface una obligación de desempeño, la entidad reconoce ingresos ordinarios en la cantidad de cualquier honorario o comisión a la cual espere tener derecho en intercambio por organizar que los bienes o servicios especificados a ser proporcionados por la otra parte. El honorario o comisión del agente puede ser la cantidad neta de la contraprestación que retiene, luego de pagarle a la otra parte la contraprestación recibida en intercambio por los bienes o servicios a ser proporcionados por esa parte. Los indicadores están incluidos en la NIIF 15 para apoyar la valoración de la entidad respecto de si controla un bien o servicio especificado, antes que sea transferido a un cliente en escenarios donde esta valoración es difícil. Los indicadores no anulan la aplicación del principio general de control contenido en la NIIF 15 y no deben ser vistos por aislado. Si la entidad ya no está actuando como principal, porque otra entidad ha asumido las obligaciones de desempeño y los derechos contractuales contenidos en un contrato, de manera que la entidad ya no esté obligada a satisfacer la obligación de desempeño y no debe reconocer los ingresos ordinarios por esa obligación de desempeño. En lugar de ello, la entidad debe evaluar si ahora está actuando como un agente. Cuando un principal satisface una obligación de desempeño, reconoce los ingresos ordinarios a la cantidad bruta de la contraprestación, a la cual espera tener derecho en intercambio por los bienes o servicios especificados transferidos. Cuando la entidad determina que está actuando como el principal en la venta de bienes o servicios, o ambos, debe reconocer los ingresos ordinarios por la cantidad bruta a la cual tiene derecho. Este es el caso inclusive cuando la entidad vende algunos bienes o servicios a terceros a una cantidad igual al costo de los bienes o servicios. La práctica de vender bienes o prestar servicios a una cantidad igual al costo no significa que los producidos deban ser presentados como un reembolso del costo; los ingresos ordinarios y los gastos deben ser presentados bruto.

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›› Modificaciones de contratos con clientes – NIIF 15 Una modificación del contrato es un cambio en el alcance o en el precio (o ambos) de un contrato que está aprobado por las partes del contrato. Se puede describir como una ‘orden de cambio’, una ‘variación’ o una ‘enmienda’. Una modificación del contrato ocurre cuando las partes del contrato aprueban una modificación que ya sea, crea nuevos derechos y obligaciones de forzoso cumplimiento para las partes, o cambia los existentes. Tal como ocurre con el contrato original, una modificación del contrato puede ser aprobada por escrito, por acuerdo oral o por las prácticas de negocio acostumbradas. Si la modificación del contrato todavía no ha sido aprobada, la NIIF 15 debe continuar siendo aplicada al contrato existente hasta que la modificación del contrato sea aprobada. Cuando las partes de un contrato están en disputa acerca del alcance o del precio (o ambos) de una modificación, o el alcance de la modificación del contrato ha sido aprobada, pero el correspondiente cambio en el precio no ha sido finalizado, todavía es posible que haya ocurrido una modificación del contrato. Al determinar si los derechos y obligaciones que son creados o cambiados por una modificación son de forzoso cumplimiento, deben ser considerados todos los hechos y circunstancias relevantes, incluyendo los términos del contrato y otra evidencia. Si las partes de un contrato han aprobado un cambio en el alcance del contrato, pero todavía no han determinado el cambio correspondiente en el precio, el nuevo precio de transacción que surge de la modificación debe ser estimado. Las modificaciones deben ser tratadas como un ajuste al contrato original, a menos que solamente adicionen una obligación de desempeño que sea tanto ‘distinta’ y el precio basado en un precio de venta independiente apropiadamente ajustado. Si se satisfacen ambas condiciones, la modificación es tratada como un contrato nuevo, separado.

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Si la modificación es tratada como un ajuste al contrato original, la contabilidad apropiada depende de los bienes o servicios restantes a ser entregados según el contrato:

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 si los bienes o servicios restantes son distintos, la modificación es contabilizada prospectivamente mediante asignar el precio de transacción restante a las obligaciones de desempeño restantes contenidas en el contrato.  si los bienes o servicios restantes no son distintos, la modificación es contabilizada retrospectivamente, mediante actualizar tanto el precio de transacción como la medida del progreso para la obligación de desempeño parcialmente completada.  si los bienes o servicios restantes son una combinación de distintos y no distintos, se debe usar el juicio para contabilizar la modificación de una manera consistente con los objetivos de los requerimientos, que para la modificación del contrato están contenidos en la NIIF 15. (ver gráfico 5).

Ejemplo: Una entidad promete vender 120 productos a un cliente por UM 12,000 (UM 100 por producto). Los productos son transferidos al cliente durante un periodo de seis meses. La entidad transfiere el control de cada producto en un punto en el tiempo. Después que la entidad ha transferido el control de 60 productos al cliente, el contrato es modificado para requerir la entrega de 30 productos adicionales (un total de 150 productos idénticos) para el cliente. Los 30 productos adicionales no estaban incluidos en el contrato inicial. Caso A – Productos adicionales por un precio que refleja el precio de venta independiente Cuando el contrato es modificado, el precio de la modificación del contrato por los 30 productos adicionales es un adicional de UM 2,850 o UM 95 por producto. La fijación del precio para los productos adicionales refleja el precio de venta independiente de los productos en el momento de la modificación del contrato, y los productos adicionales son distintos (de acuerdo con la [NIIF 15:27]) de los productos originales. De acuerdo con la [NIIF 15:20], la modificación del contrato por los 30 productos adicionales es, en efecto, un contrato nuevo y separado para productos futuros que no afecta la contabilidad del contrato existente. La entidad reconoce ingresos ordinarios de UM 100 por producto para los 120 productos en el contrato original y UM 95 por producto para los 30 productos en el nuevo contrato.

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Gráfico 5 MODIFICACIÓN DEL CONTRATO ¿Hay bienes o servicios adicionales distintos y que su precio haya sido fijado a su precio de venta independiente?

Trátela como un contrato separado.

EVALÚE LOS BIENES Y SERVICIOS RESTANTES contenidos en el contrato modificado.

DISTINTO

NO DISTINTO

COMBINACIÓN

Contabilice prospectivamente (como un contrato nuevo).

Contabilice retrospectivamente (como parte del contrato original).

Juicio basado en los principios para los tratamientos de contabilidad de ‘distinto’ y ‘no-distinto’

https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/pa/Documents/audit/2015/2015-07_Implementaci%C3%B3n_IFRS_NIIF.pdf

Caso B – Productos adicionales por un precio que no refleja el precio de venta independiente Durante el proceso de negociación de la compra de 30 productos adicionales, las partes inicialmente acordaron un precio de UM 80 por producto. Sin embargo, el cliente descubre que los 60 productos iniciales transferidos al cliente contenían defectos menores que eran únicos para los productos entregados. La entidad promete un crédito parcial de UM 15 por producto para compensar al cliente por la pobre calidad de esos productos. La entidad y el cliente acuerdan incorporar el crédito de UM 900 (crédito de UM 15 x 60 productos) en el precio que la entidad carga por los 30 productos adicionales. En consecuencia, la modificación del contrato especifica que el precio de los 30 productos adicionales es de UM 1,500 o UM 50 por producto. Ese precio comprende el precio acordado por los 30 productos adicionales de UM 2,400 o UM 80 por producto, menos el crédito de UM 900. En el momento de la modificación, la entidad reconoce

los UM 900 como una reducción del precio de transacción y, por consiguiente, como una reducción de los ingresos ordinarios por los 60 productos iniciales transferidos. Al contabilizar la venta de los 30 productos adicionales, la entidad determina que el precio negociado de UM 80 por producto no refleja el precio de venta independiente de los productos adicionales. En consecuencia, la modificación del contrato no satisface las condiciones contenidas en la [NIIF 15:20] para ser contabilizada como un contrato separado. Dado que los productos restantes a ser entregados son distintos de los ya transferidos, la entidad aplica los requerimientos contenidos en la [NIIF 15:21(a)] y contabiliza la modificación como una terminación del contrato original y la creación de un nuevo contrato. En consecuencia, la cantidad reconocida como ingresos ordinarios por cada uno de los productos restantes es un precio mezclado de UM 93.33 [(UM 100 x 60 productos todavía no transferidos según el contrato original) + (UM 80 x 30 productos a ser transferidos según la modificación del contrato)] ÷ 90 productos restantes.

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2. Deterioro de cuentas por cobrar NIIF 9

Para todos los demás instrumentos financieros, la entidad reconoce la pérdida crediticia esperada de por vida cuando ha habido un aumento significativo en el riesgo crediticio desde el reconocimiento inicial. Sin embargo, si el riesgo crediticio en el instrumento financiero no ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial, la entidad puede medir la provisión para pérdidas para ese instrumento financiero en una cantidad igual a la pérdida crediticia esperada a 12 meses.

› Deterioro de activos financieros La entidad necesita reconocer una provisión para pérdidas crediticias esperadas de las cuentas por cobrar comerciales y activos contractuales, así como en contratos de garantía financiera. El monto de las pérdidas crediticias esperadas se debe actualizar en cada fecha de reporte para reflejar los cambios en el riesgo crediticio desde el reconocimiento inicial del instrumento financiero respectivo.

La pérdida crediticia esperada de por vida representa las pérdidas crediticias esperadas que resultarán de todos los eventos de incumplimiento posibles durante la vida útil esperada de un instrumento financiero. En contraste, la pérdida crediticia esperada a 12 meses representa la parte de la pérdida esperada de por vida, que se espera que resulte de los eventos predeterminados en un instrumento financiero que sean posibles dentro de los 12 meses posteriores a la fecha del informe.

Las pérdidas crediticias esperadas en estos activos financieros se estiman utilizando una matriz de provisión basada en la experiencia histórica de pérdidas crediticias de la entidad, ajustada por factores que son específicos de los deudores, las condiciones económicas generales y una evaluación tanto de la dirección actual como de la previsión de condiciones en la fecha de reporte, incluyendo el valor temporal del dinero cuando sea apropiado. Gráfico 6

¿Aumento significativo del riesgo del crédito? Fase 1 Activos cuya calidad crediticia no se ha deteriorado significativamente desde el reconocimiento inicial.

¿Aumento significativo del riesgo del crédito?

Fase 2

Fase 3 Activos con evidencia de deterioro a la fecha de reporte.

Activos con empeoramiento significativo de su calidad crediticia, pero todavía sin evidencia objetiva de evento de deterioro. Reconocimiento de la pérdida esperada

Pérdida es perada en 12 meses

Pérdida esperada durante la vida decrédito

Pérdida esperada durante la vida del crédito

Ingresos por intereses

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Interés efectivo sobre el valor contable bruto

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Interés efectivo sobre el valor contable neto (menos provisión)

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(i) Incremento significativo en el riesgo de crédito Al evaluar si el riesgo de crédito en un instrumento financiero ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial, la entidad debe comparar el riesgo de que ocurra un incumplimiento en el instrumento financiero en la fecha de reporte con el riesgo de un incumplimiento en el instrumento financiero en la fecha de inicio. Al realizar esta evaluación, la entidad requiere considerar información, tanto cuantitativa como cualitativa, que sea razonable y fundamentada, incluida la experiencia histórica y la información prospectiva que está disponible sin costo o esfuerzo innecesario. La información prospectiva considerada incluye las perspectivas futuras de las industrias en las que operan los deudores de la entidad, obtenidas de informes de expertos económicos, analistas financieros, organismos gubernamentales, grupos de expertos pertinentes y otras organizaciones similares, así como la contraprestación de varias fuentes externas de información real e información económica proyectada relacionada con las operaciones centrales de la entidad. En particular, la siguiente información se debe considerar al evaluar si el riesgo de crédito ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial:

 Aumentos significativos en el riesgo de crédito en otros instrumentos financieros del mismo deudor.  Un cambio adverso existente o esperado en las condiciones regulatorias, económicas o tecnológicas del deudor que resulta en una disminución significativa de la capacidad del deudor de cumplir sus obligaciones.  Independientemente del resultado de la evaluación anterior, la entidad debe suponer que el riesgo de crédito en un activo financiero ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial, cuando los pagos contractuales tienen un vencimiento de más de 30 días, a menos que la entidad tenga información razonable y confiable que demuestre lo contrario.  A pesar de lo anterior, la entidad necesita asumir que el riesgo de crédito en un instrumento financiero no ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial si se determina que el instrumento financiero tiene un riesgo crediticio bajo en la fecha de reporte. Se determina que un instrumento financiero tiene un riesgo de crédito bajo, si: (1) El instrumento financiero tiene un riesgo de incumplimiento bajo.

 Un deterioro significativo existente o esperado en la calificación externa (si existe) o interna del instrumento financiero.

(2) El deudor tiene una notoria capacidad de cumplir sus obligaciones de flujos contractuales de efectivo en el corto plazo.

 Deterioro significativo en indicadores de mercado externos de riesgo de crédito para un instrumento financiero específico, por ejemplo, un aumento significativo en el diferencial de crédito, la permuta de incumplimiento crediticio para el deudor, o el periodo de tiempo o el alcance al cual el valor razonable de un activo financiero es menor que su costo amortizado.

(3) Cambios adversos en condiciones económicas y de negocios en el largo plazo pueden reducir la habilidad de que el deudor pueda cumplir con sus obligaciones contractuales de efectivo, pero no sucederá necesariamente.

 Cambios adversos existentes o esperados en las condiciones económicas, financieras o de negocios que se espera que causen una disminución significativa en la capacidad del deudor de cumplir su obligación de deuda.  Un deterioro significativo actual o esperado en los resultados operativos del deudor.

La entidad debe considerar que un activo financiero tiene bajo riesgo de crédito cuando el activo tiene una calificación crediticia externa de “grado de inversión” de acuerdo con la definición globalmente aceptada, o en caso de que no haya una calificación externa disponible, que el activo tenga una calificación interna “realizable”. Realizable significa que la contraparte tiene una fuerte posición financiera y no hay montos pasados pendientes. Para los contratos de garantía financiera, la

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fecha en que la entidad se convierte en parte del compromiso irrevocable se considera la fecha del reconocimiento inicial a los efectos de evaluar el deterioro del instrumento financiero. Al evaluar si ha habido un aumento significativo en el riesgo crediticio desde el reconocimiento inicial de los contratos de garantía financiera, la entidad considera los cambios en el riesgo de que el deudor especificado incurra en impago del contrato. La entidad debe monitorear regularmente la efectividad de los criterios utilizados para identificar si ha habido un aumento significativo en el riesgo crediticio y los revisa según corresponda para asegurar que los criterios sean capaces de identificar un aumento significativo en el riesgo crediticio antes de que el monto se haya vencido. (ii) Definición de incumplimiento La entidad debe considerar que lo siguiente constituye un evento de incumplimiento para fines de gerencia de riesgo de crédito interno, ya que la experiencia histórica indica que los activos financieros no son recuperables cuando cumplen con cualquiera de los siguientes criterios:

ciero tiene deterioro crediticio incluye datos observables sobre los siguientes eventos: (a) dificultad financiera significativa por parte del emisor o del deudor. (b) el incumplimiento de un contrato, como un incumplimiento o un evento vencido (ver (ii) arriba). (c) los prestamistas del deudor, por razones económicas o contractuales relacionadas con la dificultad financiera del deudor, le otorgan al deudor una concesión que los prestamistas no considerarían de otra manera. (d) es cada vez más probable que el deudor entre en bancarrota o alguna otra reorganización financiera. (e) la extinción de un mercado funcional para el activo financiero por sus dificultades financieras. (iv) Baja de activos La entidad deberá dar de baja un activo financiero cuando hay información que indique que el deudor se encuentra en una dificultad financiera grave y no existe una perspectiva realista de recuperación; por ejemplo, cuando el deudor ha sido colocado en liquidación o ha entrado en un proceso de quiebra, o en el caso de cuentas por cobrar comerciales, cuando los montos vencen a más de dos años, lo que ocurra antes. Los activos financieros dados de baja aún pueden estar sujetos a actividades de cumplimiento bajo los procedimientos de recuperación de la entidad, teniendo en cuenta el asesoramiento legal cuando sea apropiado. Cualquier recuperación realizada se reconoce en resultados.

 Cuando el deudor incumple los convenios financieros.  La información desarrollada internamente u obtenida de fuentes externas indica que es improbable que el deudor pague a sus acreedores, incluida la entidad, en su totalidad (sin tener en cuenta ninguna garantía que tenga la entidad). Independientemente del análisis anterior, la entidad debe considerar que el incumplimiento ha ocurrido cuando un activo financiero tiene más de 90 días de vencimiento, a menos que la entidad tenga información razonable y confiable para demostrar que un criterio de incumplimiento más atrasado es más apropiado.

(v) Medición y reconocimiento de pérdidas crediticias esperadas

(iii) Activos financieros con deterioro crediticio

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Un activo financiero tiene deterioro crediticio cuando se han producido uno o más eventos que tienen un impacto perjudicial en los flujos de efectivo futuros estimados de ese activo financiero. La evidencia de que un activo finan-

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La medición de las pérdidas crediticias esperadas es una función de la probabilidad de incumplimiento, la pérdida dada el incumplimiento (es decir, la magnitud de la pérdida si existe un incumplimiento) y la exposición en el incumplimiento. La evaluación de la probabilidad de incumplimiento y la pérdida dada por defecto se basan en datos históricos ajustados por información prospectiva como se describe anteriormente. En cuanto a la exposición al in-

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cumplimiento, para los activos financieros, esto está representado por el valor en libros bruto de los activos en la fecha de reporte; para los contratos de garantía financiera, la exposición incluye el monto establecido en la fecha de reporte, junto con cualquier monto adicional que se espera obtener en el futuro por fecha de incumplimiento determinada en función de la tendencia histórica, la comprensión de la entidad de las necesidades financieras específicas de los deudores, y otra información relevante a futuro. Para los activos financieros, la pérdida crediticia esperada se deberá estimar como la diferencia entre todos los flujos de efectivo contractuales que se deben a la entidad de acuerdo con el contrato y todos los flujos de efectivo que la entidad espera recibir, descontados a la tasa de interés efectiva original.

Si la entidad ha medido la provisión para pérdidas para un instrumento financiero en una cantidad igual a la pérdida crediticia esperada de por vida en el periodo del informe anterior, pero determina en la fecha de presentación actual que ya no se cumplen las condiciones para la pérdida crediticia esperada de por vida, la entidad debe medir el margen de pérdida en una cantidad igual a pérdida crediticia esperada a 12 meses en la fecha de reporte actual, excepto por los activos para los cuales se utilizó el enfoque simplificado. La entidad debe reconocer una pérdida o pérdida por deterioro en el resultado de todos los instrumentos financieros con un ajuste correspondiente a su valor en libros mediante una cuenta de provisión para pérdidas.

Gráfico 7 Modelo general Contratos con componente de financiación significativo. Ventas por cobrar con componente de financiación significativo.

Elección de política

Categoría 1

Categoría 2

Categoría 3

Categoría 2

Categoría 3

Modelo simplificado Contratos sin componentes de financiación significativo. Cuentas por cobrar sin componente de financiación significativo.

Provisiones especiales

Deterioros crediticios de activos financieros comprados u originados.

Sin pérdida permitida en reconocimiento inicial. Aplicar una tasa efectiva de interés del crédito ajustado (Basado en el flujo de efectivo esperado en el inicio incluidas las pérdidas crediticias esperadas).

Categoría 3

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 CAPÍTULO 2: PROVISIÓN, PASIVOS Y ACTIVOS CONTINGENTES - NIC 37

vos contingentes serán reconocidas en los estados financieros en el periodo en que ocurra un cambio de probabilidades; esto es, cuando se determine que es probable que se produzca una salida de recursos para cubrir el mencionado pasivo. Las partidas tratadas como activos contingentes serán reconocidas en los estados financieros en el periodo en que se determine que es virtualmente seguro que se producirá un ingreso de recursos.

1. Provisión, pasivos y activos contingentes - General › Provisiones Las provisiones son reconocidas cuando la entidad tiene una obligación presente (ya sea legal o implícita) como resultado de un suceso pasado, es probable que la entidad tenga que desprenderse de recursos que incorporen beneficios económicos para cancelar tal obligación, y puede efectuarse una estimación fiable del importe de la obligación.

2. Provisión, pasivos y activos contingentes – Provisión por abandono/remediación ambiental

El importe reconocido como provisión corresponde a la mejor estimación, a la fecha del estado de situación financiera, del desembolso necesario para cancelar la obligación presente, tomando en consideración los riesgos e incertidumbres que rodean a la mayoría de los sucesos y circunstancias concurrentes a la valoración de la misma. Cuando el importe de la provisión sea medido, utilizando flujos estimados de efectivo para cancelar la obligación, el valor en libros es el valor presente de los desembolsos correspondientes. En el caso de que se espere que una parte o la totalidad del desembolso necesario para cancelar la provisión sea rembolsada por un tercero, la porción por cobrar es reconocida como un activo cuando es prácticamente seguro su recuperación, y el importe de dicha porción puede ser determinado en forma fiable.

La entidad debe reconocer el valor razonable de un pasivo para la obligación de retiro de activos en el periodo en que se incurre tal obligación y, generalmente, se calcula como el valor descontado de las sumas por pagar.

Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros, solo se revelan en nota a los estados financieros cuando es probable que se produzca un ingreso de recursos.

A partir del reconocimiento inicial del pasivo para la obligación de retiro de activos, una entidad debe activar el costo del retiro del activo mediante el incremento del valor en libros del bien de uso por la misma cantidad del pasivo. Posteriormente, el valor incorporado al activo relacionado se deprecia por el método seleccionado y con respecto al pasivo, se va actualizando el mismo por el devengamiento de la tasa de descuento. Los cambios de estimación del pasivo, ya sea por cambios en la tasa de descuento, en el monto o costo de retiro del activo o en el momento de realizar el abandono, son imputados siempre con contrapartida en el activo que lo originó. Mientras que los resultados financieros asociados al pasivo (devengamiento de la tasa de descuento) deben imputarse a gastos del periodo. (ver gráfico 8).

Las partidas tratadas previamente como pasi-

› Costos o estimación de desembolsos

› Pasivos y activos contingentes Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, solo se revelan en nota a los mismos. Cuando la posibilidad de una salida de recursos para cubrir un pasivo contingente sea remota, tal revelación no es requerida.

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Los equipos (plataformas, maquinarias y otros) se remueven y la operación se abandona cuando las reservas de petróleo y gas se agotan, o la producción disminuye y deja de ser económicamente rentable. Es posible que las regulaciones, leyes o disposiciones contractuales estipulen el taponamiento de los pozos, la remoción de las instalaciones y el equipo, y la restauración del sitio o superficie submarina a las condiciones previas para iniciar la perforación.

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El importe reconocido como provisión debe ser la mejor estimación del desembolso necesario para cancelar la obligación presente en la fecha de cierre. Entre los conceptos que se incluyen en la valoración para el cierre de pozos, abandono/cierre de plataformas se encuentran:  Alquiler de medios de transporte, entre los que destacan los barcos y los helicópteros, para trasladar los materiales y personas, así como el combustible necesario para ello.  Alquiler de grúas en los puertos y pago de aduanas.  Costos de personal técnico especializado en las diferentes actividades.  Operaciones para eliminar la cabeza del pozo y tareas previas de acondicionamiento para el retiro.  Operaciones de retiro de la tubería empleada en la producción del pozo.  Operaciones de cementación consistentes en rellenar el pozo con tapones de cemento con el objeto de aislar la comunicación entre el reservorio y la superficie. Este concepto supone, generalmente, el mayor presupuesto.  Tareas de comprobación del sellado de los pozos, así como los equipos y sistemas de control necesarios.

 Operaciones consistentes en mediciones de radioactividad.  Si el pozo es submarino, a diferencia de los pozos de plataforma, se incluirá en la estimación de la provisión el alquiler de una plataforma semisumergible necesaria para llevar las operaciones de abandono, es uno de los costes más elevados en este tipo de pozos. › Tasa de descuento Para la medición de la provisión se requiere que cuando el efecto del dinero en el tiempo es material, el monto de una provisión debería ser el valor presente de los desembolsos esperados que serán necesarios para liquidar la obligación. La tasa de descuento que se usa para obtener el valor presente debería ser una tasa antes de impuestos, que refleje la evaluación del mercado sobre el valor temporal del dinero y los riesgos asociados a la obligación; es decir, los riesgos de los recursos que serán requeridos para cumplir con la obligación. El riesgo de la obligación no deberá incluir los riesgos de la entidad: el riesgo de crédito u otros riesgos financieros. Existen situaciones donde determinar la tasa de descuento pueda ser un ejercicio de incertidumbre y complicado por el ajuste del riesgo asociado a la obligación, por lo que a veces puede ser más apropiado considerar dichos riesgos dentro del flujo de efectivo para los desembolsos de la obligación, y no en la tasa. Estos riesgos de variabilidad pueden ser retirados de

Gráfico 8 Fecha de cierre Años de desembolso

Al 31 de diciembre de 20xx

Y1 US$

Y2 US$

Y3 US$

…

113 Valor presente = Pasivo contable

Tasa x%

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los flujos, evaluando por ejemplo un rango de resultados posibles (método de valor esperado). Entonces, la tasa de descuento por considerar sería la tasa libre de riesgo que es normalmente utilizada en la práctica por la dificultad de ajustar el riesgo asociado a la obligación. › Cambios en la estimación Los costos por incurrirse para el abandono de plataformas, cierre de pozos y/o remediación ambiental futura pueden variar durante el contrato de concesión, en respuesta a muchos factores, incluyendo cambios a los requerimientos legales, el surgimiento de nuevas técnicas tecnológicas y la experiencia en otras operaciones. La oportunidad esperada de los desembolsos también puede cambiar –por ejemplo, en respuesta a los cambios en las reservas o los ratios de producción–. Por lo tanto, podrían ocurrir ajustes significativos a la provisión por cierre de operaciones y remediación medioambiental, lo cual afectaría los resultados financieros futuros.

(c) Si el ajuste origínase una adición al costo del activo, la entidad considerará si esto es un indicio de que el nuevo importe en libros del mismo podría no ser completamente recuperable. Si existiese dicho indicio, la entidad realizará una prueba del deterioro del valor, estimando su importe recuperable, y contabilizará cualquier pérdida por deterioro del valor del activo, de acuerdo con la NIC 36. ›› En el modelo de revaluación (a) Los cambios en el pasivo modificarán la revaluación o la devaluación reconocidas previamente en ese activo, de forma que: (i) una disminución en el pasivo [con sujeción a lo establecido en el párrafo (b)] se reconocerá en otro resultado integral e incrementará el superávit de revaluación en el patrimonio, salvo que se haya de reconocer en el resultado en la medida en que sea la reversión de un déficit de revaluación en el activo previamente reconocido en resultados.

Las provisiones son por lo tanto revisadas en cada fecha de cierre y son ajustadas para reflejar el mejor estimado actual. Los eventos que cambian la medición son:

(ii) un aumento en el pasivo se reconocerá en resultados, excepto que sea reconocido directamente en otro resultado integral y reducirá el superávit de revaluación en el patrimonio, en la medida en que existiera saldo acreedor en el superávit de revaluación en relación con ese activo.

a) La actualización del pasivo por el paso del tiempo (o amortización del descuento). b) Cambios en los flujos de caja estimados, tales como nuevas perturbaciones, actualización de los costos estimados, cambios a la vida estimada de la operación. c) Revisiones a la tasa de descuento. De acuerdo con la CINIIF 1, estos cambios se contabilizarán: ›› En el modelo del costo (a) Los cambios en el pasivo se añadirán o deducirán del costo del activo correspondiente en el periodo actual, respetando lo establecido en el apartado (b).

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(b) El importe deducido del costo del activo no será superior a su importe en libros. Si la disminución en el pasivo excediese el importe en libros del activo, el exceso se reconocerá inmediatamente en el resultado del periodo.

(b) En el caso de que la disminución del pasivo sea superior al importe en libros que habría sido reconocido si el activo se hubiera contabilizado según el modelo del costo, el exceso se reconocerá inmediatamente en el resultado del periodo. (c) Un cambio en el pasivo es un indicio de que el activo podría tener que ser revaluado para garantizar que su importe en libros no difiera significativamente del que se habría determinado, utilizando el valor razonable al final del periodo sobre el que se informa. Cualquiera de estas revaluaciones se tendrá en cuenta al determinar los importes por reconocer en el resultado, o en otro resultado integral de acuerdo con el apartado (a). Si fuera necesaria una revaluación, todos los activos de esa clase se revaluarán.

TITULO III ASUNTOS CONTABLES EN LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO Y GAS

TÍTULO IV

TEMAS GENERALES

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TITULO IV TEMAS GENERALES

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 CAPÍTULO 1: TRATAMIENTO CONTABLE APLICABLES AL SECTOR PETROLERO Y DE GAS Las compañías de petróleo y gas que operan en distintos países están sujetas a sistemas legales diferentes; por lo tanto, es necesario que los derechos y obligaciones se comprendan en detalle, dado que puede afectar significativamente las actividades de exploración, desarrollo, explotación y producción. Fuera de Estados Unidos, los recursos de hidrocarburos son en general propiedad del Gobierno, y no de ciudadanos o empresas privadas, y, por tanto, luego suscriben contratos o licencias con las compañías privadas para realizar las actividades de exploración, desarrollo, explotación y producción. En el Perú, los recursos de hidrocarburos son propiedad del Gobierno y este, a su vez, designa a Perupetro para que suscriba contratos-ley, vía una negociación directa o licitación, con las compañías privadas para que realicen la exploración y la explotación. Dichos contratos-ley pueden durar 10 años para la exploración, 30 años para la explotación y considerar inclusive un plazo de prórroga de 10 a 20 años (ver mayor detalle en Capítulo 2 del Título I). Asimismo, las compañías privadas de hidrocarburos llevan a cabo con frecuencia acuerdos con terceros para la realización de sus actividades según lo dispuesto en un determinado acuerdo contractual para compartir los riesgos y costos asociados con la industria, o como una forma de incorporar habilidades especializadas a un proyecto particular. La NIIF 11 “Acuerdos conjuntos” denomina a estos acuerdos contractuales como conjuntos. Asimismo, los acuerdos conjuntos deben ser clasificados atendiendo a la forma legal del acuerdo, los términos del acuerdo conjunto y cualquier otro hecho o circunstancia relevante, según lo establece la NIIF 11 en una de las siguientes categorías: Acuerdos conjuntos

NIIF 11 definición

Negocio conjunto (Joint venture)

Las partes tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo.

Operación conjunta (Joint operation – JO)

Las partes tienen derecho a los activos y obligaciones por los pasivos relacionados con el acuerdo.

La determinación del tipo de acuerdo conjunto puede ser una decisión compleja según la NIIF 11. La forma legal sigue siendo relevante para determinar el tipo de acuerdo conjunto. Un acuerdo conjunto que no está estructurado a través de un vehículo separado, generalmente es una operación conjunta. Por tanto, no todos los acuerdos conjuntos en vehículos separados son negocios conjuntos. Un acuerdo conjunto en un vehículo separado aún puede ser una operación conjunta. La clasificación depende de los derechos y obligaciones de los participantes y está influenciado por el propósito económico del acuerdo conjunto. La determinación de la clasificación de los acuerdos conjuntos es un proceso en que el juicio profesional es muy relevante. Asimismo, se puede considerar para el análisis de la clasificación el árbol de decisiones a continuación: (ver gráfico 1). El primer paso para determinar la clasificación es evaluar si el acuerdo está estructurado a través de un vehículo separado. Un vehículo separado es una estructura financiera identificable por separado, que incluye compañías legales separadas o compañías reconocidas por ley, independientemente de si esas compañías tienen personalidad jurídica. Los negocios conjuntos se registran aplicando el método de participación patrimonial de acuerdo con la NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”. ›› Ejemplo: Contabilización como operador en una operación conjunta: La compañía A estructura un acuerdo conjunto con la compañía B para la explotación de un lote petrolero. Cada parte tiene un 50% de la participación en la propiedad de la sociedad. La constitución en sociedad (compañía C) permite separar a la compañía de los propietarios y, en consecuencia, los activos y pasivos mantenidos en la compañía son activos y pasivos de la sociedad. En este caso se puede apreciar que la nueva compañía es un vehículo separado que califica como un negocio conjunto, y por lo tanto la compañía A tiene que contabilizarlo con el método de participación patrimonial. Al inicio del año 202x, la compañía A tiene una

TITULO IV TEMAS GENERALES

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

Gráfico 1 CLASIFICACIÓN DE UN ACUERDO CONJUNO ESTRUCTURADO A TRAVÉS DE UN VEHÍCULO SEPARADO

Forma legal del vehículo separado

¿Otorga la forma legal del vehículo separado a las partes derecho a los activos, y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo?

Cláusulas del acuerdo contractual

¿Especifican las cláusulas del acuerdo contractual que las partes tienen derecho a los activos, y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo?

SI Operación conjunta

Otros hechos y circunstancias

¿Tienen las partes diseñado un acuerdo de forma que: (a) sus actividades principales tienen por objeto proporcionar a las partes un producto (es decir, las partes tienen sustancialmente derecho a todos los beneficios económicos de los activos mantenidos por el vehículo separado) y (b) dependen de las partes de forma continuada para establecer los pasivos relacionados con la actividad realizada a través del acuerdo?

Negocio conjunto

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TITULO IV TEMAS GENERALES

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

inversión de US$ 800 en la compañía C, la cual tiene registrado como inversión. Al finalizar el periodo, la compañía C reporta una utilidad de US$ 50. De acuerdo con el método de la participación, la compañía incrementa la cuenta de inversiones de US$ 800 a US$ 850 para reconocer la utilidad obtenida por la compañía C. Los acuerdos conjuntos en el sector petrolero y de gas a menudo son clasificados como operaciones conjuntas.

1. Contabilización de operaciones conjuntas (JO) En una operación conjunta, los participantes son:  Socio operador: gestiona y dirige toda la operativa diaria del activo u operación bajo control conjunto. Generalmente, el papel de operador es designado en el contrato de acuerdo conjunto por un tiempo específico, o también es común que el socio con mayor participación asuma dicho papel.  Socios no operadores: los otros socios que participan en el activo u operación conjunta. ›› Ejemplo: Contabilización como operador en una operación conjunta: La compañía A es el operador de un lote petrolero y posee una participación del 55%. Los otros dos socios que participan poseen un 25% y un 20%. La compañía A, como operador del lote, incurre en los siguientes desembolsos durante febrero del 202X.

Al final de cada mes, la compañía A procederá a generar la correspondiente cuenta por cobrar a los socios en función de la participación de cada uno de ellos en el bloque: Db. Cuenta corriente con socios (45%)

US$ 1’350,000

<Cr.> Ingreso recuperación gastos operativos (45%)

(US$1’350,000)

Adicionalmente procederá a activar las inversiones que le corresponden (sobre el total de Capex del periodo US$ 1’200,000) Db. Propiedad, planta y equipo (55%) <Cr.> Inversión en lote (55%)

US$ 550,000 (US$ 550,000)

Para incurrir en los costos mencionados anteriormente, la compañía A solicitará a los socios del lote los aportes (cash-call) definidos en función de su participación. Si suponemos que el importe solicitado por la compañía A la totalidad de los socios asciende a US$ 1’000,000, el registro contable del mismo será: Db. Efectivo

US$ 1’000,000

<Cr.> Cuenta por cobrar a socios (US$ 1’000,000)

›› Ejemplo: Contabilización como socio no operador en una operación conjunta La compañía A es socio de un lote petrolero con una participación del 30%. El operador del lote posee un 50% y un tercer socio, un 20%. El operador del lote incurre en los siguientes costes durante febrero del 202x:

Inversión - Capital Expenditure (Capex)

US$ 1’200,000

Gastos operacionales (Opex)

US$ 1,000,000

Inversión - Capital Expenditure (Capex)

US $ 2’200,000

US$ 800,000

Gastos operacionales (Opex)

US$ 1,000,000

Gastos de personal

Los asientos por realizar en la compañía A por los costos incurridos serían los siguientes: Db. Inversión en lote (100%)

US$ 1’200,000

Db. Gastos operacionales (100%)

US$ 1’000,000

Db. Gastos de personal (100%)

US$ 800,000

Gastos de personal

US$ 800,000

a. Cuando el operador del lote realiza una solicitud de fondos a los socios y estos envían el importe correspondiente, la compañía A, como socio y suponiendo que el porcentaje de cash-call solicitado a la compañía A por el operador asciende a US$ 1’000,000, contabilizará:

<Cr.> Efectivo/Cuentas a pagar (US$ 3,000,000)

TITULO IV TEMAS GENERALES

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Db. Cuenta por cobrar con socio operador <Cr.> Efectivo

US$ 1’000,000 (US$ 1’000,000)

b. Cuando la compañía A recibe la realización del operador del bloque, contabilizará los activos, pasivos, ingresos y gastos, de acuerdo con el porcentaje de participación en el consorcio y clasificados de acuerdo con su naturaleza. En el ejemplo, el asiento contable será el siguiente: US$ 660,000

Db. Gastos operacionales (30%)

US$ 300,000

Db. Servicios exteriores (30%)

US$ 240,000

<Cr.>Cuenta por cobrar con socio operador

(US$ 1’200,000)

Los acuerdos de farm out son comunes en la industria de hidrocarburos. Los términos farm in y farm out se refieren a un acuerdo (generalmente no monetario) en el cual un socio (farmor: parte que cede) de una asociación u operación conjunta en una zona con reservas generalmente no descubiertas, cede una parte de su participación a otra compañía (farmee: parte que recibe) a cambio de que esta última lleve a cabo su parte correspondiente de las actividades de exploración y desarrollo; y en algunas circunstancias involucra el desembolso de un importe para la adquisición de esta participación. Esto generalmente ocurre durante la etapa de exploración o desarrollo, y es un método común que las compañías usan para compartir el costo y el riesgo de desarrollar propiedades. El farmee espera que su participación en la producción futura genere ingresos suficientes para compensarlos por realizar la actividad de exploración o desarrollo. Por lo general, los acuerdos de farm in/farm out son transacciones no monetarias y la contabilidad depende de los hechos y circunstancias específicos del acuerdo, particularmente la etapa de desarrollo del activo subyacente. En el caso de que una compañía sea el farmor, es decir, el que cede su participación en un acuerdo de este tipo, se tratará de un farm out y en caso contrario, cuando sea el farmee, es

TITULO IV TEMAS GENERALES

› Intereses que motivan a farmor:  Perforación para mantener la licencia (satisfacer las obligaciones de perforación continua).  Monetización de un proyecto abandonado.  Compartir el riesgo.

Db. Propiedad, planta y equipo (30%)

2. Tratamiento Farm out

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decir, el que recibe la parte cedida por el farmor, se tratará de un acuerdo de farm in.

 Obtener información geológica del farmee. › Intereses que motivan al farmee:  Obtención rápida sobre las reservas sin participar en la licencia.  Utilizar equipo y personal que de otro modo no se utilizarían.  Ganar interés en un área de proyecto que ya está en licencia, pero que el farmor no está desarrollando.  Desear el desarrollo de un proyecto compartiendo riesgos. 2.1 Contabilidad por el farmor No hay una normativa específica para la contabilización del farm out. Por lo general, este tipo de transacciones se da cuando aún no hay reservas probadas, por lo que el activo aún estaría sujeto a la NIIF 6 “Exploración y evaluación de recursos minerales” en lugar de la NIC 16. La NIIF 6 “Exploración y evaluación de recursos minerales” proporciona una exención, que permite a una compañía desarrollar una política contable para el reconocimiento y la medición de los activos de exploración y explotación (E&E), sin considerar específicamente ciertos requisitos de la NIC 8 “Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores”. Por tanto, un farmor también puede usar esta exención para desarrollar una política contable a fin de contabilizar los acuerdos de farm out. La siguiente es una política común desde este punto de vista:  El farmor contabiliza al costo la inversión en función de su participación, antes del farm out.  El farmor acredita cualquier contrapresta-

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Las compañías han celebrado un acuerdo de farm out para vender cada una el 10% de su participación a un nuevo inversor: la compañía C. La compañía A recibe efectivo de US$ 4 millones y la compañía B recibe efectivo de US$ 6 millones. Las tres compañías celebraron un “acuerdo de operación conjunto”, revisado para establecer los derechos y obligaciones de las tres partes en relación con la financiación, el desarrollo y las operaciones del activo.

ción en efectivo recibida contra el valor en libros de la parte del interés retenido, con cualquier exceso aplicado contra resultados del ejercicio.  El farmor no reconoce ningún importe con respecto al valor del trabajo que realice el farmee (gastos de exploración en el lote). A pesar de que existan otras políticas distintas que consideran este punto de vista y otros, las políticas descritas líneas arriba son las más comunes en la industria de hidrocarburos.

La composición de los intereses de las tres empresas se presenta en la siguiente tabla: (ver tabla 1).

2.2 Contabilidad por el farmee

Cada parte de la operación conjunto es responsable en proporción a su interés por los costos posteriores a la fecha del acuerdo. Sin embargo, el 50% de los costos de exploración y desarrollo atribuibles a las compañías A y B deben ser pagados por la compañía C. El presupuesto total de capital para la exploración y el desarrollo del activo es de US$ 100 millones. La participación de la compañía A basada en el interés de sus participantes sería de US$ 36 millones; sin embargo, la compañía C deberá pagar US$ 18 millones (50%* US$ 36 millones) de esta cantidad en nombre de la compañía A.

El farmee solo reconocerá los costos como incurridos, independientemente de la etapa de desarrollo del activo. Se requiere que el farmee revele sus obligaciones contractuales para construir el activo y cumplir con la parte de los costos del farmor. El farmee debe seguir sus políticas contables normales para la capitalización y también aplicarlas a los costos incurridos para construir la participación del farmor.

El valor en libros del activo en los estados financieros de la compañía A antes de la transacción fue de US$ 3 millones.

› Ejemplo: Contabilizando un farm out ›› Antecedentes:

Pregunta: ¿Cómo debe contabilizar la compañía A esta transacción?

La compañía A y la compañía B participan conjuntamente en la exploración y el desarrollo de un depósito de petróleo donde no hay reservas probadas. La compañía A tiene una participación del 40% en el acuerdo, y la compañía B tiene una participación del 60%. Las compañías A y B han firmado un contrato de acuerdo conjunto que establece la forma en que debe operar el área. A y B tienen una operación conjunta bajo la NIIF 11. Los activos de la operación conjunta comprenden el lote de petróleo X.

Esta transacción tiene todas las características de un acuerdo de farm out. Los pagos en efectivo y la posterior obligación de la compañía C de pagar los costos de desarrollo en nombre de las compañías A y B son parte de la misma transacción. Las compañías A y B actúan como farmors y la compañía C actúa como la farmee. La estructura descrita es una operación conjunta.

Tabla 1 Detalle

Compañía A

Compañía B

Compañía C

Total

Antes de la transacción

40%

60%

100%

Después de la transacción

36%

54%

10%

100%

US$ 4

US$ 6

US$ 10

Efectivo recibido

TITULO IV TEMAS GENERALES

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La compañía A debe contabilizar su parte de los activos y pasivos y la parte de los ingresos y gastos. Asimismo, deberá reconocer solo los pagos en efectivo recibidos. La compañía A reducirá el valor en libros de los activos petroleros (US$ 3 millones) a cero con los US$ 4 millones de efectivo recibidos. El exceso de US$ 1 millón sobre el importe en libros se acredita a la cuenta de resultados como una ganancia del periodo. Los US$ 15 millones de gastos futuros que pagará la compañía C en nombre de la compañía A no se reconocen como un activo. Como se señaló anteriormente, este es la práctica común de la industria. Sugerimos agregar el tratamiento tributario para Farm agreement, puesto que no se ha desarrollado esta parte.

3. Impuesto a las ganancias diferido Los aspectos tributarios relacionados con las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas se rigen por la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley 26221, y por la Ley del Impuesto a la Renta. Entre los aspectos importantes se tiene que el Estado garantiza a los contratistas los regímenes tributarios y cambiarios vigentes a la fecha de celebración del contrato de licencia o servicio permanecerán inalterables durante la vigencia del mismo, para efectos de cada contrato.

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El impuesto a las ganancias diferido corresponde al monto de impuesto esperado a recuperar o pagar sobre las diferencias temporarias entre los valores en libros reportados de activos y pasivos y sus correspondientes bases fiscales. Los pasivos por impuestos a las ganancias diferidos son por lo común reconocidos para todas las diferencias temporarias imponibles. Los activos por impuestos diferidos generalmente se reconocen para todas las diferencias temporarias deducibles y créditos fiscales, rebajas y pérdidas fiscales no aprovechadas, hasta la extensión en que se considere probable que la compañía tendrá en el futuro suficientes ganancias fiscales para hacerlas efectivas. Tales activos y pasivos no son reconocidos si las diferencias temporarias proceden de una plusvalía o del reconocimiento inicial (salvo en una combinación de negocios) de otros activos y pasivos en una operación que no afecta ni al resultado fiscal ni al resultado contable.

TITULO IV TEMAS GENERALES

A continuación, mencionaremos las diferencias temporales más comunes entre las bases fiscales y las financieras en una compañía de hidrocarburos y que generan un impacto en el impuesto a la renta diferido. › Gastos preoperativos Los gastos preoperativos incluyen todos los gastos (incluyendo los administrativos) que se incurren para el desarrollo de un nuevo proyecto al cual se le puedan vincular ingresos futuros. La deducción tributaria de este tipo de gastos se inicia en la etapa operativa (inicio de extracción comercial de hidrocarburos). Esta deducción puede realizarse en el primer ejercicio o amortizarse proporcionalmente en el plazo máximo de 10 años. A elección del tratamiento de cada compañía, esto podría generar una diferencia temporal con las bases financieras, lo que originaría un impacto en el impuesto a las ganancias diferido. › Gastos de exploración y desarrollo De acuerdo con el artículo 53° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, los gastos de exploración y desarrollo, así como las inversiones que realicen los contratistas hasta la fecha en que se inicie la extracción comercial de hidrocarburos, incluyendo el costo de los pozos serán acumulados en una cuenta cuyo monto, a opción del contratista y respecto de cada contrato, se amortizará de acuerdo con cualesquiera de los dos métodos o procedimientos siguientes: (i) con base en la unidad de producción, o (ii) amortización lineal, deduciéndose en proporciones iguales, durante un periodo no menor de cinco años. La compañía no puede amortizar los gastos de exploración y desarrollo en una oportunidad anterior al inicio de la extracción comercial de hidrocarburos. Dependiendo de las bases financieras para la amortización y la elección tributaria que se escoja, estos gastos de exploración y desarrollo podrían generar un impacto en el impuesto a la renta diferido por la diferencia de tasas en que se amortizan estos desembolsos. › Egresos sin valor de recuperación

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Algunos costos son capitalizados desde el punto de vista financiero; sin embargo, son llevados a gastos desde el punto de vista tributario. Este es el caso de los egresos sin valor de recuperación, que originan diferencias temporales que generan un impacto en el impuesto a la renta diferido.

licencia para la exploración y la explotación de hidrocarburos y uno de ellos no llega a la etapa de extracción comercial, la amortización de las inversiones acumuladas se diferirá hasta el momento en que se realice la suelta total del área del contrato y siempre que el otro contrato se encuentre en etapa de extracción comercial.

De acuerdo con el artículo 53° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, iniciada la extracción comercial se deducirá como gasto del ejercicio todas las partidas correspondientes a egresos que no tengan valor de recuperación. De acuerdo con el artículo 11° del Reglamento de la Garantía de la Ley Orgánica de Hidrocarburos son “egresos sin valor de recuperación” aquellos que se devenguen desde el inicio de la extracción comercial, por los siguientes conceptos:

Como consecuencia de lo anterior, las inversiones acumuladas pueden generar un impacto en el impuesto a las ganancias diferido.

a) Inversiones para perforación, completamiento o puesta en producción de pozos de cualquier naturaleza, inclusive los estratigráficos, excepto los costos de adquisición de los equipos de superficie. b) Inversiones de exploración, incluyendo las referentes a geofísica, geoquímica, geología de campo, gravimetría, levantamientos aerofotográficos y levantamiento, procesamiento e interpretación sísmica. › Inversiones acumuladas El artículo 50° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos señala que las inversiones realizadas en un área de contrato en la que no se hubiera llegado a la etapa de extracción comercial, serán acumuladas al mismo tipo de inversiones efectuadas en otra área de contrato en la que sí se haya llegado a dicha etapa y el total se amortizará mediante el método elegido, conforme a lo previsto en el artículo 53° de la misma ley. Asimismo, el artículo 10° del Reglamento de la Garantía de la Ley Orgánica de Hidrocarburos precisa que las referidas inversiones se acumularán al mismo tipo de inversiones efectuadas en otro contrato que si se encuentra en etapa de extracción comercial; siendo amortizadas de acuerdo con el método de amortización elegido y a partir del ejercicio en que se haga suelta total del área del contrato que no llegó a la etapa de extracción comercial. Si la compañía ha suscrito diversos contratos de

› Cesión de posición contractual El artículo 17° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos fija que el contratista o cualquiera de las personas naturales o jurídicas que lo conformen podrá ceder su posición contractual (del contrato de licencia para la exploración y la explotación de hidrocarburos) o asociarse con terceros previa aprobación por decreto supremo refrendado por los ministros de Economía y Finanzas y de Energía y Minas. Asimismo, el artículo 22° de la referida ley señala que dichos contratos tienen plazos máximos en la fase de exploración y la fase de explotación (Temporalidad de los contratos). Al respecto, el pago por la cesión de posición contractual del contrato de licencia para la exploración y la explotación de hidrocarburos es un precio pagado por intangible de duración limitada, de conformidad con el inciso g) del artículo 44° de la Ley del Impuesto a la Renta; debido a ello, podrá amortizarse a partir del momento en que dicho intangible sea utilizado para la generación de renta gravada (extracción comercial) y, a opción del contribuyente, podrá amortizarse en un solo ejercicio o proporcionalmente en el plazo de 10 años. Con base en ello, el precio pagado por la cesión de posición contractual de los contratos de licencia de hidrocarburos puede generar un impacto en el impuesto a las ganancias diferido. › Provisión por abandono de lote La actividad en el sector de hidrocarburos tiene un impacto significativo en el medioambiente, los gastos asociados al plan de cierre de un lote petrolero y la subsecuente rehabilitación y/o remediación ambiental son cuantiosos. Una compañía deberá reconocer una provisión por abandono de cuando exista la obligación de

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

rehabilitar la zona de influencia en la que se ha desarrollado el proyecto. Las provisiones por abandono de lote asociadas al cumplimiento de la obligación de remediación de pasivos ambientales en los que incurren los titulares de los contratos de licencia califican como un gasto necesario para producir la renta gravada. Sin embargo, para tomar el beneficio de su deducción debemos tener en cuenta la oportunidad en la que las provisiones por abandono de lote pueden ser deducidas de la renta bruta para efectos del impuesto a la renta. El artículo 57° de la Ley del Impuesto a la Renta establece que la deducción de los gastos debe realizarse cumpliendo con el principio de lo devengado, que es aplicable en la determinación del reconocimiento de los gastos. Con dicho principio contable, los gastos se reconocen en los resultados cuando surge la obligación de pagarlos y se determina certeramente su monto con independencia de la oportunidad en la que ocurra su desembolso. El literal f) del artículo 44° de la Ley del Impuesto a la Renta prohíbe la deducción de las provisiones no admitidas por la ley, interpretándose a partir de dicha norma que la provisión anual por cierre de minas no es deducible. Como consecuencia de lo indicado, los gastos incurridos en actividades relacionadas con la ejecución del abandono de lote no pueden ser deducidos de la renta bruta a efectos de determinar la renta neta durante la etapa de explotación del lote, sino en la etapa de cierre cuando se ejecutan. El diferimiento del impacto del gasto por abandono de lote en los resultados genera: i) el pago de un mayor impuesto a la renta durante la etapa de explotación; y ii) una pérdida (no siempre recuperable) durante la etapa de cierre debido a que el lote ya no genera ingresos.

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Como consecuencia de lo anterior, las provisiones por abandono de lote pueden generar un impacto en el impuesto a las ganancias diferido, teniendo en cuenta algunas consideraciones, como por ejemplo si la provisión será recuperable o compensable con los ingresos futuros que pueda generar la compañía.

› Depreciación La depreciación de los activos fijos varía en función de la política de cada compañía, con lo cual es usual que existan diferencias entre las tasas tributarias y las tasas financieras, lo que también origina un impacto en el impuesto a la renta diferido. › Pérdidas tributarias Finalmente, otros casos en los que surgen diferencias temporales son las pérdidas tributarias de ejercicios anteriores que no hayan sido compensadas, para lo cual se tienen que considerar las dos opciones que se dan de acuerdo con el Decreto Legislativo 945 y a lo señalado por la Ley 27513: (i) Compensar la pérdida neta total de tercera categoría de fuente peruana que registren en un ejercicio gravable imputándola año a año, hasta agotar su importe, a las rentas netas de tercera categoría que se obtengan en los cuatro ejercicios inmediatos posteriores completados a partir del ejercicio siguiente al de su generación. (ii) Compensar la pérdida neta total de tercera categoría de fuente peruana que registren en un ejercicio gravable imputándola año a año, hasta agotar su importe, al 50% de las rentas netas de tercera categoría que se obtengan en los ejercicios inmediatos posteriores. En función de lo comentado se puede registrar o no un activo por impuesto a la renta diferido. › Ejemplo: Impuesto a las ganancias diferido ›› Antecedentes: La compañía A se dedica a la extracción y la comercialización de crudo (upstream), para lo cual tiene un contrato de licencia con el Estado peruano. Como parte de este contrato firmó también un convenio de estabilidad tributaria con el Estado peruano para que pague el impuesto a la renta sobre una tasa del 30% de la renta neta. A continuación, un resumen del EF de la compañía A al 31 de diciembre del 20x1:

TITULO IV TEMAS GENERALES

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

US$ Efectivo 25,000 Cuentas por cobrar 45,000 Inventarios 80,000 Inversiones petroleras 100,000 Activo diferido 57,000 Total activo 307,000 Total pasivo 107,000 Total patrimonio 200,000 Total pasivo y patrimonio 307,000

registrados al cierre del 20x1 producto de la coyuntura actual.  La compañía efectuó gastos preoperativos al inicio del proyecto, los cuales fueron contabilizados como gastos del periodo financieramente, mientras que tributariamente se eligió la opción de amortizarlo en 10 años, según la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Al 31 de diciembre de 20x1 queda un saldo tributario por US$ 10,000 por amortizar.  Al 31 de diciembre del 20x1, la compañía presenta una pérdida tributaria por US$ 130,000, para la cual cuenta con un plan futuro de ingresos netos razonable, con el cual recuperará esta pérdida.

Algunos datos relevantes:  La compañía presenta una tasa financiera con base en unidades de producción, distinta a la tasa tributaria (línea recta), lo que ha originado diferencias temporales. El saldo acumulado de la depreciación financiera es de US$ 150,000, mientras que la tributaria es de US$ 200,000.

En función de los datos presentados se pide calcular el impuesto a las ganancias del periodo 20x1. Desarrollo:

 Los saldos de inversiones petroleras se presentan neto de un deterioro de US$ 100,000

Detalle

Balance financiero US$

Balance tributario US$

IRD US$ 30%

Base US$

Efectivo

25,000

Cuentas por cobrar

45,000

Inventarios

80,000

Costo

350,000

Depreciación

-150,000

-200,000

Deterioro

-100,000

- 100,000

57,000

Inversiones petroleras

Activo diferido Gastos preoperativos Total activo

10,000

50,000

-10,000

15,000 -

30,000

3,000

307,000

367,000

Pasivos

- 107,000

-107,000

Patrimonio

-200,000

Total pasivo y patrimonio

-307,000

Pérdida tributaria Total activo diferido

130,000

- 130,000

39,000

57,000

Tomar en cuenta que para efectos prácticos no se ha considerado la variación por tipo de cambio y sí que la compañía calcula y paga sus impuestos en dólares.

TITULO IV TEMAS GENERALES

127

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

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TÍTULO V

ANEXOS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

 CAPÍTULO 1: LISTA DE NORMAS. 1. Listado de Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF (vigentes a setiembre 2020). También son conocidas por sus siglas en inglés IFRS (International Financial Reporting Standards) Prefacio Prefacio a los Estándares Internacionales de Información Financiera Estructura Estructura (marco) conceptual para la preparación y presentación de estados financieros. IFRS 1

Adopción, por primera vez, de los Estándares Internacionales de Información Financiera

IFRS 2

Pago basado de acciones

IFRS 3

Combinaciones de negocios

IFRS 5

Activos no corrientes tenidos para la venta y las operaciones descontinuadas

IFRS 6

Exploración y evaluación de recursos minerales

IFRS 7

Instrumentos financieros: Revelaciones

IFRS 8

Segmentos de operación

IFRS 9

Instrumentos financieros

IFRS 10

Estados financieros consolidados

IFRS 11

Acuerdos conjuntos

IFRS 12

Revelación de intereses en otras entidades

IFRS 13

Mediciones a valor razonable

IFRS 14

Cuentas regulatorias diferidas

IFRS 15

Ingresos procedentes de contratos con clientes

IFRS 16

Arrendamientos

IFRS 17

Contratos de seguros

IAS 1

Presentación de estados financieros

IAS 2 Inventarios

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IAS 7

Estado de flujos de efectivo

IAS 8

Políticas de contabilidad, cambios de estimados de contabilidad y errores

IAS 10

Eventos ocurridos después del periodo de presentación de reporte

IAS 12

Impuestos a los ingresos

IAS 16

Propiedad, planta y equipo

IAS 19

Beneficios para empleados

IAS 20

Contabilidad para la subvención gubernamental y revelación de la ayuda del gobierno

IAS 21

Los efectos de las variaciones en las tasas de cambio

IAS 23

Costos por préstamos

IAS 24

Revelaciones de partes relacionadas

IAS 26

Contabilidad y presentación de reportes de planes de beneficio de retiro

IAS 27

Estados financieros separados

IAS 28

Inversiones en asociadas y negocios conjuntos

IAS 29

Información financiera en economías hiperinflacionarias

IAS 32

Instrumentos financieros: presentación

IAS 33

Ganancias por acción

IAS 34

Información financiera intermedia

IAS 36

Deterioro del valor de los activos

IAS 37

Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes

IAS 38

Activos intangibles

TITULO V ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

IAS 39

Instrumentos financieros: Reconocimiento y medición

IAS 40

Propiedad de inversión

IAS 41 Agricultura

2. Listado de normas y leyes del Sector Hidrocarburos Ley No. 26221

Ley Orgánica de Hidrocarburos

Ley No. 27377

Ley de Actualización de Hidrocarburos

Ley No. 27133

Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural

Ley N° 27345

Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía

Ley No. 27624

Ley que dispone la Devolución del Impuesto General de a las Ventas e

Impuesto de Promoción Municipal para la Exploración de Hidrocarburos

DS No. 049-93-EM

Reglamento para la Aplicación de la Regalía y Retribución en los Contratos

Petroleros

DS No. 040-99-EM

Reglamento Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural

DS No. 042-2005-EM Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos DS No. 017-2003-EM Establece los criterios utilizados para el cálculo de regalías y participaciones

en el upstream del sector petrolero/gasífero del Perú

DS No. 179-2004-EF Ley del Impuesto a la Renta

 CAPÍTULO 2: SIGLAS. BBL Barril, medida estándar para el crudo. Un barril equivale a 42 galones US ó 159 litros.

BBL/D o BBLD Barriles por día. En términos de producción es el número de barriles de crudo que produce un pozo en un periodo de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio a lo largo del tiempo. En términos de refinería o petroquímica sería el número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por 365 días menos el tiempo muerto utilizado para mantenimiento. CEO

CFO

Chief Executive Officer o Director Ejecutivo Jefe, también Gerente General Chief Financial Officer o ejecutivo financiero jefe, también conocido como director financiero

COSO

Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission

DD&A

Agotamiento y amortización (siglas en inglés)

E&P

Siglas de abreviatura para la actividad de Exploración & Producción (Upstream)

FASB

Financial Accounting Standards Boards o Junta de Estándares de Contabilidad Financiera de Estados Unidos

GLP

El gas licuado del petróleo está compuesto de propano, butano, o una mezcla de los dos, la cual puede ser total o parcialmente licuada bajo presión con objeto de facilitar su transporte y almacenamiento. El GLP puede utilizarse para cocinar, para calefacción o como combustible automotriz.

GNL

Gas natural licuado. Es gas natural que ha sido procesado (mediante un proceso de licuación o licuefacción) para poder ser transportado en forma líquida y con un 1/600 del volumen original.

IAS o NIC IASB

International Accounting Standards o Normas Internacionales de Contabilidad NIC. International Accounting Standards Board o Junta de Estándares Internacionales

TITULO V ANEXOS

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

de Contabilidad. Reemplazó a su antecesor: International Accounting Standards Committee - IASC, Comité de Estándares Internacionales de Contabilidad.

IFRIC o CINIIF International Financial Reporting Interpretations Committee o Comité Internacional de Interpretaciones sobre Información Financiera LOH

Ley Orgánica de Hidrocarburos’

ONP

Oleoducto Norperuano (ONP)

OPDH

Productos Derivados de los Hidrocarburos

OPEP

Organización de países exportadores de petróleo. Fundada en 1960, sus países miembros son Argelia, Gabón, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudi, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela.

PIG

PCAOB

Raspadores y equipos de limpieza para oleoductos y gasoductos. Public Company Accounting Oversight Board (United States): Junta de Supervisión de la Contabilidad de las Compañías Públicas de Estados Unidos

MEM

Ministerio de Energía y Minas

Unidad de medida

US GAAP

Generally Accepted Accounting Principles (United States) o Principios de contabilidad generalmente aceptados de Estados Unidos

WTI

Precio del crudo según West Texas Intermediate

 CAPÍTULO 3: GLOSARIO DE TERMINOLOGÍA ABANDONO: Trabajos efectuados para dejar fuera de servicio total o parcialmente y en condiciones seguras, y de ser el caso, en concordancia con la normativa ambiental, una Instalación de hidrocarburos. ACCESO: En el caso del transporte de hidrocarburos por ductos, son las vías carrozables utilizadas para acceder al derecho de vía y a las estaciones. ACUERDO CONJUNTO: Es un acuerdo mediante el cual dos o más partes mantienen control conjunto. ALMACÉN: Local donde se guardan mercancías para su custodia o venta. AMBIENTE: Es el conjunto de elementos bióticos y abióticos que interactúan en un espacio y tiempo determinados. AMPLIACIÓN: En el transporte de hidrocarburos por ductos, la adición de instalación que no altera la ruta original del ducto del sistema de transporte, a fin de lograr un aumento en la capacidad de transporte. ÁREA DE CONTRATO: Área definida en los contratos especificados en el artículo 10 de la Ley Nº 26221, donde el Contratista ejecuta, directamente o a través de Subcontratistas, las operaciones de acuerdo a los términos en ellos establecidos. BARRIL (bl): Es la unidad de medida de capacidad de los hidrocarburos líquidos, que consiste en cuarenta y dos (42) galones de los Estados Unidos de América, corregidos a una temperatura de 15,55ºC (60ºF), a presión del nivel del mar, sin agua, barro u otros sedimentos.

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BIENES DE LA CONCESIÓN: En el transporte de hidrocarburos por ductos comprende el sistema de transporte y los derechos que son indispensables para el servicio de transporte. en el sistema de distribución de gas natural por red de ductos, comprende el sistema de distribución y los derechos que

TITULO V ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

son indispensables para prestar el servicio de distribución. en ambos casos, los bienes de la concesión son transferidos o devueltos al estado al término de la concesión. BILLING: Justificación que realiza el operador al resto de los socios en el que se detalla el destino de las remesas de fondos recibidas. CANALETA: En las actividades de exploración y explotación, es el tubo por donde regresa el lodo del pozo hacia la zaranda. CAPACIDAD CONTRATADA: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es aquella parte de la capacidad de transporte que ha sido reservada por un usuario a través de un contrato de transporte. CAPACIDAD DE AGUA: Término usado en el almacenamiento, generalmente en recipientes para glp, cuando la capacidad del recipiente está en función de las dimensiones interiores del mismo y no de la capacidad del líquido con el que se llena. CAPACIDAD DE TRANSPORTE: Máxima cantidad de hidrocarburos que el concesionario está en condiciones de transportar por unidad de tiempo a través del sistema de transporte. CARRIED INTEREST: Surgen en operaciones conjuntas cuando una de las partes decide no participar en determinadas operaciones de inversión que hayan sido acordadas por el resto de los socios. El socio que decide no participar se denominará carried interest o carried party, mientras que aquellos que asumirán los costes correspondientes al anterior serán carrying parties. CASH-CALL O REMESA: Solicitud de fondos que envía el operador al resto de los socios con el objetivo de acometer las inversiones/gastos necesarios en el marco de los acuerdos contractuales del activo o de la operación conjunta. COMBUSTIBLES: Mezclas de hidrocarburos utilizados para generar energía por medio de combustión que cumplen con las normas NTP para dicho uso o normas internacionales en lo no previsto por aquellas. COMERCIALIZADOR: En el caso del transporte de hidrocarburos por ductos y de distribución de gas natural por red de ductos, es la persona que compra y vende gas natural o capacidad de transporte o distribución, por cuenta propia o de terceros, sin ser concesionario ni transportista, fuera del área de distribución exclusiva. CONCESIÓN: Derecho que otorga el Estado a una persona natural o jurídica para prestar el servicio de transporte de hidrocarburos por ductos o de distribución de gas natural por red de ductos, incluyendo el derecho de utilizar los bienes de la concesión para la prestación de dicho servicio. CONCESIONARIO: Persona establecida en el Perú conforme a las leyes peruanas, a quien se le ha otorgado una concesión para el transporte de hidrocarburos por ductos o de distribución de gas natural por red de ductos. CONDENSADOS: Son los hidrocarburos líquidos formados por la condensación de los hidrocarburos separados del gas natural, debido a cambios en la presión y temperatura, permaneciendo líquidos a la temperatura del ambiente y presión atmosférica CONSORCIO: Unión de dos o más personas naturales o jurídicas que se asocian para participar en forma activa y directa en actividades de comercialización de hidrocarburos, manteniendo cada una

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su autonomía y sin formar una persona jurídica. CONTAMINACIÓN: Acción que resulta de la introducción de contaminantes al ambiente.

TITULO V ANEXOS

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

CONTINGENCIA: Es la identificación del riesgo, posibilidad o proximidad de que suceda una emergencia o daño. CONTRATISTA:El artículo 9 de la Ley Nº 26221 determina que comprende tanto al contratista de los contratos de servicios, como al licenciatario de los contratos de licencia a menos que se precise lo contrario. CONTRATO: Comprende al contrato de licencia, al contrato de servicios y a otras modalidades de contratación que se aprueben en aplicación del artículo 10 de la Ley Nº 26221. CONTRATO DE LICENCIA: De acuerdo a la Ley Nº 26221, es el contrato celebrado por Perupetro S.A. y el contratista, por el cual, este último obtiene la autorización de explorar y explotar o explotar hidrocarburos en el área del contrato, y en mérito del cual Perupetro S.A. transfiere al contratista el derecho de propiedad de los hidrocarburos extraídos, a cambio de una regalía a favor del Estado. CONTRATO DE SERVICIOS: De acuerdo a la Ley Nº 26221, es el contrato celebrado por Perupetro S.A. y el contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de hidrocarburos en el área de contrato, recibiendo el contratista una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos. CONTRATO DE TRANSPORTE: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es el contrato celebrado entre el usuario y el concesionario. COSTO: Los beneficios sacrificados para adquirir bienes y servicios. El valor del sacrificio hecho para adquirir bienes o servicios CUENCA PETROLERA: Son grandes acumulaciones de sedimentos, que se encuentran en las unidades morfoestructurales existentes y en las cuales se formaron y entramparon los hidrocarburos líquidos y gaseosos, en rocas pertenecientes a diferentes periodos geológicos. CUENCA SEDIMENTARIA: Una cuenca sedimentaria es una zona deprimida de la corteza terrestre de origen tectónico donde se acumulan sedimentos. Para su formación se requiere un proceso de subsidencia prolongada. DESARROLLO: En la explotación de hidrocarburos, es la ejecución de cualquiera o de todas las actividades necesarias para la producción de hidrocarburos tales como: perforación, profundización, reacondicionamiento y completación de pozos. DIQUE O MURO: En el almacenamiento de hidrocarburos, es el elemento de altura apropiada destinada a contener derrames de líquidos, construido de concreto, tierra o cualquier otro material, pero que reúne la condición de ser impermeable. DISTRIBUCIÓN: Servicio público de suministro de gas natural por red de ductos prestado por un concesionario a través de un sistema de distribución. DOWSTREAM: Lo conforman el procesamiento (refinación y/o fraccionamiento), plantas petroquímicas, almacenamiento y la comercialización de los productos derivados del petróleo hasta su venta a distribuidores de productos de combustible y puntos de venta minorista, así como fabricantes y distribuidores especializados. DUCTO: Tubería para el transporte de crudo o gas natural entre dos puntos, ya sea tierra adentro o

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tierra afuera. EMISIÓN: Es el desprendimiento de vapores inflamables que con cierta continuidad ocurre en la operación de plantas e instalaciones y se puede producir por fallas en los sellos de bombas, empaques de válvulas, etc. TITULO V ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

ESTACIÓN: En la distribución de gas natural por red de ductos, es la estación de regulación/reducción de presión, de medición, odorización, o una combinación de ellos. En el caso del transporte de hidrocarburos por ductos, es la instalación perteneciente a un sistema de transporte, que consiste en tuberías, equipos, sistemas auxiliares, instrumentos de control y otros, que pueden ser para el bombeo, compresión, reducción/regulación/alivio de presión, medición, almacenamiento/embarque, o una combinación de ellos. ESTACIÓN DE SERVICIO: Establecimiento de venta al público de combustibles líquidos a través de surtidores y/ o dispensadores exclusivamente; y que además ofrecen otros servicios en instalaciones adecuadas, tales como: a) Lavado y engrase. b) Cambio de aceite y filtros. c) Venta de llantas, lubricantes, aditivos, baterías, accesorios y demás artículos afines. d) Cambio, reparación, alineamiento y balanceo de llantas. e) Trabajos de mantenimiento automotor. f) Venta de artículos propios de un minimercado.

g) Venta de GLP para uso doméstico en cilindros, cumpliendo con los requisitos establecidos en el presente reglamento y el reglamento específico; quedando prohibido el llenado de cilindros de GLP para uso doméstico. h) Venta de GLP para uso automotor, sujetándose al reglamento específico. i) Venta de kerosene, sujetándose a las disposiciones legales sobre la materia.

j) Cualquier otra actividad comercial ligada a la prestación de servicios al público en sus instalaciones, sin que interfiera con su normal funcionamiento ni afecte la seguridad del establecimiento. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL: Aquel estudio que debe efectuarse previamente al inicio de cualquier actividad de hidrocarburos o ampliación de la misma, el cual abarcará aspectos físicos, naturales, biológicos, socioeconómicos y culturales, en su área de influencia, con la finalidad de determinar las condiciones existentes y las capacidades del medio; así como, prever los efectos y consecuencias de la realización de dicha actividad, indicando medidas y controles a aplicar para lograr un desarrollo armónico entre la actividad y el ambiente. El EIA, debe contener el Plan de Manejo Ambiental (PMA), tanto para la etapa de instalación, como para la operación, así como también el respectivo Plan de Abandono. EMPRESA PETROLERA: La persona cuyo objeto social comprenda la realización de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. ESTRATÍGRAFOS: Una variedad de contenedor geológico sellado con capacidad para retener hidrocarburos, formado por los cambios producidos en el tipo de roca o por acuñamientos, discordancias, o rasgos sedimentarios, tales como los arrecifes. EXPLORACIÓN: El planeamiento, ejecución y evaluación de estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros; así como la perforación de pozos exploratorios y actividades conexas necesarias para el descubrimiento de hidrocarburos; incluyendo la perforación de pozos confirmatorios para la evaluación de los reservorios descubiertos. EXPLOTACIÓN: Desarrollo y producción. EXTENSIÓN: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es la prolongación de un ducto existente y sus instalaciones asociadas. FALLA: Fractura de la corteza terrestre o de parte de ella, con desplazamiento.

TITULO V ANEXOS

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

FARMOR: Corresponde a un socio de una asociación u operación conjunta en una zona con reservas generalmente no descubiertas, cede una parte de su participación a otra compañía. FARMEE: Corresponde al socio de una asociación u operación conjunta en la que recibe la parte cedida por el farmor. FARM IN: Corresponde al acuerdo no monetario generado en el que el farmee recibe la parte cedida por el farmor a cambio de que poder realizar a cabo su parte correspondiente de las actividades de exploración y desarrollo; y en algunas circunstancias involucra el desembolso de un importe para la adquisición de esta participación. FARM OUT: Corresponde al acuerdo no monetario generado en el que el farmor cede su participación al farmee a cambio de que realice su parte correspondiente de las actividades de exploración y desarrollo. FLETE: Cargos de transporte FOB: Iniciales de Free on board, franco a bordo. Abreviaturas de uso generalizado en el comercio internacional, debe ir seguido del nombre del puerto de embarque. Se utiliza para cotizar precios y significa que la mercadería es puesta a bordo del barco, con todos los gastos, derechos, impuestos y riesgos a cargo del vendedor hasta el momento en que la mercancía ha pasado la borda del barco. Flete y seguro de transporte excluidos. GALÓN (GL): Unidad de medida de volumen para líquidos que equivale a 3,78533 litros. Se le conoce como galón de los Estados Unidos de América. GAS LICUADO: Aquel gas que sometido a presión se encuentra en estado líquido a la temperatura de 21º C (70º F) GAS LICUADO DE PETRÓLEO, (GLP): Hidrocarburo que, a condición normal de presión y temperatura, se encuentra en estado gaseoso, pero a temperatura normal y moderadamente alta presión es licuable. Usualmente está compuesto de propano, butano, polipropileno y butileno o mezcla de los mismos. En determinados porcentajes forman una mezcla explosiva. Se le almacena en estado líquido, en recipientes a presión. GAS NATURAL: Mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso, puede presentarse en su estado natural como gas natural asociado y gas natural no asociado. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no lo contiene. GASTOS AMORTIZABLES: Comprende los gastos de exploración y desarrollo, así como las inversiones que realicen los contratistas hasta la fecha en que se inicie la extracción comercial de hidrocarburos, incluyendo el costo de los pozos, de acuerdo a lo establecido en el primer párrafo del artículo 53° de la Ley. GEOFÍSICA: Estudio de la estructura del globo terráqueo en su conjunto y de los movimientos que lo afectan. GEOQUIMICA: Estudio de la distribución de los elementos químicos de la tierra y las reglas que gobiernan su distribución. GRIFO: Establecimiento de venta al público de combustibles líquidos, dedicado a la comercializa-

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ción de combustibles a través de surtidores y/o dispensadores, exclusivamente. Puede vender GLP envasado en cilindros portátiles con capacidad individual de hasta diez (10) kg, sujetándose a las disposiciones legales sobre la materia. Asimismo, podrá vender lubricantes, filtros, baterías, llantas y accesorios para automotores. TITULO V ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

HIDROCARBUROS: Corresponde al conjunto de actividades económicas relacionadas con la exploración, producción, transporte, refinación o procesamiento y comercialización de los recursos naturales no renovables. HIDROCARBURO LÍQUIDO: Para propósitos del almacenamiento de hidrocarburos es todo hidrocarburo con fluidez mayor a una penetración de 300 medido por el ASTM D-5. En caso de no estar identificado, el término líquido se refiere a líquidos inflamables y a combustibles líquidos. HIDROCARBURO FISCALIZADO: El hidrocarburo de un área de contrato, medido en un punto de fiscalización de la producción. HIDRÓFONO Detector usado en estudios sísmicos en agua para captar las ondas reflejadas en los estratos bajo la superficie. IMPACTO AMBIENTAL: Es el efecto que las acciones del hombre o de la naturaleza causan en el ambiente natural y social. Pueden ser positivos o negativos. INCIDENTE: Ocurrencia de derrame, escape o descarga de un material peligroso, que no origina incendio, explosión, lesiones personales o muerte, pero que ocasiona o puede ocasionar daños materiales o ambientales. INFORME TÉCNICO FAVORABLE: Aquel emitido por OSINERGMIN para indicar que la instalación o medio de transporte cumple con los requisitos indicados en las normas respectivas. INSTALACIÓN DE HIDROCARBUROS: Planta, local, estructura, equipo o embarcación utilizados para buscar, producir, procesar, almacenar, transportar, distribuir y comercializar hidrocarburos. Dentro de las Instalaciones de hidrocarburos se comprende a los emplazamientos en superficie y en subsuelo, en el zócalo continental o mar afuera. INVERSOR: En la comercialización de GLP, es el dispositivo manual o automático, en forma de T, que se utiliza en los cilindros tipo 45 para poder sustituir los cilindros vacíos por otros llenos, sin interrumpir el servicio. Abre y cierra el paso del GLP desde los cilindros al regulador de presión. Se le conoce también como Te de distribución. LÍQUIDO: Para propósitos del almacenamiento de hidrocarburos es todo Hidrocarburo con fluidez mayor a una penetración de 300 medido por el ASTM D-5. En caso de no estar identificado, el término líquido se refiere a líquidos inflamables y a combustibles líquidos. LUBRICANTES: Hidrocarburos provenientes de la destilación del petróleo crudo que tienen propiedades de lubricación. Se considera dentro de los lubricantes los aceites para transformadores y las grasas. MATRIZ ENERGÉTICA: La matriz energética o mix energético es la combinación de fuentes de energía primaria que se utiliza en una zona geográfica. La matriz energética no solo incluye las fuentes empleadas, sino también el porcentaje de cada fuente. METRO CÚBICO (M3): Unidad de medida de volumen del sistema métrico decimal, equivalente a 6,289 bl. y 264,170 gl. de Estados Unidos de América. METRO CÚBICO ESTÁNDAR (m 3 (ST)): Cantidad de Gas Natural que ocupa un metro cúbico (m3 ) a una temperatura de quince grados centígrados (15º C) y a una presión absoluta de un mil trece (1 013 mbar) MIDSTREAM: Comprenden principalmente el almacenamiento, comercialización y transporte de petróleo y/o gas a través de distintos medios como oleoductos, gasoductos, trenes, camiones tanque que transportan hacia las refinerías, plantas de fraccionamiento o a los puertos para el comercio exterior.

TITULO V ANEXOS

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

NEGOCIO CONJUNTO: Es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derecho a los activos netos del acuerdo. Esas partes se denominan participantes e un negocio conjunto. NIVEL MÁXIMO PERMISIBLE: Grado de concentración de un elemento o sustancia potencialmente perjudicial para la salud y supervivencia humana, así como de la flora y fauna. NORMA TÉCNICA PERUANA (NTP): La última versión de la Norma Técnica Peruana. NUEVA INSTALACIÓN: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es cualquier ampliación o extensión del sistema de transporte, de conformidad con las condiciones de acceso. OFFSHORE: Comprende todas las actividades de perforación que se realizan más allá de las costas, mar adentro. OLEODUCTO: Tubería para la construcción de petróleo desde el lugar de producción hasta el lugar de embarque o desde el lugar de descarga al refinado. OLEODUCTO NORPERUANO: Es el oleoducto más grande del Perú. Comienza en San José de Saramuro, en el noreste del Perú. Llega hasta Borja, donde se une la ramal norte. La ramal norte recorre Moronda hasta llegar a Andoas. Desde Borja luego se dirige a Kuzu Grande, distrito de Manseriche hasta llegar a la costa en Bayóvar, departamento de Piura. El 0leoducto Norperuano tiene una capacidad de 100 000 barriles por hora. La empresa estatal peruana Petroperú es el operador de este oleoducto. ONSHORE: Comprende todas las actividades de perforación que se realizan en tierra firme. OPERACIÓN: En el almacenamiento de hidrocarburos es el término general que incluye pero que no se limita al uso, transferencia, almacenamiento y procesamiento de líquidos. OPERACIÓN CONJUNTA: Es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Esas partes se denominan operadores conjuntos. OVERHEAD: Los overheads son costes indirectos (administrativos, de ingeniería, de contabilidad, gastos de oficina, etc) en los que incurren las entidades que realizan funciones de operador en un lote determinado. OVERLIFT: Se produce cuando la producción recibida es superior a la cantidad de crudo que le correspondería en función de su participación. PERFORACIÓN: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos. PETRÓLEO: Mezcla de hidrocarburos que se encuentran en estado líquido a las condiciones iniciales de presión y temperatura del reservorio y que mayormente se mantiene en estado líquido a condiciones atmosféricas. no incluye condensados, líquidos del gas natural o gas natural licuado. PETRÓLEO CRUDO: Mezcla de hidrocarburos que tiene un punto de inflamación menor 65,6º C y que no ha sido procesado en Refinerías. PETROQUÍMICA: Industria química que utiliza hidrocarburos o sus derivados como materia prima para elaborar productos químicos de uso industrial o comercial.

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PLAN DE ABANDONO: Es el conjunto de acciones para abandonar un área o instalación, corregir cualquier condición adversa ambiental e implementar el reacondicionamiento que fuera necesario para volver el área a su estado natural o dejarla en condiciones apropiadas para un

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nuevo uso. Este Plan incluye medidas a adoptarse para evitar efectos adversos al ambiente por acción de residuos sólidos, líquidos o gaseosos que puedan existir o que puedan aflorar con posterioridad. PLANTA DE ABASTECIMIENTO Instalación en un bien inmueble donde se realizan operaciones de recepción, almacenamiento, transferencia, agregado de aditivos y despacho de combustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos. Están prohibidas de realizar mezclas, excepto las referidas a IFO mezcladas en línea, además de las vinculadas a biocombustibles, requiriendo para ello instalaciones especiales, aprobadas por el OSINERGMIN, que garanticen la homogenización de las mezclas y su conformidad con las normas técnicas peruanas. Dichas instalaciones especiales deberán considerar en todos los casos almacenamiento dedicado. PLANTA DE PROCESAMIENTO Instalación donde se cambian las características de los hidrocarburos que se encuentran en la naturaleza, al descomponerlos en los diferentes compuestos que los forman; así como también las posteriores transformaciones para convertirlos en los combustibles requeridos por la industria y su adecuación para facilitar su transporte. Incluye instalaciones donde al gas natural se le extrae las impurezas, el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono, el agua y componentes nocivos. PLANTA DE PRODUCCIÓN DE GLP: Instalación en un bien inmueble, en el cual los hidrocarburos pueden ser objeto de procesos de transformación con el objeto de producir propano, butano o mezcla de los mismos. en este tipo de instalaciones se incluyen las refinerías y las plantas de procesamiento de condensados de gas natural. PLANTA ENVASADORA DE GLP: Establecimiento especial e independiente en el que una empresa envasadora almacena GLP con la finalidad de envasarlo en balones (cilindros) o trasegarlo a camiones tanques. POZO: Cavidad en la corteza terrestre como resultado de la perforación efectuada para descubrir o producir Hidrocarburos, inyectar agua o gas u otros objetivos. PRIVATIZACIÓN: Transferencia de empresas o actividades públicas que pertenecían al Estado al sector privado. PROCESO: En el almacenamiento de hidrocarburos, implica una secuencia integrada de operaciones, las que pueden ser físicas o químicas. Su término general incluye, la separación, destilación, preparación, purificación, cambio de estado, polimerización, craqueo, etc., no siendo este listado de carácter taxativo. PRODUCCIÓN: Actividad cuya finalidad es el flujo y manipuleo de hidrocarburos. incluye la operación de pozos, equipos, tuberías, tratamiento y medición de hidrocarburos y todo tipo de operaciones de recuperación primaria y mejorada, hasta el punto de fiscalización. PUNTO DE ENTREGA: En el transporte de hidrocarburos por ductos es el punto en el cual el concesionario entrega los hidrocarburos transportados al usuario. PUNTO DE RECEPCIÓN: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es el punto en el cual el concesionario recibe los hidrocarburos para su transporte. en la comercialización de hidrocarburos, son los puntos de despacho. RAMAL: El ducto secundario que conectado al ducto original permite el transporte de hidrocarburos hacia puntos divergentes de la ruta del ducto original. REFINERÍA: Instalación industrial, en la cual el petróleo, gasolinas naturales u otras fuentes de

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS

hidrocarburos son convertidos en combustibles líquidos. puede incluir la elaboración de productos diferentes a los combustibles como lubricantes, asfaltos y breas, solventes, etc. REGALÍAS: Pagos que realizan las entidades que extraen recursos naturales no renovables (carbón, petróleo, gas natural, oro, entre otros) al estado como el resultado de su producción. REGLAMENTO INTERNO DE SEGURIDAD INTEGRAL: El desarrollado por la empresa autorizada, que contiene las normas y disposiciones propias de cada actividad de hidrocarburos, con la finalidad de regular el curso del trabajo, para que este se desarrolle en óptimas condiciones de seguridad. RESERVAS PROBABLES: Son las reservas de hidrocarburos estimadas con un bajo grado de probabilidad, insuficiente para definir si pueden ser recuperadas. RESERVAS PROBADAS: Cantidades de hidrocarburos estimadas a una fecha determinada, cuya existencia está demostrada con una certeza razonable por información geológica y de ingeniería, y que pueden ser recuperadas bajo las condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales vigentes. RESERVORIO: Estrato o estratos en el subsuelo, que estén produciendo o que se haya probado que sean capaces de producir hidrocarburos, que tienen un sistema común de presión en toda su extensión, y que pueden formar parte de un yacimiento. SEGURIDAD: Las disciplinas de seguridad y el conjunto de normas técnicas y disposiciones nacionales o internacionales aplicables, tendentes a prevenir, eliminar o controlar las posibles causas de accidentes, daños al ambiente, riesgos industriales o enfermedades ocupacionales a las que está expuesto el trabajador y las Instalaciones, en las actividades de hidrocarburos y sus áreas de influencia. SERVICIO: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es el servicio proporcionado por el concesionario mediante el sistema de transporte. En la distribución de hidrocarburos por ductos, es el servicio proporcionado por el concesionario mediante el sistema de distribución. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: En la distribución de gas natural por red de ductos, es la parte de los bienes de la concesión que está conformada por las estaciones de regulación de puerta de ciudad (city gate), las redes de distribución, las estaciones reguladoras y las acometidas, y que son operados por el concesionario, bajo los términos del reglamento y del contrato. SISTEMA DE TRANSPORTE: Conjunto de bienes muebles e inmuebles, y en general todas las tuberías, obras, equipos e instalaciones requeridas para el transporte de hidrocarburos por ductos. Serán utilizados por el concesionario bajo los términos del contrato. TANQUE: Cualquier tipo de almacenamiento con una capacidad superior a 277 lt. ( 60 gl. US) TANQUE ATMOSFÉRICO: Tanque de almacenamiento que ha sido diseñado para operar a presiones desde la atmosférica hasta presiones de 1,0 psig ( de 760 mm hg hasta 812 mm hg) medidos en el tope del tanque. TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Cualquier recipiente con una capacidad para líquidos que exceda los 277 lt (60 gl US), usado en Instalaciones fijas y que no es usado para procesamiento. TAPÓN: En la exploración y explotación es el obturador (de cemento o mecánico, permanente, per-

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forable o recuperable) que se usa para aislar una sección del pozo. TARIFA: Es el precio máximo que el concesionario facturará por el precio del gas natural, en los servicios transporte y distribución.

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TRANSPORTE: El transporte de hidrocarburos por ductos. TRANSPORTISTA: En el transporte de hidrocarburos por ductos, es la persona que realiza el servicio de transporte. También es la persona que se dedica al transporte de combustibles, desde las refinerías hacia las plantas de abastecimiento, de éstas a otras plantas de abastecimiento, a establecimientos de venta al público de combustibles y a consumidores directos, con unidades de transporte de su propiedad o de terceros. está prohibido de comercializar combustibles con terceros. UBICACIÓN REMOTA: En el almacenamiento de hidrocarburos, es la ubicación en zona distante 1200 m. o más, de áreas pobladas o industriales. UNIDAD DE SUMINISTRO: Conjunto que, en general, está formado por bomba, motor, medidor computador, manguera y pistola y que tienen como objetivo conducir el combustible desde el tanque de almacenamiento a un medio de transporte o a un recipiente, ya sea para su expendio o control del combustible entregado. UNIDADES DE PROCESO: Instalaciones donde se realiza una secuencia integrada de operaciones físicas o químicas de separación, purificación o conversión de Hidrocarburos o derivados, que forman una sección integrada de una refinería o planta de procesamiento de hidrocarburos. Por ejemplo, unidades de destilación, reformación, craqueo catalítico, alquilación, polimerización, etc. UPSTREAM: Son la exploración de nuevas reservas y la explotación, que consiste en la extracción de petróleo y/o gas. UNDERLIFT: Se produce cuando la producción recibida es inferior a la cantidad de crudo que le correspondería en función de su participación. VEHÍCULO TANQUE: Es el vehículo equipado con un tanque de carga pudiendo ser: camión-tanque, tanque semirremolque, tanque remolque o vagón tanque destinado al transporte de líquidos por carretera o ferrocarril. VENTEO: Tubería de ventilación con la que cada tanque debe estar dotado. VOLUMEN INFERIOR: Para propósito de diseño, es el volumen que permanece en el tanque cuando el líquido ha llegado al más bajo nivel de bombeo. Se expresa usualmente como la distancia del más bajo nivel a la línea base del tanque. VOLUMEN SUPERIOR: Para propósitos de diseño es el espacio dejado en la parte superior de un tanque de Almacenamiento, para permitir la expansión del contenido durante los cambios de temperatura y para proveer un margen de seguridad al rebose durante las operaciones de llenado. Se expresa usualmente como la distancia del máximo nivel del líquido al borde superior del cilindro. VOLUMEN TOTAL DEL TANQUE: El volumen total geométrico del interior de un tanque de almacenamiento, incluyendo el denominado volumen inferior y el volumen superior. YACIMIENTO: Área de superficie bajo el cual existe uno o más reservorios que estén produciendo o que se haya probado que son capaces de producir hidrocarburos.

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PRESENTACIÓN

Raúl Del Pozo Rivas

ace algunos años a través de una iniciativa del Comité de Contabilidad y Auditoría de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, como EY participamos en la elaboración del Manual de aplicación práctica de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIFs) en el sector minero. Debido a la buena recepción que se tuvo de esta publicación y al uso que se le viene dando por parte de los responsables de preparar la información financiera en las empresas del sector minero y por parte de otros miembros de la comunidad profesional y en el ámbito académico, nos quedó el reto, cómo integrantes de este Comité, de preparar un documento con un alcance similar que abarcará la aplicación de las NIIFs en los sectores de hidrocarburos y eléctrico. En esta oportunidad me es grato poder presentarles la Guía Contable del sector de Hidrocarburos y Eléctrico publicación que es fruto del esfuerzo de un grupo de destacados profesionales, convocados por el Comité de Contabilidad y Auditoría de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, y que tuvieron como propósito realizar una primera sistematización de la aplicación de las NIIF en el sector de hidrocarburos y eléctrico para presentarlo entre todos aquellos que, de alguna manera, tienen que ver con el quehacer de éstos sectores. Las NIIFs han tomado cada vez más relevancia en el mundo y en el Perú no es una excepción. Durante los años 2018 y 2019 entraron en vigor nuevas NIIFs a nivel internacional, al mismo tiempo que en el Perú, lo cual para su implementación ha requerido de un análisis cuidadoso dado su complejidad. Quizás las más relevantes para el sector eléctrico han sido la entrada en vigor de la NIIF 15 – Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de Contratos con Clientes y la NIIF 16 – Arrendamientos. Estas nuevas normas trajeron nuevos retos para su implementación en los estados financieros de las empresas del sector. Entre estos retos tenemos la evaluación de los impactos contables de las modificaciones de los contratos comerciales con los clientes o la evaluación de la clasificación de un arrendamiento como operativo o financiero desde el punto de vista del arrendador para las diferentes soluciones basadas en activos, diseñados para satisfacer sus necesidad específicas, que se ofrecen a los clientes algunos actores del sector eléctrico. El presente manual contiene aspectos teóricos y ejemplos que ayudan a entender mejor los conceptos teóricos desarrollados. Esta guía requerirá de constantes actualizaciones, con el fin de reflejar las nuevas prácticas contables a la luz de este entorno cambiante y las nuevas normas internacionales de información financiera que se van a emitir en el futuro.

Como EY nos sentimos honrados de haber participado en la elaboración de esta Guía Contable del sector de Hidrocarburos y Eléctrico, el cual constituye un aporte valioso para la profesión contable, y estoy seguro será fuente continua de consulta de gerentes, contadores, reguladores, estudiantes y profesionales en general.

Raúl Del Pozo Rivas Socio de Auditoría EY

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PRESENTACIÓN

Juan José Córdova Valenzuela

l Sector Eléctrico constituye uno de los sectores más importantes de la economía del país. Su importancia se manifiesta en la interacción con los demás sectores productivos y de servicios y por tanto la generación, la transmisión y la distribución interactúan con todos los sectores que intervienen en la obtención del PBI nacional. La matriz de generación eléctrica en Perú es principalmente hidroeléctrica (65%), térmica -sustancialmente a gas(30%) y en menor medida de otras fuentes renovables. Desde hace más de diez años venimos utilizando las NIIF en Perú, constituyendo una herramienta fundamental para la presentación de información financiera uniforme, para los diferentes sectores económicos incluyendo las empresas del sector energía, de acuerdo con prácticas internacionales y un lenguaje común para cualquier lector de los estados financieros a nivel mundial. Esta condición ha dado como resultado un reto permanente para nuestra profesión: la continua actualización de los futuros cambios normativos que puedan tener impacto en el sector. De ahí la importancia de brindar una edición del Manual de Aplicación Práctica de las Normas Internacionales de Información Financiera en el Sector Energía, considerando los cambios en las Normas y ampliando diferentes conceptos y las Normas emitidas con aplicación a períodos que se inician el 1 de enero 2020 y posteriores. Esta iniciativa se concreta después de varios años y es grato haber participado en esta convocatoria del Comité de Contabilidad y Auditoría de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía – SNMPE y continuaremos participando de manera constante en la actualización de la misma, trabajando en forma conjunta con diversos profesionales de las principales firmas de auditoría, así como por experimentados funcionarios de las diferentes empresas del sector energía miembros del comité. KPMG tiene entre sus prioridades la especialización de sus profesionales, así como participar activamente en el desarrollo de iniciativas que permitan difundir el conocimiento y compartir nuestra sólida experiencia en la aplicación de las NIIF en el Sector Energía. En este sentido, nos sentimos muy satisfechos de haber colaborado en la elaboración y patrocinio de la emisión del presente Manual, que estamos seguros constituirá una guía de consulta para los profesionales afines al sector, gerencias, personal contable, reguladores y público en general.

Juan José Córdova Valenzuela Socio Líder de Energía y Recursos Naturales KPMG en Perú

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TÍTULO I

DE LA ACTIVIDAD DE ENERGÍA

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 CAPÍTULO 1: VISIÓN GENERAL Y ASPECTO OPERATIVO DE LA INDUSTRIA DE ENERGÍA 1. Visión general y aspecto operativo de la industria de energía 1.1. La industria de energía en el Perú Desde los inicios de la producción de energía eléctrica en el Perú hasta la actualidad, el sector eléctrico ha pasado por muchas transformaciones, ha contribuido de manera sostenida al desarrollo del país, y a la fecha desempeña un rol fundamental en el funcionamiento económico de los diversos sectores productivos y forma parte de las actividades diarias de los ciudadanos. La transformación de la industria de energía se generó principalmente al pasar de una intervención masiva del Estado, mediante empresas estatales que operaban como un monopolio público en la década de los ochenta, a una industria abierta al capital privado y basada en las señales de precios de mercado para promover la competencia en la década de los noventa. Este último modelo, el cual mantenemos en la actualidad, está dirigido, de un lado, a lograr la suficiencia en la generación eléctrica vía mercados competitivos, a fomentar la inversión privada en infraestructura eléctrica y a desarrollar una regulación que promueva la eficiencia económica en todos sus sectores, especialmente aquellos sujetos a condiciones de monopolio natura; de otro lado, a la supervisión del cumplimiento de las normas de seguridad industrial, de salud e higiene laboral y cuidado del medioambiente aplicables a la industria. Durante el 2019, se observó un importante desarrollo del sector eléctrico en el Perú, que se encuentra relacionado con las políticas de eficiencia implementadas en los últimos años y los esfuerzos, tanto del Estado peruano como del sector privado. Dicho crecimiento se encuentra plasmado en las siguientes estadísticas: En el 2019, hemos observado un crecimiento acumulado de 3.8% en la generación de energía eléctrica pasando de 54,891 GWh en el 2018 a 56,966 GWh en el 2019, basados en

recursos renovables y no renovables, tal como se muestra en el siguiente cuadro: 2019

2018

Variación

GWh

Agua

31,492

30,737

Gas natural

21,052

19,962

Eólica

1,647

1,502

Diésel / carbón / residual

1,475

1,535

(4)

Solar

762

745

Bagazo / biogás

534

406

56,966

54,891

Vapor (cogeneración)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Además, la venta de energía eléctrica a nivel nacional se incrementó en un 3.6%, pasando de 45,868 GWh en el 2018 a 47,507 GWh en el 2019, como se muestra en el siguiente cuadro: 2019

2018

Variación

GWh

Mercado regulado

19,202

19,150

0.3

Mercado libre

28,305

26,718

5.9

47,507

45,868

3.6

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Asimismo, a fines del 2019, el sector mantenía importantes proyectos en desarrollo, tales como i) Central Hidroeléctrica San Gabán III en Puno, ii) Central Hidroeléctrica 8 de Agosto y iii) Central Hidroeléctrica Ayanunga, estas últimas ubicadas en Huánuco. Por otra parte, existen importantes proyectos de líneas de transmisión, tales como i) Enlaces Mantaro-Nueva Yanango-Carapongo, ubicada en Junín, Huancavelica y Lima; y ii) Enlaces Nueva Huánuco-Nueva Yanango, ubicada en Huánuco, Áncash, Cerro de Pasco y Junín. Como se observa, el sector eléctrico se encuentra en constante desarrollo en el Perú; sin embargo, el continuo crecimiento de la demanda de energía eléctrica otorga un rango de crecimiento importante que el sector deberá saber aprovechar de cara a los siguientes años. 1.2. Funcionamiento operativo de la industria de energía De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley 25844, promulgado el 19 de TITULO I DE LA ACTIVIDAD DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

noviembre de 1992, el sector eléctrico peruano está dividido en tres grandes segmentos: generación, transmisión y distribución. 1.2.1. Sector de generación en el Perú Es el inicio en la cadena productiva de la industria eléctrica. Este sector se encarga de transformar las fuentes de energía primaria en energía eléctrica, vía métodos como la inducción electromagnética. La energía primaria es toda aquella energía extraída de la naturaleza y que no ha sufrido algún tipo de transformación o conversión y se caracteriza porque se usa de forma directa, entre las principales tenemos las siguientes:  carbón mineral  leña  bosta  yareta o llareta  bagazo  petróleo crudo  gas natural  hidroenergía  energía solar  energía eólica  energía nuclear En el Perú, la energía eléctrica es obtenida principalmente por dos métodos: mediante centrales hidroeléctricas, aprovechando la energía cinética del agua, y mediante centrales térmicas, que convierten en energía eléctrica la energía térmica generada a partir de motores de combustión. Las fuentes para la generación de la energía se dividen en dos: 1.2.1.1. Energía renovable Las energías renovables son aquellas que generan electricidad a partir de fuentes naturales, inagotables en una escala humana de tiempo. Entre estas fuentes están la energía solar, la energía eólica, la energía hidráulica, la energía geotérmica y la bioenergía.

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De acuerdo con su grado de desarrollo tecnológico y nivel de penetración en los sistemas energéticos suelen clasificarse en energías renovables convencionales y energías renovables no convencionales. Entre las convencionales, la más importante es la energía hidráulica TITULO I DE LA ACTIVIDAD DE ENERGÍA

y entre las no convencionales, según el marco regulatorio vigente, destacan la energía eólica, solar, geotérmica y bioenergía. En la actualidad, en el Perú, las energías renovables generan el 4% de la energía eléctrica. 1.2.1.2. Energía no renovable Las energías no renovables o energías convencionales son aquellas que generan electricidad a partir de fuentes naturales, encontradas en cantidades limitadas, las cuales, consumidas en su totalidad, no pueden sustituirse, ya que no existe sistema de producción o de extracción económicamente viable. Entre estas fuentes está el carbón mineral, la leña, la bosta, la yareta, el petróleo crudo y el gas natural. En la actualidad en el Perú, las energías no renovables generan el 96% de la energía eléctrica. A pesar de que las energías renovables son menos costosas que las no renovables y se encuentran en auge en el mundo, aún no se encuentran completamente desarrolladas en el Perú; por lo cual, lograrlo es parte de los desafíos que enfrenta el sector. Actualmente existen 64 empresas dedicadas a la generación de energía en el Perú. 1.2.2. Sector de transmisión en el Perú El segmento de transmisión eléctrica permite transportar la electricidad desde los centros de generación, mediante de las líneas de transmisión, hacia las zonas de consumo final. Estos sistemas están compuestos por líneas de transmisión, subestaciones de transformación, torres de transmisión, entre otras instalaciones. La actividad de transmisión en el Perú se realiza mediante del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.) existentes a lo largo del territorio nacional. La transmisión eléctrica registra características de monopolio natural, debido a que presenta importantes economías de escala en el diseño de sus instalaciones con respecto a la capacidad de las líneas; en tal sentido, el costo medio de transportar electricidad por kilómetro de red instalada se reducirá a medida que se incremente la capacidad de transmisión en la red.

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En la actualidad en el Perú hay 22 empresas dedicadas a la transmisión de energía. 1.2.3. Sector de distribución en el Perú En el segmento de transmisión se transporta energía eléctrica a altos niveles de tensión y a largas distancias, mientras que en el segmento de distribución se traslada electricidad hacia los consumidores finales mediante redes eléctricas de mediana y baja tensión. Las instalaciones de un sistema de distribución comprenden líneas y redes primarias en media tensión, subestaciones de distribución, redes de distribución secundaria y el servicio particular e instalaciones de alumbrado público. En el caso de las líneas y redes primarias y secundarias, los costos de distribución son subaditivos, en tanto poseen economías de ámbito, pues resulta más económico distribuir energía y potencia por un solo sistema que distribuirlo vía dos o más sistemas independientes. En la actualidad, son 24 empresas las dedicadas a la distribución de energía en el Perú. 1.2.4. Las funciones del COES en el mercado eléctrico El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) es el ente privado, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público, encargado de coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en el corto, mediano y largo plazo, al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos; así también se encarga de planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y la administración del mercado de corto plazo. El SEIN es el conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas conectadas entre sí, el cual permite la transferencia de la energía eléctrica entre sus agentes: generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres.

2. Desafíos y riesgos de la industria de energía La infraestructura energética es esencial para el adecuado desarrollo de los mercados energéticos. En los próximos años, uno de los principales desafíos del Perú será la implementación de la estructura que permita continuar el de-

sarrollo del país, y abrir las puertas a proyectos de envergadura regional. Estos deben permitir el acceso a servicios modernos de energía a toda la población, en especial a la rural, contribuyendo así a la disminución de los niveles de pobreza. Alrededor del 40% de la demanda máxima se encuentra concentrada en cinco centrales termoeléctricas ubicadas en la ciudad de Chilca, las cuales son abastecidas de gas natural mediante un solo ducto, el cual ha sido objeto de diversos inconvenientes. En el caso de que se suscitara alguna eventualidad, aproximadamente el 42% de la producción de energía nacional se vería comprometido, por lo cual, urge continuar el desarrollo de la infraestructura que permita asegurar el continuo abastecimiento a todas las zonas del país. Asimismo, en América Latina, la tendencia más relevante del sector es la transición energética, lo que implica un menor empleo de combustibles fósiles y uno mayor de energías renovables y a precios más asequibles a los usuarios. El marco normativo del sector eléctrico peruano ha favorecido la mayor presencia de energías renovables y el Perú tiene el desafío de mantenerse competitivo en este aspecto, frente a otros países de la región.

3. Regulación ambiental en el sector eléctrico El Estado peruano diseña y aplica las políticas y normas necesarias para la adecuada conservación del medioambiente y del patrimonio cultural de la nación, además de velar por el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y de las actividades de hidrocarburos. Es así que mediante Ley 26734, promulgada el 27 de diciembre de 1996, se creó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, Osinergmin (antes OSINERG), cuya finalidad es supervisar las actividades que desarrollan las empresas en los subsectores de electricidad e hidrocarburos, velar por la calidad y eficiencia del servicio brindado al usuario y fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos de concesión, así también de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes, incluyendo lo relativo a la protección y conservación del medioambiente. TITULO I DE LA ACTIVIDAD DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Como parte de la función normativa, Osinergmin tiene la facultad de dictar, dentro de su competencia, reglamentos y normas de carácter general aplicables a las entidades del sector y a los usuarios. En aplicación del Decreto Supremo 001-2010-Minam, promulgado el 20 de enero de 2010, Osinergmin ha transferido las funciones de supervisión, fiscalización y sanción ambiental en materia de hidrocarburos en general y electricidad al Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), creado por el Decreto Legislativo 1013 que aprueba la Ley de Creación, Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente. El OEFA promueve el cumplimiento de las obligaciones ambientales en los agentes económicos y la mejora del Sistema Nacional de Gestión Ambiental (SNGA), privilegiando zonas críticas de alta conflictividad socioambiental, ecosistemas frágiles y vulnerabilidad de zona productiva. El Ministerio de Energía y Minas ha aprobado el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas (Decreto Supremo 0142019-EM) y el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (Decreto Supremo 039-2014-EM).

4. Resumen de la principal regulación del sector eléctrico

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En el Perú, el sector eléctrico se rige principalmente por la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley 25844, promulgado el 19 de noviembre de 1992; su Reglamento, Decreto Supremo 009-93-EM, promulgado el 19 de febrero de 1993; y sus modificatorias y ampliatorias. De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, el sector eléctrico peruano está dividido en tres grandes segmentos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. La operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión, además de algunos sistemas eléctricos aislados, se sujetarán a las disposiciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC). De acuerdo con la ley, la operación de las empresas de generación se sujetará a las disposiciones del COES-SINAC, con la finalidad de

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coordinar su operación al mínimo costo, para garantizar la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El COES-SINAC administra las transferencias de potencia y de energía entre las generadoras, considerando las inyecciones y retiros de contratos, y valoriza mensualmente las transferencias, así como las compensaciones tanto a los titulares de los sistemas de transmisión como a otras generadoras, conforme a la regulación establecida por el Osinergmin al respecto. El 18 de noviembre de 1997 se promulgó la Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico, Ley 26876, la cual establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15%, que se produzcan en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, se sujetarán a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Mediante Resolución 012-99/Indecopi/CLC, se establecen condiciones en defensa de la libre competencia y transparencia en el sector. El principal aspecto se refiere a que se deben licitar las compras de energía eléctrica entre todos los generadores existentes en el sistema, conforme se vayan venciendo los contratos que se tienen vigentes con los generadores, pero deben hacerse de dominio público el procedimiento y los resultados de cada licitación. Mediante Decreto de Urgencia 013-2019 publicado el 19 de noviembre del 2019, se estableció un régimen de control previo de operaciones de concentración empresarial, con la finalidad de promover la eficiencia económica en los mercados para el bienestar de los consumidores. Se encuentran comprendidos los actos de concentración empresarial que produzcan efectos en el territorio nacional, incluyendo aquellos que se realicen en el extranjero; y los agentes económicos que oferten o demanden bienes o servicios en el mercado y realicen actos de concentración que produzcan o puedan producir efectos anticompetitivos en el territorio nacional. El mencionado decreto de urgencia entrará en vigencia nueve (9) meses después de su publicación y se mantendrá vigente por cinco (5) años. A su entrada en vigor, quedará derogada la Ley 26876, Ley Antimonopolio y Antioligopolio del sector eléctrico.

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En el 2001, se promulgó la Ley de Fondo de Compensación Social Eléctrica, Ley 27510; y en el 2006, la Ley General de Electrificación Rural, Ley28749, con la finalidad de incentivar el acceso universal a la electricidad. El 23 de julio del 2006, se promulgó la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la cual tiene como uno de sus principales objetivos i) asegurar la suficiencia de generación eficiente, que reduzca la exposición del sistema eléctrico a la volatilidad de precios y al riesgo de racionamiento por falta de energía; y asegurar al consumidor una tarifa eléctrica competitiva; ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y iii) propiciar la competencia efectiva en el mercado de generación. Los principales cambios introducidos por la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica están referidos a la participación en el mercado de corto plazo de las empresas de generación, las empresas de distribución y los grandes clientes libres; se incluye, por tanto, a distribuidores y clientes libres como integrantes del COES-SINAC, y se modifica la estructura de este organismo. Adicionalmente, se introdujo el mecanismo de licitaciones que deberán seguir las empresas distribuidoras de electricidad para efectos de celebrar contratos de suministro de electricidad con empresas generadoras destinados a abastecer el servicio público de electricidad y optativamente para el caso de usuarios libres. La venta de energía destinada al servicio público de electricidad que efectúen los generadores a distribuidores se realizará a precios a nivel de generación, que se calculan como el promedio ponderado de contratos sin licitación y contratos resultantes de licitaciones. Tal disposición tiene por finalidad establecer un mecanismo que promueva las inversiones en nueva capacidad de generación mediante contratos de suministro de electricidad de largo plazo y precios firmes con empresas distribuidoras. El 2 de mayo de 2008, se publicó el Decreto Legislativo 1002 para la Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, que tiene por objetivo promover el aprovechamiento de los

recursos energéticos renovables (RER) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medioambiente mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad con RER, la cual se declara de interés nacional y de necesidad pública. Se entiende por recursos energéticos renovables la biomasa, la energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz e hidráulica (esta última únicamente cuando la capacidad instalada no supere 20 MW). Podrán acogerse a lo dispuesto en el mencionado decreto legislativo las nuevas operaciones de empresas que utilicen RER como energía primaria, previa acreditación ante el Ministerio de Energía y Minas (Minem). La generación de electricidad a partir de RER tiene prioridad para el despacho diario efectuado por el COES. El costo variable de producción con RER será igual a cero. La ley y el reglamento introdujeron un esquema de subastas con recursos energéticos renovables. La energía requerida para efectos de las subastas corresponderá a la participación de la generación con recursos energéticos renovables estimada, multiplicando el Consumo Nacional de Electricidad, conforme lo establece el Reglamento, por el porcentaje que debe establecer el Minem, en que debe participar en el Consumo Nacional de Electricidad que sea generada con recursos energéticos renovables cada cinco años. En el 2012, se publica la Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo Petroquímico en el Sur del País, Ley 29970. Esta regulación tenía como fin incrementar la confiabilidad en la producción y transporte de energía, así como del desarrollo de la industria petroquímica mediante la obtención y transporte de etano, desde Camisea hacia el sur del país. En el 2015, mediante el Decreto Legislativo 1221 se mejora la regulación de la distribución de electricidad. Ello busca también optimizar el acceso de la población a la energía. Actualmente, el sector se encuentra en un proceso de reforma, el cual busca actualizar la Ley 28832 del 2006. Esto se efectúa por medio de la Comisión Multisectorial de Reforma del Subsector Eléctrico (CRSE), establecida en el 2019 mediante la Resolución Suprema 006-2019-EM.

TITULO I DE LA ACTIVIDAD DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

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TÍTULO II

CONTRATOS CONTRATOS DE CONCESIÓN

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TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

 CAPÍTULO 1: TRATAMIENTO CONTABLE DE LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN 1. Definición técnica Los acuerdos de concesión de servicios se encuentran regidos en el marco de la CINIIF 12, emitida por el IASB. Este tipo de acuerdos se generan entre dos partes, público-privado. Se da cuando un organismo o entidad del Estado, llamada “concedente”, le otorga la facultad de operar, explotar, organizar, gestionar total o parcialmente un servicio público, sean construcciones u otros, a una empresa del sector privado, al cual llamaremos “operador”, obras que serán destinadas al servicio o uso público. Es importante señalar que, en este tipo de acuerdos de concesión, el operador es quien desarrolla la construcción, la explotación y el mantenimiento de la infraestructura que será destinada para fines de la prestación del servicio o uso público, durante el tiempo establecido en el acuerdo firmado entre ambas partes. Por su parte, el operador recibirá una contraprestación por sus servicios, manifestándose de acuerdo con el tipo de acuerdo que lleguen a desarrollar. Entre estos acuerdos —que podrían calificar como de concesión— tendríamos los siguientes:  Contratos BOT (build, operate and transfer) Esta modalidad de contrato establece que la sociedad vehículo del proyecto (SVP) deberá construir, operar y, luego, transferir al Estado los activos o todos los componentes del proyecto. Es decir, la empresa privada se encarga de ejecutar la obra bajo su riesgo, y, al final, cobra por su uso directo. En el contrato tipo BOT, luego de que se cumple el plazo para amortizar la inversión, el activo pasa inmediatamente al sector público. Un ejemplo se da en el sector energético, donde una vez que se concluye el proyecto, este es transferido al Estado para su operación. El sector público, al tener la propiedad del activo, cancelará el costo y los intereses de la deuda con los ingresos generados por la infraestructura.

 BOOT (build, own, operate and transfer) En las asociaciones público privadas (APP) que se establecen bajo la figura contractual de BOOT, los activos son construidos y operados por la empresa privada. En este sentido, la propiedad de estos es del consorcio privado hasta que culmina el plazo del contrato, momento en el cual deben transferirse al Estado. Sin embargo, el proveedor privado tiene derecho a cobrar por el uso directo de los activos. Los modelos de APP antes vistos se valen de la iniciativa, capacidad económica y experiencia del sector privado para introducir mejoras en los servicios y proyectos desarrollados. Trabajando para desarrollar altos estándares de calidad y disponibilidad para cada uno de los proyectos, las APP contribuyen al desarrollo y crecimiento económico y social del país. Características de 1.1. concesión de servicios

los

acuerdos

Las siguientes son características de los acuerdos de concesión de servicios: a. El operador asume el servicio público como obligación; b. El operador está obligado contractualmente a proporcionar los servicios al público, en nombre de la entidad del sector público; c. La parte que concede el acuerdo de servicio (la concedente) es una entidad del sector público, incluyendo a los organismos gubernamentales, o bien una entidad del sector privado en la que se ha delegado responsabilidad del servicio; d. El operador es responsable de, al menos, una parte de la gestión de la infraestructura y de los servicios relacionados, y no actúa simplemente como un agente por cuenta del concedente. e. El contrato establece los precios iniciales que debe recaudar el operador y regula las revisiones de precios durante el periodo de acuerdo del servicio. f. El operador está obligado a entregar la infraestructura al concedente en unas condiciones especificadas al final del periodo del acuerdo, sin

TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

contraprestación o con una contraprestación pequeña, independientemente de cuál haya sido la parte que haya financiado inicialmente.

cualquier participación residual significativa en la infraestructura al final del plazo del acuerdo.

1.2. ¿Qué criterios se deben cumplir para que un acuerdo de concesión de servicio público se encuentre bajo el alcance de la CINIIF 12?

b. Asimismo, se encuentran dentro del alcance de la norma:

a. Los criterios de control evaluados en el alcance de la norma aplican a los acuerdos de concesión de servicios públicos otorgados a un operador privado en dos casos:  Si el concedente controla o regula qué servicios debe proporcionar el operador con la infraestructura, a quién debe proporcionarlos y a qué precio; y  Si el concedente controla, a través de la propiedad, del derecho de uso o de otra manera,

¿Controla o regula la concedente qué servicios debe proporcionar el operador con la infraestructura, a quién debe proporcionarlo y a qué precio?

 Las infraestructuras que el operador construya o adquiera de un tercero para ser destinadas al acuerdo de prestación de servicios; y  Las infraestructuras ya existentes a las que el operador tenga acceso, con el fin de prestar los servicios previstos en la concesión, por acuerdo de la entidad concedente. Para evaluar los criterios que se deben cumplir para que un acuerdo de concesión de servicio público se encuentre bajo el alcance de la CINIIF 12 se puede utilizar el siguiente cuadro:

FUERA DEL ALCANCE DE LA INTERPRETACIÓN,

SI ¿Controla la concedente a través de la propiedad, del derecho de uso o de otra manera, cualquier participación residual significativa en la infraestructura al final del plazo del acuerdo de servicios? ¿O se utiliza la infraestructura en el acuerdo durante toda su vida útil? SI ¿Construye el operador o adquiere de un tercero la infraestructura para el propósito del acuerdo de servicios?

VÉASE NOTA

INFORMATIVA 2 NO

La infraestructura en cuestión, ¿es infraestructura que ya posee la concedente y a la que el operador tiene acceso a efectos del acuerdo de concesión de servicios?

DENTRO DEL ALCANCE DE LA INTERPRETACIÓN El operador no reconoce la infraestructura como inmovilizado material como activo arrendado

¿Tiene el operador un derecho contractual a recibir efectivo u otro activo financiero de la entidad concedente, o de una entidad bajo su supervisión, según se describe en el párrafo 16?

164

El operador reconoce un activo financiero en la medida que tiene un derecho contractual a recibir efectivo u otro activo financiero, según se describe en el párrafo 16.

TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

¿Tiene el operador un derecho contractual a cobrar a los usuarios de los servicios públicos, según se describe en el párrafo 17?

FUERA DEL

ALCANCE DE LA INTERPRETACIÓN, VÉASE PÁRRAFO 27

SI El operador reconoce un activo intangible en la medida que tiene un derecho contractual a recibir un activo intangible, según se describe en el párrafo 17.

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1.3. ¿Qué tipos de acuerdos de concesión existen y son aplicables bajo el alcance de la CINIIF 12? La CINIIF 12 resulta de la aplicación en diversos casos de acuerdos de concesión, los más comunes las carreteras, vías públicas, tratamiento de aguas. Sin embargo, a continuación, se presentan tipos de contratos de concesión en los cuales también surten efectos de aplicación:  Servicios de transporte  Construcción y explotación de plantas de tratamiento de residuos  Servicios públicos aeroportuarios  Construcción y mantenimiento de hospitales  Generación de energía renovable  Producción de electricidad  Construcción y explotación de sistemas de transporte público, escuelas, etc.

2. Reconocimiento en los estados financieros 2.1. Marco normativo de acuerdo con las NIIF En noviembre de 2006, el IASB (International Accounting Standars Board) emitió la CINIIF 12 Acuerdos de Concesión de Servicios. Esta interpretación se aplica a periodos anuales que comienzan en o después del 1 de enero de 2008. La CINIIF 12 establece guías para la contabilización de los acuerdos de concesión de servicio público a un operador privado. La interpretación no aborda la contabilización por las entidades concedentes.

El operador tiene acceso a la operación de la infraestructura para proporcionar el servicio público en nombre del concedente, de acuerdo con los términos especificados en el contrato. 2.1.2. Reconocimiento y medición de la contraprestación del acuerdo Según los términos de los acuerdos que constituyen el alcance de la interpretación, el operador actúa como un suministrador de servicios. El operador construye o mejora la infraestructura (servicios de construcción o mejora) utilizada para proporcionar un servicio público y la mantiene (servicios de operación) durante un periodo de tiempo específico. El operador debe reconocer y medir los ingresos de actividades ordinarias para los servicios que preste, de acuerdo con la NIIF 15. La naturaleza de la contraprestación determina su tratamiento contable posterior. Más adelante se detalla el tratamiento contable posterior de la contraprestación recibida como activo financiero y como activo intangible. 2.1.3. Servicios de construcción o de mejora El operador debe contabilizar los ingresos de actividades ordinarias y los costos relacionados con los servicios de construcción o de mejora de acuerdo con la NIIF 15.  Contraprestación dada por el concedente al operador Si el operador proporciona servicios de construcción o de mejora, la contraprestación recibida o por recibir por dicho operador se reconocerá por su valor razonable de acuerdo con la NIIF 15. La contraprestación puede consistir en derechos sobre dos activos:  financiero

Esta interpretación trata los siguientes problemas: 2.1.1. Tratamiento de los derechos del operador sobre la infraestructura Las infraestructuras que entran en el alcance de esta interpretación no deben ser reconocidas como elementos de propiedad, planta y equipo del operador, porque el acuerdo contractual de servicios no le otorga el derecho a usarlas.

 intangible El operador reconocerá un activo financiero en la medida en que tenga un derecho contractual incondicional a recibir del concedente, o de una entidad bajo la supervisión de ella, efectivo u otro activo financiero por los servicios de construcción; y que el concedente tenga poca o ninguna capacidad de evitar el pago, normalmente porque el acuerdo es legalmente TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

exigible. El operador tiene un derecho incondicional a recibir efectivo cuando el concedente garantiza el pago al operador de (a) importes especificados o determinables o (b) el déficit, si lo hubiere, entre los importes recibidos de los usuarios del servicio público y los importes especificados o determinables, incluso cuando el pago esté condicionado a que el operador garantice que la infraestructura cumple los requerimientos de calidad o eficiencia especificados. El operador reconocerá un activo intangible en la medida en que reciba un derecho (una licencia) a efectuar cargos a los usuarios del servicio público. El derecho para efectuarlos no es un derecho incondicional a recibir efectivo porque los importes están condicionados al grado de uso del servicio por parte del público. Si se paga al operador por los servicios de construcción, en parte mediante un activo financiero y en parte mediante un activo intangible, es necesario que cada componente de la contraprestación del operador se contabilice por separado. La contraprestación recibida o por recibir por ambos componentes deberá ser inicialmente reconocida por el valor razonable de la contraprestación recibida o por recibir, de acuerdo con la NIIF 15. La naturaleza de la contraprestación dada por el concedente al operador se determinará por referencia a las condiciones del contrato y, cuando exista, a la ley de contratos pertinente. 2.1.4. Servicios de operación El operador contabilizará los ingresos como servicios de operación de acuerdo con la NIIF 15. 2.1.5. Obligaciones contractuales para restaurar la infraestructura y darle una capacidad especificada de servicio El operador puede tener obligaciones contractuales que debe cumplir como una condición de su licencia, con los siguientes fines:

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(a) mantener la infraestructura con una capacidad especificada de servicio, o (b) restaurar la infraestructura hasta darle una condición de servicio especificada antes de TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

entregarla a la concedente al final del acuerdo de servicio. Excepto por lo que se refiere a los elementos de mejora, estas obligaciones contractuales para mantener o restaurar la infraestructura deberán reconocerse y medirse de acuerdo con la NIC 37, según la mejor estimación del desembolso que se requeriría para cancelar la obligación presente al final del periodo sobre el que se informa.  Interpretación: En algunos casos, el monto requerido para cancelar la obligación está ligado al uso del activo por parte de los usuarios del servicio público. En estas circunstancias, el uso del activo podría determinar el evento al que un operador se encuentra obligado y, por ello, la provisión debería reconocerse a través del tiempo. Por otro lado, cuando el operador está obligado a restaurar la infraestructura a una condición específica al final del acuerdo, independientemente del uso, este tiene una obligación análoga a una obligación por desmantelamiento o retiro de activos, la cual es contabilizada bajo NIC 37 y la CINIIF 1 Cambios en Pasivos Existentes por Retiro de Servicio, Restauración y Similares. En estas circunstancias, la obligación surge cuando la infraestructura es construida. Bajo el modelo del activo intangible, esta obligación es incluida en el costo del activo y amortizada posteriormente. 2.1.6. Costos por préstamos incurridos por el operador De acuerdo con la NIC 23, los costos por préstamos que sean atribuibles a estos acuerdos se reconocerán como un gasto en el periodo en que se incurra en ellos, a menos que el operador tenga un derecho contractual a recibir un activo intangible (un derecho para cobrar a los usuarios del servicio público). En este caso, los costos por préstamos que sean atribuibles a estos acuerdos se capitalizarán durante la fase de construcción del acuerdo según esta norma. 2.1.7. Tratamiento contable posterior de los activos financieros y los activos intangibles A Activo financiero La NIC 32 y las NIIF 7 y NIIF 9 se aplican al activo financiero que se haya reconocido.

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El importe debido por la concedente o por una entidad bajo la supervisión de ella se contabilizará de acuerdo con la NIIF 9: (a) costo amortizado (b) valor razonable con cambios en otro resultado integral, o (c) valor razonable con cambios en resultados. En el caso del costo amortizado, la NIIF 9 requiere que el interés calculado sea utilizado bajo el método del interés efectivo y sea reconocido en resultados. B Activo intangible La NIC 38 se aplica al activo intangible reconocido bajo CINIIF 12, la NIC 38 permite medir los activos intangibles utilizando el método del costo o el modelo de revaluación si existe un mercado activo para los acuerdos de concesión de servicios. 2.1.8 Elementos proporcionados al operador por el concedente De acuerdo con la sección “Tratamiento de los derechos del operador sobre la infraestructura”, los elementos de infraestructura a los que la concedente haya dado acceso al operador para los propósitos del acuerdo de servicio, no se reconocen como propiedades, planta y equipo del operador. El concedente puede también proporcionar otros elementos al operador para que los conserve o trate como desee. Si dichos activos forman parte de la contraprestación a ser pagada por la concedente por los servicios, no son subvenciones del Gobierno según se las define en la NIC 20. Se reconocen como activos del operador, medidos al valor razonable en el reconocimiento inicial. El operador deberá reconocer un pasivo por las obligaciones que haya asumido a cambio de los activos y que todavía no haya cumplido. 2.2. Presentación y revelación La CINIIF 12 propone una presentación y revelación para cada tipo de modelo contable elegido y aplicado, sea bajo el modelo financiero como un activo financiero o como un activo intangible:

2.2.1. Modelo del activo financiero  El activo solo puede clasificarse como préstamo o cuenta a cobrar si se han fijado los importes de los pagos o se trata de importes determinables, y si el único riesgo significativo de que no se recupere la inversión inicial es el deterioro del crédito de la contraparte. La CINIIF 12 asume que el activo financiero no se clasificará como mantenido hasta el vencimiento.  Si el importe adeudado por el concedente se contabiliza como préstamo o cuenta a cobrar o como un activo financiero disponible para la venta, la NIC 39 requiere que el interés calculado mediante el método de la tasa del interés efectivo se reconozca en resultados.  En caso de aplicarse la NIIF 9 Instrumentos Financieros, el importe adeudado por el concedente o por una entidad bajo la supervisión de este se contabilizará al coste amortizado, o a valor razonable con cambios en pérdidas y ganancias.  Cuando el activo se contabilice al coste amortizado, la NIIF 9 requiere que el interés calculado mediante el método de la tasa del interés efectivo se reconozca en resultados.  Los ingresos y costes relacionados con la fase del contrato correspondiente a construcciones o mejoras se contabilizan de conformidad con la NIIF 15. Durante la fase de construcción o mejora se reconoce un activo financiero y se contabilizan ingresos financieros aplicando el método de la tasa del interés efectivo al activo financiero, así como los ingresos relacionados con la construcción o la mejora. Asimismo, el valor del activo financiero se reduce a medida que se reciben los importes. Los ingresos derivados de la fase de explotación se reconocen de conformidad con la NIIF 15.  La obligación de mantenimiento al ser una actividad generadora de ingresos, si el concedente reembolsa al operador por mantenimiento, el operador no deberá reconocer la obligación en el estado de situación financiera, sino que debe reconocer los ingresos y gastos en el estado de resultados cuando se realiza el trabajo de mantenimiento. TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

2.2.2. Modelo del activo intangible  El activo intangible debe contabilizarse y presentarse según lo establecido en la NIC 38 Activos Intangibles, como un activo intangible y debe ser amortizado a lo largo del periodo de la concesión.  El método de amortización de la tasa de interés está expresamente prohibido.  El método más adecuado para la amortización del activo intangible suele ser el método lineal, a menos que otro método refleje la mejor pauta de consumo de los beneficios económicos futuros del activo.  En el caso de las obligaciones de mantenimiento, los costos para mantener o restaurar la infraestructura, si bien no incrementan directamente los beneficios económicos del activo, para el caso de los acuerdos de concesión, podrían calificar como parte del costo del derecho de uso de operar la concesión, ya que se pueden relacionar a un solo intangible (el derecho de cobrar a los clientes), y son necesarios para asegurar el derecho que posee el operador. 2..2.3. Modelo bifurcado  Cuando un operador recibe como contraprestación un activo financiero y un activo intangible, es necesario contabilizar por separado los dos componentes. En la fecha de reconocimiento inicial, ambos componentes se reconocen al valor razonable de la contraprestación recibida o que se va a recibir con respecto al trabajo realizado hasta dicha fecha.

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 Se adopta un “enfoque residual” para calcular un valor para ambos componentes. En la medida en que el operador adquiere un derecho contractual a recibir efectivo del concedente, o de una entidad bajo la supervisión de esta, se reconoce un activo financiero. En caso de que el valor razonable de los servicios de construcción prestados exceda del valor razonable del activo financiero reconocido, la diferencia se reconocerá como activo intangible.

3. Prácticas seguidas en la industria Las empresas en Perú que tienen concesiones TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

de servicios generalmente incluyen como notas a los estados financieros información sobre el tipo de modelo de activo, ya sea financiero, intangible y/o mixto (párrafo 18 de la CINIIF 12). Los siguientes párrafos analizan las distintas opciones para registrar los acuerdos por concesión de servicios 3.1.Registro bajo el modelo del activo financiero La Compañía reconoce un activo financiero considerando que adquieren un derecho incondicional a recibir efectivo por los servicios prestados establecidos en el acuerdo de concesión. Durante la fase de construcción todos los costos asociados se reconocen en el estado de resultados y otros resultados integrales y los ingresos por los servicios prestados al cliente derivado del desempeño de la construcción de la concesionaria, se reconocen con cargo a un activo financiero que representa el derecho de recuperar el monto invertido en esa fase. El activo resultante se presenta generalmente en el rubro de cuentas por cobrar en el estado de situación financiera, posteriormente, el activo financiero se mide al costo amortizado. 3.2.Registro bajo el modelo del activo intangible Los activos de una concesión bajo el modelo del intangible se capitalizan sobre la base del costo de la inversión de capital incurrido bajo el contrato de concesión (que representa su valor razonable al momento inicial), incluyendo los costos de endeudamiento. Posterior a su medición inicial, se miden al costo menos la amortización acumulada y, de ser aplicable, neto de la estimación por deterioro. De acuerdo con la NIC 38, también es permitido el modelo de la revaluación. El activo por concesión se amortiza a partir que se finalice la construcción y se inicie su funcionamiento, durante el plazo de vigencia del contrato de concesión. 3.3. Registro bajo el modelo bifurcado Las compañías en Perú adoptan este enfoque cuando reciben un activo financiero y un activo intangible, por lo cual es necesario la contabilización de los dos componentes de manera

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independiente en los estados financieros de la compañía.

4. Aspectos tributarios para considerar 4.1.Amortización tributaria de una concesión: El precio pagado por la adquisición de la concesión califica como un activo intangible de duración limitada. Si bien no existe una definición específica de dicho concepto para efectos tributarios, las autoridades tributarias han señalado en diversos pronunciamientos la remisión a la NIC 38, así como a la doctrina especializada para determinar su naturaleza. En cuanto a lo que debe entenderse por “precio pagado”, cabe traer a colación la Resolución del Tribunal Fiscal 11549-2-2016, de fecha 14.12.2016 y que no es de observancia obligatoria, mediante la cual se señala lo siguiente: “Que, de lo expuesto, se tiene que cuando la Ley del Impuesto a la Renta en su inciso g) del Artículo 44° hace referencia a “precio pagado por activos intangibles de duración limitada”, debe entenderse como la contraprestación a cambio de la transferencia de propiedad definitiva de tales activos intangibles, sin que establezca como requisito para su amortización, que el precio esté totalmente cancelado”. Dicho criterio es compartido por la Sala 3 del Tribunal Fiscal mediante la Resolución 109423-2016, de fecha 24.11.2016. De la lectura de ambas resoluciones, el requisito de “precio pagado” se encuentra referido al carácter oneroso de la operación, esto con independencia de que haya sido o no totalmente cancelado Conforme con la Ley del Impuesto a la Renta la amortización de llaves, marcas, patentes, procedimientos de fabricación, juanillos y otros activos intangibles similares no es deducible. Sin embargo, el precio pagado por activos intangibles de duración limitada, a opción del contribuyente, podrá ser considerado como gasto y aplicado a los resultados del negocio en un solo ejercicio o amortizarse proporcionalmente en el plazo de diez (10) años. Existe normativa específica sobre las inversiones

en concesiones que también dependerá del esquema de inversión pública adoptado en cada contrato de concesión, el cual podría tener matices en cuanto al tratamiento tributario de las inversiones, dependiendo del tipo de contrato. En algunos casos, cuando los riesgos asociados son asumidos por el concesionario y no son garantizados por el concedente, la concesionaria reconocerá los activos (fijos o intangibles) de la concesión, y podrá depreciarlos/ amortizarlos conforme al artículo 22° del Decreto Supremo 059-96-PCM (Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios público):  De acuerdo con su vida útil, no pudiendo exceder la tasa anual del 20%.  Durante el periodo que reste para el vencimiento del plazo de la concesión, aplicando para tal efecto el método lineal. La amortización se computará desde el inicio de la explotación de la concesión. Cuando los riesgos asociados no son asumidos por el concesionario, en el caso de concesiones cofinanciadas, esta norma no resulta de aplicación, en tanto no se reconoce un activo fijo o intangible materia de amortización, sino una cuenta por cobrar. En este supuesto, los concesionarios tributan de una manera similar a la de un contrato de construcción y posterior operación y mantenimiento. Asimismo, existe también un régimen especial de depreciación acelerada para la actividad de generación de energía eléctrica a base de recursos hídricos o a base de otros recursos renovables, tales como el eólico, el solar, el geotérmico, la biomasa o la mareomotriz. La depreciación acelerada es aplicable a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la instalación y operación de la central, que sean adquiridos y/o construidos a partir de la vigencia del Decreto Legislativo 1058, norma que regula lo descrito. Para estos efectos, la tasa anual de depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%), como tasa global anual1.

1 La tasa de depreciación podrá ser variada anualmente por el titular de generación, previa comunicación a la Sunat sin exceder el límite de 20% anual. TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

4.2. Deducción de gastos preoperativos en una concesión Los gastos preoperativos iniciales y los intereses devengados durante la etapa preoperativa deben diferirse para ser deducidos como gastos una vez iniciadas las operaciones productivas en un (1) ejercicio, o en el plazo proporcional de diez (10) años, a opción del contribuyente; sin embargo, dicha deducción debe realizarse una vez que la sociedad concesionaria inicie operaciones (lo cual se evaluará en cada caso concreto2). 4.3. Estimaciones contables, vinculadas al modelo financiero De acuerdo con el tratamiento tributario, los ingresos reconocidos bajo la CINIIF 12 en etapa preoperativa en el caso de concesiones autosostenibles resultan inexistentes, ya que son considerados estimados contables, y fiscalmente se reconocen conforme las facturaciones realizadas y acuerdo contractual, por lo que corresponde reconocer una deducción en el Impuesto a la Renta que neutralice el ingreso reconocido. Estos ingresos tampoco afectan la base imponible de los pagos a cuenta mensuales del Impuesto a la Renta.

5. Cambios en curso No se contemplan cambios en las normas contables ni en las normas tributarias que afecten el tratamiento contable y tributario antes descrito.

6. Casuística La presente casuística se presenta en el escenario donde el concedente proporciona al operador un activo financiero y un activo intangible, optando por el modelo bifurcado.

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Una empresa transmisora de energía construye una nueva línea de transmisión —la construcción finaliza dentro de 2 años— y la mantiene y opera de acuerdo con un estándar específico durante 8 años (es decir de 3 a 10). La empresa transmisora de energía identifica una única obligación de desempeño por los servicios de construcción por la Línea de transmisión. La compañía estima que el costo en que incurrirá para cumplir sus obligaciones será el siguiente: TIPO DE SERVICIO

AÑO

IMPORTE S/

Servicios de construcción de la línea de transmisión

1 2

500,000 500,000

Operación de la línea de transmisión (por año)

3-10

10,000

términos del acuerdo permiten que la empresa transmisora de energía cobre peajes a los usuarios que utilicen la línea de transmisión (Derecho de uso). Además, el Estado peruano bajo términos contractuales garantiza la inversión de la empresa transmisora de energía por un importe de 700,000 soles. La empresa transmisora de energía prevé que el número de usuarios permanecerá constante a lo largo del contrato y recibirá peaje por 200,000 soles en cada uno de los años 3 a 10.  División del acuerdo: El derecho contractual a recibir efectivo del Estado peruano por los servicios y el derecho a cobrar a los usuarios por los servicios públicos deben considerarse dos activos separados, según las NIIF. Por ello, en este acuerdo es necesario dividir el activo del contrato durante la fase de construcción de la empresa transmisora de energía de acuerdo con los dos modelos: un modelo del activo financiero basado en el importe garantizado, y el modelo de los activos intangibles por el resto.

1 Nótese que mediante el Informe Sunat 061-2018 la Administración Tributaria señaló:“En el marco de los contratos de concesión de obras públicas de infraestructura

y de servicios públicos celebrados durante la vigencia del TUO de las normas con rango de ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el Decreto Supremo 059-96-PCM, para establecer qué debe entenderse por el ejercicio en el que se inició la explotación, deberá atenderse a lo estipulado por las partes en cada contrato en particular”.

TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

AÑO

TOTAL IMPORTE DESEMBOLSADO S/

ACTIVO INTANGIBLE S/

Servicios de construcción en el primer año

500,000

350,000

150,000

Servicios de construcción en el segundo año

500,000

350,000

150,000

1,000,000

700,000

300,000

Totales

›

ACTIVO FINANCIERO S/

Modelo del activo financiero

Durante los primeros años, la entidad reconoce un activo del contrato de acuerdo con la NIIF 15 por los servicios de construcción de la línea de transmisión de energía. Una vez que se complete la construcción de la línea de transmisión, el importe debido por el Estado peruano, a cambio de los servicios de construcción se contabilizará de acuerdo con la NIIF 9, como una cuenta por cobrar en el estado de situación financiera.

Los usuarios de la línea de transmisión de energía pagarán por los servicios públicos al mismo tiempo que lo reciben; es decir, cuando utilizan la línea de transmisión. Según los términos del acuerdo de concesión, los flujos de efectivo se disgregan de forma proporcional entre el activo financiero y el activo intangible de la concesión, de forma que el operador distribuye los cobros de los peajes entre el reembolso del activo financiero y los ingresos de actividades ordinarias del activo intangible. Descripción Importe S/

›

Modelo del activo intangible

Durante la fase de construcción del acuerdo, la parte del activo del contrato de la empresa transmisora de energía, que representa el derecho que ha obtenido a que se le pague por los importes que excedan la cantidad garantizada por proporcionar los servicios de construcción, se presenta como un derecho a recibir una licencia para cobrar a los usuarios de la infraestructura y reconoce un “activo intangible de la concesión”, el cual se amortiza por el periodo de la concesión.

a) Cobro garantizado por el Estado peruano 700,000 Total 700,000 a.1) Efectivo asignado a la realización del activo financiero 87,500 (700,000/8 años) b) Cobros atribuibles al activo intangible 900,000 (200,000 x 8 años = 1,600,000) - 700,000) b.1) Cobros anuales procedentes del activo intangible 112,500 (900,000/8 años)

Registro de ingresos de actividades ordinarias de peaje por uso de la línea de transmisión de energía

171

TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Representación de los flujos de Estado de Resultado integral y Estado de Situación Financiera Estado de resultados Estado de resultado integral Año

Total

Ingresos de actividades ordinarias de construcción (Línea de Transmisión)

500,000

1,000,000

Ingreso de actividades ordinarias del activo intangible

112,500

900,000

Amortización

(37,500)

(300,000)

Otros Costos del contrato

(10,000)

(80,000)

Costos de construcción (Línea de

(500,000)

(1,000,000)

Transmisión)

Ganancia Neta

65,000

520,000

Estado de Situación Financiera Estado de situación financiera Año

Cuentas por cobrar

350,000

700,000

612,500

525,000

437,500

350,000

262,500

175,000

87,500

Activo intangible

150,000

300,000

262,500

225,000

187,500

150,000

112,500

75,000

37,500

Ganancia Neta

500,000

1,000,000

875,000

750,000

625,000

500,000

375,000

250,000

125,000

520,000

Este ejemplo trata solo uno de los muchos tipos de posibles de acuerdos. Su propósito es ilustrar el tratamiento contable de algunas características que comúnmente se encuentran en la práctica.

172

TITULO II CONTRATOS DE CONCESIÓN

TÍTULO III

CONSTRUCCIÓN CONTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

174

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

176

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

 CAPÍTULO 1: ACTIVO FIJO Y NORMAS RELACIONADAS 1. Activo fijo 1.1. Capitalización de costos-NIC 16 1.1.1. Definición técnica Las compañías del sector energía realizan desembolsos, relacionados con proyectos de construcción y adiciones de planta, los que, según su naturaleza, pueden ser considerados, alternativamente, como activo o como gasto, es importante identificar los proyectos de capital y determinar qué costos deben capitalizarse. Los costos de capital (o costos capitalizables) pueden incluir mano de obra, materiales y suministros (incluidos los gastos de las tiendas), transporte, servicios de ingeniería, ciertos gastos generales, seguros, beneficios para empleados, compensación por lesiones y daños, impuestos e intereses capitalizados. Del mismo modo, un gasto que se suma a la capacidad productiva o mejora la eficiencia de una instalación existente puede considerarse una partida de capital. Los costos que no son necesarios para preparar un activo para su uso deben tratarse como un gasto en el periodo en que ocurren. Para identificarlos en el sector energía, es importante realizar una distinción de actividades del proceso y la etapa donde se desarrollan las operaciones del sector energía (generación, transmisión o distribución), a efectos de identificar si los desembolsos realizados deben ser tratados como activos o como gastos. Con el fin de analizar el tratamiento contable de estos costos, consideramos las siguientes etapas del sector energía: 1) Inversión en proyecto de energía 2) Acuerdo de concesiones de servicios 3) Construcción y desarrollo 4) Producción u operación 5) Cierre y abandono Las dos primeras etapas están enmarcadas en el Título II: Contratos de concesión-capítulo 1: Tratamiento contable de concesiones; la

cuarta etapa está enmarcada en el Título I: descripción de la actividad de energía-capítulo 1: Visión general y aspecto operativo del sector energía. La tercera y la quinta etapa están enmarcadas en el presente Título III: Construcción en el sector energía-capítulo 1: Activo fijo y normas relacionadas. Dentro del sector energía, la etapa de construcción y desarrollo es aquella donde se hacen las mayores inversiones en activo fijo; por tanto, es fundamental tener claro conocimiento sobre la identificación de dicha inversión, si esta debe ser considerada un activo fijo o un gasto, afectando los resultados del periodo. 1.1.2. Reconocimiento en los estados financieros 1.1.2.1. Marco normativo de acuerdo con las NIIF El activo fijo está incluido en el alcance de la NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo”. Según NIC 16, debemos tener en cuenta las siguientes definiciones:  Propiedades, planta y equipo: Son bienes tangibles, controlados por la compañía y que generan beneficios económicos. Son mantenidos para el uso en la producción (operación), para arrendarlos a terceros o para propósitos administrativos y tienen una expectativa de duración mayor que el ciclo productivo. Para efectos de su reconocimiento como activos, la propiedad sobre el activo es irrelevante.  Importe en libros: Es el importe por el que se reconoce un activo, una vez deducidas la depreciación acumulada y las pérdidas por deterioro del valor acumuladas.  Importe depreciable: Es el costo de un activo, o el importe que lo haya sustituido, menos su valor residual. Es importante que la compañía identifique el costo de un componente significativo (generalmente con una vida útil diferente a las de los demás) de un bien del activo fijo, el cual debe depreciarse por separado.  Valor residual: Es el importe estimado que la compañía podría obtener, actualmente, por la realización del elemento después de deducir los costos estimados por tal disposición, si el activo ya hubiera alcanzado la antigüedad y las demás condiciones esperadas al término de su vida útil. TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

177

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

 Vida útil: Es el periodo durante el cual se espera utilizar el activo por parte de la compañía o el número de unidades de producción o similares que esta espera obtener.

préstamos en que se ha incurrido durante el mismo periodo.

Según NIC 23, tenemos las siguientes definiciones:

Según NIC 23, párrafo 17, una compañía iniciará la capitalización de los costos por préstamos como parte de los costos de un activo apto en la fecha de inicio. La fecha de inicio para la capitalización es aquella en que, por primera vez, la compañía cumple todas y cada una de las siguientes condiciones:

 Costos por préstamos: Son los intereses y otros costos en los que la compañía incurre, que están relacionados con los fondos que ha tomado prestados.  Activo apto: Es aquel que requiere, necesariamente, un periodo sustancial antes de estar listo para el uso al que está destinado o para la venta. Cualquiera de los siguientes podría ser activo apto: Instalaciones de generación eléctrica, activos intangibles, propiedades de inversión. Los activos que ya están listos para el uso al que se les destina o para su venta no son activos aptos.

›

a. Incurre en desembolsos en relación con el activo. b. Incurre en costos por préstamos. c. Realiza las actividades necesarias con el fin de preparar el activo para el uso al que está destinado o para su venta. ›

Según NIC 23, párrafo 8, una compañía capitalizará los costos por préstamos que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos aptos, como parte del costo de dichos activos. Una compañía deberá reconocer otros costos por préstamos como un gasto en el periodo en que se haya incurrido en ellos. En la medida en que los fondos se hayan tomado prestados específicamente con el propósito de obtener un activo apto, la compañía determinará el importe de los costos de financiamiento susceptibles de capitalización, que estarán deducidos de los rendimientos conseguidos por la inversión temporal de tales fondos.

178

En la medida en que tales fondos procedan de préstamos genéricos y la compañía los utilice para obtener un activo apto, esta determinará el importe de los costos susceptibles de capitalización, aplicando una tasa de capitalización a los desembolsos efectuados en dicho activo. La tasa de capitalización será la media ponderada de los costos por préstamos aplicables a todos los préstamos recibidos por la compañía, que están vigentes en el periodo. Sin embargo, la compañía excluirá de dicho cálculo los costos por préstamos aplicables a los específicamente tomados para financiar un activo apto hasta que sustancialmente se realicen todas las actividades necesarias para preparar ese activo para su uso previsto o venta. El importe de los costos por préstamos que una compañía capitaliza en un periodo no excederá el total de costos por

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

Inicio de la capitalización

Suspensión de la capitalización

Según NIC 23, párrafo 20, una compañía suspenderá la capitalización de los costos por préstamos durante los periodos en los que se haya suspendido el desarrollo de actividades de un activo apto, si estos periodos se extienden en el tiempo. Según NIC 23, párrafo 21, una compañía puede incurrir en costos por préstamos durante un periodo extenso en el que están interrumpidas las actividades necesarias para preparar un activo para su uso deseado o para su venta. Estos costos son de tenencia de activos parcialmente terminados y no cumplen las condiciones para su capitalización. Sin embargo, una compañía no interrumpirá normalmente la capitalización de los costos por préstamos durante un periodo si se están llevando a cabo actuaciones técnicas o administrativas importantes.Tampoco suspenderá la capitalización de costos por préstamos cuando una demora temporal sea necesaria como parte del proceso de preparación de un activo disponible para su uso previsto o para su venta. Por ejemplo, la capitalización continúa durante el periodo en que el elevado nivel de las aguas retrase la construcción de un puente, si tal nivel es normal en esa región geográfica durante el periodo de construcción. ›

Fin de la capitalización

Según NIC 23, párrafo 22, una compañía cesará

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la capitalización de los costos por préstamos cuando se hayan completado todas o prácticamente todas las actividades necesarias para preparar el activo apto para el uso al que va destinado o para su venta. 1.1.2.2. Presentación y revelación › Presentación Según NIC 16, un elemento de propiedades, planta y equipo se reconocerá como activo si y solo si: a. Es probable que la compañía obtenga los beneficios económicos futuros derivados de este. b. Es posible que el costo del activo para la entidad pueda ser valorado con fiabilidad. La NIC 16 no establece un parámetro cuantitativo mínimo o máximo para el reconocimiento de un activo fijo. Las compañías del sector energía, en la práctica, reconocen un elemento como activo fijo en función de importes establecidos, según sus políticas corporativas. Cabe mencionar que, para establecer dichos importes, debe realizarse una evaluación previa por parte de la Gerencia, en la que se determine si, a partir de dicho importe, es razonable considerar que los desembolsos se puedan capitalizar o formar parte del resultado del periodo, poniendo en práctica lo establecido por la NIC 8 “Estimados y Políticas Contables”. ›› Reconocimiento inicial La NIC 16 establece que el reconocimiento inicial de un elemento del activo fijo es al costo y comprende: a. Precio de adquisición. b. Costos directamente relacionados con la ubicación del activo en el lugar y en las condiciones necesarias para que pueda operar de la forma prevista por la Gerencia. Tenemos, por ejemplo:  Costos de personal (beneficios a los empleados, según NIC 19 “Beneficios a los Empleados”, relacionados directamente con la construcción o la adquisición del activo fijo.  Costos de preparación del emplazamiento físico.

 Costos de entrega inicial, y los de manipulación o transporte posterior.  Costos de instalación y montaje.  Costos de prueba de que el activo funciona, después de deducir los importes netos de la venta de cualquier elemento producido durante el proceso de instalación y puesta a punto del activo.  Los honorarios profesionales.  Costos por préstamos (e. g. intereses de financiamiento) directamente asociados con la adquisición y/o construcción del activo fijo.  De manera general, la sustitución de los componentes (e. g. como repuestos) de un bien del activo fijo se reconoce como parte del activo al restituir su costo. c. Estimación de los costos de desmantelamiento o retiro del elemento o activo(s) instalado(s), así como la rehabilitación de las zonas geográficas donde se desarrolla el proyecto de energía (ver Título III, Capítulo I, 3 del presente manual). Según NIC 23, párrafo 26, se deberá revelar: a) El importe de los costos por préstamos capitalizados durante el periodo. b) La tasa de capitalización utilizada para determinar el importe de los costos por préstamos susceptibles de capitalización. El reconocimiento de los costos en el importe en libros de un elemento del activo fijo terminará cuando el elemento se encuentre en el lugar y con las condiciones necesarias para operar de la forma prevista por la Gerencia. La NIC 16 establece ejemplos de los desembolsos que no constituyen un elemento del activo fijo, los cuales detallamos a continuación:  Costos de administración y otros costos indirectos generales.  Costos de puesta en marcha de un activo que ya se encuentra listo para operar.  Costos incurridos por la utilización o por la reprogramación del uso del elemento de activo fijo.

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

179

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

 Costos de reubicación de parte o la totalidad de las operaciones de la compañía.  Pérdidas operativas iniciales, como las incurridas mientras se desarrolla la demanda de los productos que se elaboran o alcanza la capacidad de producción mínima establecida, por ejemplo el activo fijo.  Desembolsos relacionados con la reparación y/o el mantenimiento de los componentes. Estos se reconocen como gastos en el ejercicio en que devenguen.  Costos de apertura de una nueva instalación productiva.  Costos de introducción de un nuevo producto o servicio (incluyendo los costos de actividades publicitarias y promocionales). ›› Medición posterior Las compañías del sector energía, después del reconocimiento inicial, pueden tener como política contable el modelo del costo o de revaluación. Esta política se aplicará a todas las partidas que componen los activos fijos de la misma clase. Al aplicar el modelo de revaluación, la compañía revalúa un elemento del activo fijo, deberá revaluar todos los elementos que pertenezcan a la misma clase de activos y esta se aplica simultáneamente, evitando que la revaluación se aplique selectivamente y que los estados financieros contengan activos similares valorizados de manera distinta.

fijo puede tener vida útil y método de depreciación que coincidan con la vida y el método utilizados por otra parte significativa del mismo elemento. En este caso, ambas partes podrían agruparse para determinar el cargo por depreciación. En la medida en que la entidad deprecie en forma separada algunas partes de un elemento de activo fijo, también depreciará de forma separada el resto del elemento. El resto será integrado por las partes del elemento que individualmente no sean significativas, serán consideradas las expectativas para cada una de esas partes que tiene la compañía. La compañía podrá elegir depreciar de forma separada las partes que compongan un elemento y no tengan un costo significativo, con relación del costo total del mismo. Los métodos aplicados usualmente por las compañías del sector energía son principalmente: a) Unidades de producción (UoP, por sus siglas en inglés), b) Horas trabajadas y c) Línea recta. Para la determinación del factor por considerar en el método de unidades de producción, se toma la producción del periodo entre el total de horas o tiempo estimado de vida útil de los equipos, o la planta estimada por la compañía, acreditada con un estudio técnico elaborado por un especialista o el proveedor de los equipos de planta. › Revelación

En caso una compañía del sector energía haya optado por el modelo de revaluación, la frecuencia de las revaluaciones dependerá de los cambios que experimenten los valores razonables de los elementos de activo fijo que se estén revaluando. En este sentido, será necesaria una nueva revaluación cuando el valor razonable del activo revaluado difiera de manera significativa de su importe en libros.

180

La información revelada por la compañía para cada clase de propiedades, planta y equipo es la siguiente: a. Base para la medición utilizada para determinar el importe en libros bruto. b. Método(s) de depreciación utilizado(s).

›› Depreciación

c. Vidas útiles o tasas de depreciación.

Se depreciará en forma separada cada parte de un elemento de activo fijo que tenga un costo significativo con relación al costo total del elemento.

d. Importe en libros bruto, y depreciación acumulada y pérdidas por deterioro.

Una parte significativa de un elemento de activo

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

e. Conciliación del valor en libros al comienzo y al final del periodo, mostrando: adiciones, disposiciones, los activos clasificados como

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mantenidos para la venta de acuerdo con la NIIF 5, adquisiciones mediante combinaciones de negocios (NIIF 3), incrementos o disminuciones por revaluación (NIC 16), pérdidas por deterioro (NIC 36), reversas de las pérdidas por deterioro, depreciación, diferencias netas en la conversión por el cambio de moneda extranjera (NIC 21), otros movimientos. También se deben revelar: a. Restricciones sobre la titularidad y los activos que son parte de garantía al cumplimiento de obligaciones. b. Desembolsos para construcción de propiedades, planta y equipo durante el periodo. c. Compromisos para adquirir propiedades, planta y equipo. d. Compensación de terceros por elementos de propiedades, planta y equipo que fue deteriorada, perdida o dada de alta, y que está incluida en utilidad o pérdida. Si el activo fijo ha sido revaluado, se requieren ciertas revelaciones adicionales: a. La fecha efectiva de la revaluación. b. Si participó un valuador independiente. c. El importe en libros que habría sido reconocido si los activos hubieran sido cargados con el modelo de costo. d. El excedente por revaluación, incluyendo los cambios durante el periodo y las restricciones a la distribución.

tenderse por bienes del activo fijo. Para dotar de contenido a este término nos remitimos a los estándares contables (i. e. Normas Internacionales de Información Financiera NIIF), para el caso concreto la NIC 16. Cabe mencionar que de acuerdo con lo señalado por el Tribunal Fiscal y la Administración Tributaria, dicha remisión se realiza debido a que nos encontramos frente a conceptos de tipo contable (ver —entre otras— la Resolución 04289-8-2015 del 28 de abril de 2015 e Informe 064-2014Sunat/5D0000 del 24 de setiembre de 2014).  La LIR señala que las depreciaciones se calculan sobre la base del costo de adquisición, producción o construcción, o valor de ingreso al patrimonio, o sobre los valores que resulten del ajuste por inflación del balance efectuado conforme a las disposiciones legales. Esto último aplicable para aquellas entidades que hubiesen celebrado un convenio de estabilidad jurídica o tributaria con el Estado peruano, con anterioridad a la suspensión de dicha obligación.  El artículo 20o de la LIR define lo que debe entenderse por costo de adquisición, producción o construcción, o valor de ingreso al patrimonio. Así, pues, el costo de un bien del activo fijo será determinado para fines tributarios en el marco de lo dispuesto por el referido artículo y su correspondiente norma reglamentaria.  A dichos efectos, la LIR define como costo de adquisición, producción o construcción, o valor de ingreso al patrimonio lo siguiente:

›› Prácticas seguidas en la industria El tratamiento contable de propiedades, planta y equipo, y específicamente en lo relacionado con la aplicación de las NIC 16 y NIC 23, no difiere en sus aspectos generales para la actividad del sector energía y/o extractiva en general. Las consideraciones generales son de aplicación para esta industria.

181

1.1.2.3. Aspectos tributarios  Ni la Ley del Impuesto a la Renta (LIR) ni su Reglamento han previsto lo que debe en-

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

COSTO COMPUTABLE

DEFINICIÓN

EXISTE

Costo de adquisición

Comprende la contraprestación pagada por el bien adquirido y los costos incurridos con motivo de su compra, tales como fletes, seguros, gastos de despacho, derechos aduaneros, instalación, montaje, comisiones normales, incluyendo las pagadas por el enajenante con motivo de la adquisición de bienes, gastos notariales, impuestos y derechos pagados por el enajenante y otros gastos que resulten necesarios para colocar a los bienes en condiciones de ser usados, enajenados o aprovechados económicamente.

A partir de una operación a título oneroso

Costo de producción o construcción

Costo incurrido en la producción o construcción del bien, el cual comprende los materiales directos utilizados, la mano de obra directa y los costos indirectos de fabricación o construcción.

Cuando el bien ha sido producido, construido o creado por el propio contribuyente

Corresponde al valor de mercado establecido por la LIR.

A partir de una operación a título gratuito o con motivo de una reorganización de empresas

Valor de ingreso al patrimonio

Cabe resaltar que, en ningún caso, los intereses formarán parte del costo computable de los bienes.  Sin perjuicio de lo antes indicado, el Reglamento de la LIR señala que, para la determinación del costo computable de los bienes y servicios, se tendrán en cuenta supletoriamente las Normas Internacionales de Contabilidad y los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados1, en tanto no se opongan a lo dispuesto por la LIR y su Reglamento.  Llegados a este punto, en términos prácticos, el único desembolso que no es posible capitalizar como parte del costo de un bien del activo fijo —desde el punto de vista tributario— es el interés incurrido en la adquisición, producción o construcción de un activo apto (o calificado); a diferencia de lo dispuesto por la NIC 23 “Costos por Préstamos”.

182

1.2. Componetización de propiedades, planta y equipos-NIC 16 1.2.1. Determinación de componentes Los componentes son unidades identificables de propiedad, que comprenden elementos individuales o un grupo de elementos individuales, que tienen una vida económica superior a un año. Una compañía debe establecer una política sobre cómo se determinan los componentes; esto tendrá un impacto significativo en la depreciación futura, las principales políticas de mantenimiento, reemplazos y retiros. Por ejemplo, considere las siguientes políticas para una planta de energía recién construida: a. Múltiples componentes La compañía podría separar una planta de energía en múltiples componentes (por ejemplo, establecer vidas para las turbinas que son diferentes del resto de la planta). Los

1 Mediante Resolución del Consejo Normativo de Contabilidad 013-98-EF/93.01, del 17 de julio de 1998, se precisó que los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados a que se refiere el artículo 223o de la Ley General de Sociedades comprendía las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC), oficializadas mediante Resoluciones del Consejo Normativo de Contabilidad, y por excepción en lo no previsto por las NIC supletoriamente se podrán aplicar los Principios de Contabilidad aplicados en los Estados Unidos de Norteamérica (USGAAP). TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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componentes individuales se depreciarían a lo largo de sus respectivas vidas. Los reemplazos resultarían en el retiro del componente existente y la capitalización del costo del nuevo componente. b. Un componente La compañía podría definir toda la planta de energía como una unidad de propiedad. En tal caso, toda la planta se depreciaría utilizando el método compuesto durante su vida útil. El mantenimiento mayor, incluidos los reemplazos de piezas individuales, se imputará a medida que se incurra. Existe una amplia gama de prácticas industriales en el desarrollo de políticas para componentes; sin embargo, las compañías generalmente deben ser lo más específicas posible en la identificación de los componentes. También puede haber consideraciones adicionales para las compañías de servicios públicos regulados como resultado de los requisitos del regulador. Una compañía debe aplicar su política de manera consistente a propiedades similares. 1.2.2. Actividades de generación

significativo de componentes, muchos de los cuales tendrán vidas útiles diferentes. Los componentes importantes de este tipo de activos deben identificarse por separado. Este puede ser un proceso complejo, porque el mantenimiento de registros contables detallado necesario para la componetización es mandatorio bajo NIIF. Esto puede ser particularmente un problema para las centrales eléctricas más antiguas. Sin embargo, algunos reguladores requieren registros de activos detallados, que pueden ser útiles para propósitos de identificación de componentes bajo NIIF. Una compañía podría consultar sus datos o reportes operativos si los registros contables no identifican fácilmente la información necesaria de los componentes. Algunos pueden identificarse considerando los horarios de apagado o revisión de rutina (mantenimiento rutinario) para las centrales eléctricas y las rutinas de reemplazo y mantenimiento asociadas. También se deben considerar aquellos componentes que son propensos a la obsolescencia tecnológica, la corrosión o el desgaste, que es más severo que el de las otras partes del activo más grande. 1.2.3. Transmisión y distribución

Los activos relacionados con las actividades de generación suelen ser instalaciones grandes y complejas. Son costosos de construir, tienden a exponerse a condiciones de operación severas y requieren reemplazo o reparación periódica. Este entorno lleva a tratamientos contables específicos.

Las actividades de transmisión y distribución en el sector energía y servicios públicos incluyen la transmisión de energía y el transporte de gas, así como la distribución de estos recursos. Esta parte de la cadena de valor también depende de una importante inversión de capital en instalaciones de redes eléctricas y redes de tuberías.

1.2.2.1. Activos fijos y componentes

1.2.3.1. Activos fijos y componentes

Las NIIF tienen un requisito específico para la depreciación del componente, como se describe en la NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo”. Cada parte importante de un elemento de propiedades, planta y equipo se deprecia por separado. Las partes importantes de un activo que tienen vidas útiles y patrones de consumo similares se pueden agrupar. Este requisito puede crear complicaciones para las compañías de servicios públicos, porque muchos activos incluyen componentes con una vida útil más corta que el activo en su conjunto.

Los activos de red, como un sistema de transmisión de electricidad o una tubería de gas, comprenden muchos componentes separados. Una red debe desglosarse en sus partes importantes que tienen vidas útiles diferentes. La determinación del número y el desglose de las partes es específica a las circunstancias de la compañía. Se deben considerar varios factores en este análisis: el costo de diferentes partes, cómo se divide el activo para fines operativos, ubicación física del activo y consideraciones de diseño técnico.

1.2.2.2. Identificar componentes de un activo. Los activos relacionados con las actividades de generación pueden comprender un número

Muchos componentes individuales pueden no ser significativos. Un enfoque práctico para identificar componentes es considerar el presupuesto de capital a mediano y largo plazo de la compañía, que debe identificar gastos de TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

183

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

capital significativos y señalar los componentes principales de la red que necesitarán reemplazo en los próximos años. El personal de ingeniería de la compañía también debe participar en la identificación de componentes, en función de las reparaciones y los programas de mantenimiento y las renovaciones o reemplazos importantes planificados. Algunas compañías de la red de transmisión o distribución aplican renovaciones que representan los gastos relacionados con sus redes según los principios de contabilidad aplicados. El gasto se reconoce en el estado de resultados completamente y no se carga ninguna depreciación relacionada a los activos de la red. Este tratamiento contable no es aceptable según las NIIF, porque se aplican los requisitos normales de contabilidad y depreciación de activos fijos. Esto podría ser un cambio significativo para las compañías de la red de transmisión o distribución e introduce algunos desafíos de aplicación. Una compañía con un historial de gasto o reconocimiento en el estado de resultados, de todos los gastos corrientes, podría tener dificultades inicialmente para restablecer lo que debería haberse capitalizado y lo que debería haberse reconocido como gasto en el estado de resultados. La materialidad es una guía útil; si los costos de reemplazo son importantes para el activo, estos costos deben capitalizarse donde se cumplen los criterios de reconocimiento (es decir, donde los costos se pueden medir de manera confiable y los beneficios económicos futuros son probables). No es necesario aplicar la exención a todos los activos o a un grupo de activos. Las compañías de la red de transmisión o distribución, pueden estar acostumbradas a asumir que los activos tienen una vida útil indefinida. Todos los activos importantes tienen una vida limitada, que se determinará según la NIC 16, que es el tiempo restante antes de que el activo deba ser reemplazado. Las actividades de mantenimiento y reparación pueden extender esta vida, pero en última instancia el activo deberá ser reemplazado.

184

Se debe determinar un valor residual para todos los componentes significativos. En muchos casos, es probable que este valor sea solo chatarra o nulo, porque la NIC 16 define el valor residual como la disposición si el activo ya era viejo y en la condición esperada al final de su vida

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

útil. Se requiere que una compañía asigne costos en el reconocimiento inicial a sus partes o componentes significativos. Cada parte o componente se deprecia por separado durante su vida útil. Las partes o componentes separados que tienen la misma vida útil y el mismo método de depreciación se pueden agrupar para determinar el cargo de depreciación. 1.2.4. Aspectos tributarios  La componetización no es un criterio de reconocimiento admitido tributariamente; en su lugar los activos son reconocidos en función de unidades operativas. Los bienes de propiedad, planta y equipo y su correspondiente depreciación se controlan mediante el Registro de Activos Fijos a nivel de unidades y no de componentes.  En adición a lo anterior, debe tenerse en cuenta que las tasas máximas de depreciación establecidas por la LIR y su Reglamento han sido dispuestas a nivel de unidades operativas y no de componentes.  Sin perjuicio de lo antes indicado, se recomienda ejecutar una conciliación de los bienes del activo fijo llevados en aplicación de las normas tributarias versus el llevado en aplicación de los estándares contables, a efectos de tener el control de la depreciación que debe ser adicionada a la determinación de la renta neta imponible y del IR diferido. 1.3. Paralización de obra (eventos extraordinarios)-NIC 16 / NIC2 Si una compañía suspende el desarrollo de un activo calificado durante un periodo prolongado, entonces también suspende la capitalización de los costos por préstamos para ese activo. [NIC 23 párrafo 20] La turbulencia económica resultante de la pandemia por coronavirus Covid-19 podría llevar a la suspensión de proyectos, debido a restricciones legales en el trabajo o escasez de mano de obra o suministros, ello generaría una evaluación de continuidad de negocio y empresa en marcha. Los costos por préstamos elegibles para capitalización reflejan el gasto por intereses calculado bajo el método de interés efectivo.

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Por lo tanto, la renegociación o modificación de los términos del préstamo pueden afectar el monto de los costos de préstamos elegibles. [NIC 23 párrafo 6]

tado de cualquier modificación a los términos contractuales de esos préstamos.

Las interrupciones en la construcción y desarrollo de los proyectos debido al brote de Covid-19 podrían conducir a una suspensión en la capitalización de los costos de los préstamos.

 Fiscalmente el método de acumulación del costo de adquisición o producción de los bienes del activo fijo se sustenta sobre la base de valores históricos, con lo cual, atendiendo a las disposiciones de la LIR todos los desembolsos necesarios para colocar los bienes en condiciones de ser usados, enajenados o aprovechados económicamente formarán parte de su costo.

›

Suspensión de proyectos

Normalmente, una compañía no suspende la capitalización durante un periodo en el que realiza un trabajo técnico y administrativo sustancial. Del mismo modo, no se suspende la capitalización cuando un retraso temporal es una parte necesaria del proceso de desarrollo. Ejemplo: para un evento externo pero común o una interrupción que es una parte típica del proceso. Por lo tanto, una compañía puede necesitar aplicar su juicio para determinar si debe suspender la capitalización de los costos por préstamos. [NIC 23 párrafo 21, KPMG Insights 4.6.160.30]. Las acciones del Gobierno por combatir el brote de Covid-19 podrían hacer que muchos proyectos de desarrollo se queden en pausa. Por ejemplo, debido a que los trabajadores del proyecto necesitan quedarse en casa. Una compañía necesita considerar tanto la duración esperada como la naturaleza de la suspensión, al evaluar si una interrupción causada por el virus continuará por un periodo prolongado. Una compañía continúa capitalizando los costos por préstamos cuando:  La interrupción es solo de corta duración.  Continúa realizando un trabajo sustancialmente administrativo o técnico.  Puede demostrar que la interrupción se debe a un evento externo común o es una parte típica del proceso. Se debe evaluar si los proyectos de desarrollo a largo plazo en los que se capitalizan los costos de los préstamos están suspendidos por un periodo prolongado debido al brote de Covid-19. Si los costos por préstamos continúan siendo capitalizados, entonces considere si los montos por capitalizar deberían cambiar como resul-

›

Aspectos tributarios

 De manera adicional, señala la LIR que, en ningún caso, los intereses formarán parte del costo de adquisición o producción de los bienes.  Siendo ello así, se advierte un evidente tratamiento disímil entre lo dispuesto por las normas contables y lo dispuesto por la LIR. Esta situación originará el reconocimiento de un IR diferido, el cual deberá ser conciliado año a año (i. e. base contable versus base tributaria) a efectos de controlar su reversión y/o aplicación. 1.4. Mantenimientos mayores-NIC 16 / NIC 37 El mantenimiento es una actividad importante para los servicios públicos y las compañías eléctricas. Los programas de mantenimiento pueden implicar el uso de recursos internos o un proveedor de mantenimiento externo. Además, los acuerdos de terceros pueden ser acuerdos de servicios independientes o estar integrados en un contrato de arrendamiento. Todos los mantenimientos de rutina deben ser cargados a medida que se incurren. Esta sección se centra en la contabilidad de las principales actividades de mantenimiento, incluidas las consideraciones específicas cuando los servicios se prestan a través de un contrato de servicio a largo plazo o de arrendamiento. 1.4.1. Contabilidad para mantenimiento mayor Como se mencionó anteriormente, los desembolsos relacionados con la reparación y/o el mantenimiento rutinario de los componentes se reconocen como gastos en el ejercicio en que devenguen.

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Los USGAAP brindan unas guías adicionales que pueden aplicarse por analogía a todas las actividades principales de mantenimiento. La guía ASC 908-360-25-2 establece que existen tres métodos aceptables de contabilidad para el mantenimiento mayor. Contabilización de las principales actividades de mantenimiento. Método

Guía

Gastos directos (ASC 908-360-25-2(a))

El costo se reconoce como gasto a medida que se incurre. Este enfoque se conoce como el método del gasto como es incurrido.

Diferimiento o Aplazamiento (ASC 908-360-30-3 and 35-6)

El costo real de cada mantenimiento mayor se capitaliza y amortiza hasta el próximo mantenimiento mayor.

Mantenimiento mayor incorporado (ASC 908-360-30-2 and 35-5)

El costo de mantenimiento mayor inicial se capitaliza y amortiza hasta el próximo mantenimiento mayor, en cuyo momento el proceso se repetirá.

El método utilizado para reconocer los principales gastos de mantenimiento es una elección de política contable que debe aplicarse de manera consistente para todos los proyectos similares. Los gastos de mantenimiento importantes deben incluirse en la sección “actividades de operación” del estado de flujos de efectivo. 1.4.2. Acuerdos de servicio a largo plazo

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Simultáneamente, con la construcción o adquisición de activos generadores, muchas empresas de servicios públicos y eléctricas suscriben acuerdos de servicio a largo plazo con proveedores externos para realizar un mantenimiento mayor. Estos acuerdos generalmente implican servicios de mantenimiento importantes (incluida la renovación o reemplazo de partes capitales), así como actividades de mantenimiento de rutina. En general, los pagos bajo un acuerdo de servicio a largo plazo (ASLP) se realizan de forma recurrente y el mantenimiento se realiza en fechas programadas de acuerdo con un cronograma de hitos acordado.

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Los ASLP, como es común en la industria, generalmente pasan al cliente el costo de las piezas, el equipo y los costos específicos, o comparten el riesgo entre el proveedor de servicios y el propietario de la planta. Esta característica en un ASLP es un mecanismo de financiación o flujo de efectivo y no considera el momento del reconocimiento de gastos. En cambio, la contabilidad de mantenimiento principal de la compañía debe determinarse en función de su política general para plantas similares. Algunos ASLP se basan en un precio fijo por megavatio-hora u otro mecanismo de precios que transfiere completamente el riesgo al proveedor del servicio. ›

Aspectos tributarios

 Dado que ni la LIR ni su Reglamento contienen una definición de activo fijo, y en reiterados pronunciamientos la Administración Tributaria y el Tribunal Fiscal recurren a las normas contables para dotar de contenido a dicho término. En ese orden de ideas, en la medida en que los mantenimientos mayores desde la perspectiva contable califiquen como bienes del activo fijo (i. e. Propiedad, planta y equipo), corresponderá verificar desde la perspectiva fiscal que la tasa de depreciación aplicable a dicho concepto no exceda la tasa máxima de 10% correspondiente a otros activos.  Sin perjuicio de lo antes indicado, debe tenerse en cuenta que los mantenimientos preventivos (con excepción de los mantenimientos mayores) y los mantenimientos correctivos (que no califiquen como costos posteriores susceptibles de ser activados) serán considerados gastos del ejercicio en que los mismos se llevaron a cabo, siempre que los servicios no hayan sido prestados por sujetos no domiciliados, donde de manera adicional debe verificarse que el pago de los servicios se haya efectuado hasta antes de la presentación de la declaración jurada anual del IR para considerarlos gastos deducibles en el ejercicio de su devengo. 1.5. Mejoras y activos de respaldo-NIC 16 1.5.1. Repuestos de capita Propiedades, planta y equipo son activos tangibles de larga duración utilizados para crear y distribuir los productos y servicios de una

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

entidad que informa e incluye maquinaria y equipo. Es usual que los servicios públicos o las compañías eléctricas adquieran piezas de repuesto de capital y las mantengan almacenadas antes de su instalación o adición a la planta operativa. Dichas partes se mantienen disponibles si el tiempo de espera para adquirir nuevas partes es largo o si los acuerdos de mantenimiento contractuales requieren que la compañía mantenga dichas partes disponibles a mano o inmediatamente. La guía contable no define repuestos de capital; sin embargo, al determinar si las partes son repuestos de capital, la práctica de la industria es considerar si las partes poseen las siguientes características:

 Están en su ubicación.  En las condiciones necesarias para operar por la forma prevista por la Gerencia. b. Aspectos tributarios Mientras están en almacén se tratan como existencias, no se deprecian, ni se admite su desvalorización. El valor del repuesto se incorporará al valor del activo (como costo posterior) y se recuperará vía depreciación, a partir del ejercicio fiscal en el que el bien se afecta a la generación de rentas gravadas, sin importar que su valor no supere un cuarto (1/4) de la UIT. Posible diferencia temporal.

 Plazo de ejecución largo para adquirir.  Costo significativo.  Vital para la operación continua de la instalación.  Usado solo para reemplazo en emergencia.  Requiere personalización. Los repuestos de capital (repuestos capitalizables) pueden clasificarse como parte del saldo de la planta antes de su uso en la planta, aunque generalmente no debe registrarse una depreciación hasta que las partes se pongan en servicio. Las partes se reconocerán como gasto o se capitalizarían cuando se usen, dependiendo de las políticas contables de la compañía para los componentes y el mantenimiento principal. Además, la compra de repuestos de capital representa un desembolso de capital que debe reflejarse en la sección “actividades de inversión” del estado de flujos de efectivo. 1.5.2. Repuestos directamente vinculados con un bien del activo fijo (insumos críticos) a. Financiero Mientras están en almacén se tratan como existencias, no se deprecian. Se admite su desvalorización. [Párrafo 55 de la NIC 16]: Se deprecian cuando estén disponibles para su uso, es decir cuando:

 En línea con lo indicado en la sección anterior, si corresponde el reconocimiento de un bien como activo fijo (i. e. Propiedad, planta y equipo) desde la perspectiva contable, para fines tributarios corresponde evaluar cuál es la tasa máxima de depreciación aplicable al bien de acuerdo con la naturaleza del activo al que se incorpore, toda vez que deberá ser tratado como un costo posterior.  En efecto, siendo que para fines tributarios los bienes del activo fijo se deprecian a partir del mes en que son utilizados en las actividades de la compañía, corresponderá a partir de dicho evento empezar a depreciar el bien incorporándolo como un costo posterior.  Finalmente, resulta importante señalar que la disposición del Reglamento de la LIR referida a la opción de considerar como gasto la inversión en bienes de uso cuyo costo no supere un cuarto (1/4) de la Unidad Impositiva Tributaria (UIT) está referida a bienes de uso como unidades operativas y no a sus partes. En tal sentido, no resulta aplicable dicha disposición a los repuestos. Depreciación (lineal 1.6. producción)-NIC 16

unidades

1.6.1. Depreciación La contabilidad de la planta requiere la adopción de un método de depreciación y estimación de las vidas útiles y los valores de rescate

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

relacionados de los activos que se depreciarán. Una estimación de la vida útil no solo considera la vida económica del activo, sino también la vida restante del activo para la entidad que informa. Si se requiere una licencia o permiso de operación para usar un activo, la vida útil restante, a menudo, será la misma que el término restante de la licencia o permiso de operación. Se pueden utilizar varios métodos de depreciación, incluidos los métodos de línea recta, acelerados (como los “dígitos de la suma de los años” y los métodos de saldo decreciente) y los métodos de unidades de producción. Además, debido a la naturaleza de la planta de servicios públicos, los activos de generación de energía y los métodos compuestos de depreciación se aplican comúnmente en la depreciación de múltiples activos o grupos de activos. Los aspectos significativos sobre depreciación contenidos en la NIC 16 son los siguientes: a. El importe depreciable de un activo se distribuirá en forma sistemática durante su vida útil. b. El valor de cada parte de un elemento de propiedades, planta y equipo se depreciará en forma separada cuando tenga un costo significativo con relación del costo total del elemento. Esto se sustenta en el hecho de que dicha parte pueda tener diferente vida útil y, por consiguiente, beneficios futuros. c. El cargo por depreciación de cada periodo se reconocerá en el resultado del periodo, salvo que se haya incluido en el importe en libros en otro activo. Por ejemplo, es el caso de la depreciación de un equipo empleado en el proceso de transformación de los inventarios, el cual forma parte del costo del producto, según lo establece la NIC 2 “Existencias”. De forma similar, la depreciación de los equipos utilizados para actividades de desarrollo podrá incluirse en el costo de un activo intangible, de acuerdo con la NIC 38 “Activos Intangibles”.

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d. El valor residual y la vida útil de un activo se revisarán, como mínimo, al término de cada periodo anual, y si las expectativas difieren de las estimaciones previas, los cambios se contabilizarán de acuerdo con la NIC 8 “Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores”.

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

e. La vida útil de un activo se definirá en términos de la utilidad que se espera aporte en la entidad y en su determinación se tendrá en cuenta: i) la utilización prevista del activo, en cuanto a su capacidad de uso o producto físico que se espera (tal como la cantidad de horas de uso), ii) desgaste físico esperado que depende de factores operativos y de mantenimiento, iii) obsolescencia técnica o comercial, y iv) límites legales o restricciones similares sobre el uso del activo. f. Los cambios en la vida útil de un activo pueden producirse por un cambio en la vida económica esperada del activo y por el reemplazo previsto del activo. Cuando se efectúe un cambio en la vida útil de un activo, también debe revisarse el impacto de este cambio en el valor residual de dicho activo. g. La depreciación de un activo comenzará cuando este se encuentre en la ubicación y en las condiciones necesarias para operar, según lo previsto por la Gerencia. h. La depreciación cesará cuando el activo sea calificado disponible para la venta, de acuerdo con la NIIF 5 “Activos no corrientes, mantenidos para la venta y las actividades interrumpidas” o en caso se haya producido su baja, lo que ocurra primero. Asimismo, cuando ya no se esperan beneficios futuros por el uso del activo, en cuyo caso será retirado por castigo. i. Los cambios de depreciación por nuevas vidas útiles de los activos (que pueden derivar de una nueva medición de reservas y recursos) deben ser tratados prospectivamente, a partir de que se presente esta situación. Sobre los métodos de depreciación, la NIC 16 establece lo siguiente: El método de depreciación utilizado reflejará el patrón con arreglo al cual se espera que los beneficios económicos futuros sean utilizados por la compañía, y debe ser revisado como mínimo al término de cada periodo anual. Los cambios significativos en el patrón esperado se tratarán como una estimación contable, de acuerdo con la NIC 8. Pueden utilizarse diversos métodos de depreciación, pero los principales del sector energía son los siguientes:

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a. Línea recta: Cargos anuales de igual monto calculados sobre la vida útil del activo, siempre que su valor residual no cambie. b. Unidades de producción: El cargo de la depreciación refleja el patrón de producción sobre la vida útil del activo. Cabe señalar que, si se utilizan métodos de depreciación en función del uso, el cargo por depreciación podría ser nulo cuando no tenga lugar ninguna actividad de producción, como es el caso por la pandemia de Covid-19 que ha provocado la interrupción de la actividad económica regional y mundial. Sin embargo, al no ser usado el activo, debe considerarse evaluar los indicadores de deterioro que indican la NIC 36 párrafo 12. 1.6.2. Depreciación de componentes-Generación Todos los componentes deben depreciarse a su monto recuperable durante su vida útil, que puede diferir entre los componentes. El importe en libros restante del componente se da de baja en el reemplazo, y el costo de la parte de reemplazo se capitaliza. Los costos de realizar un mantenimiento mayor o revisión importante se capitalizan como un componente de la planta, donde esto proporciona beneficios económicos futuros. Los costos de reestructuración/revisión que no se relacionan con el reemplazo de componentes o la instalación de nuevos activos deben ser cargados cuando se incurre en ellos. Los costos de cambio/revisión no deben acumularse durante el periodo entre los cambios/revisiones, porque no hay una obligación legal o implícita de realizar el cambio/revisión; la compañía podría optar por cesar las operaciones en la planta y, por lo tanto, evitar los costos de cambio/revisión. ›

Aspectos tributarios

 Ni la LIR ni su Reglamento han establecido limitación alguna con respecto a la aplicación de los métodos de depreciación por parte de los contribuyentes. Sin perjuicio de ello, sí señala que con independencia al método de depreciación elegido por el contribuyente, esta no podrá exceder de las tasas máximas establecidas, las cuales señalamos a continuación:

Porcentaje anual de depreciación hasta un máximo de

Bienes

1. Ganado de trabajo y reproducción, redes de pesca.

25%

2. Vehículos de transporte terrestre (excepto ferrocarriles), hornos en general.

20%

3. Maquinaria y equipo utilizado por las actividades minera, petrolera y de construcción, excepto muebles, enseres y equipos de oficina.

20%

4. Equipos de procesamiento de datos.

25%

5. Maquinaria y equipo adquirido a partir del 1.1.91.

10%

6. Otros bienes del activo fijo.

10%

 En línea con lo anterior, en la eventualidad de que en aplicación de la NIC 16 una compañía haya tenido que componetizar un bien del activo fijo, a efectos de cumplir con verificar que no se está excediendo la tasa máxima de depreciación antes señalada, los contribuyentes tendrán que considerar los bienes como unidades operativas y aplicar la tasa correspondiente según la naturaleza del bien, a fin de realizar la verificación antes señalada.

2. Inicio de la fase comercial y sus implicancias contables. 2.1. Prueba de preproducción

potencia

ventas

Durante la fase de prueba de una nueva planta, la instalación producirá energía que puede venderse como “energía de prueba”, en virtud de un acuerdo de compra de energía relacionado, y entregarse a los clientes del propietario de la instalación, o venderse al mercado. De acuerdo con NIC 16 y NIC 2, el costo histórico de un activo incluye “los costos incurridos necesariamente para llevarlo a la condición y ubicación necesarias para su uso previsto”.

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Los montos de capitalizar incluyen costos elegibles incurridos antes de la fecha de operación comercial. Los costos durante la fase de prueba son parte de la preparación de la planta para su uso previsto; por lo tanto, el costo para generar energía de prueba debe incorporarse como parte de la medición inicial del costo capitalizado de la planta. Cualquier cantidad recibida para probar el poder es incidental a las operaciones de la instalación porque se obtienen antes del inicio de la operación comercial. El proceso de producción y venta de poder de prueba es uno de los pasos necesarios para preparar el activo para su uso previsto. Por lo tanto, de acuerdo con la definición de actividades y requisitos de la NIC 16 (adicionalmente, el USGAAP en su norma ASC 360-10-20), una compañía debe registrar los montos recibidos como resultado de la venta de la potencia de prueba, neto de cualquier combustible incremental u otros costos de producción incrementales, como una reducción del balance de obra en construcción. El juicio de la Gerencia es requerido para identificar si es “inicio de producción” o “alcanzar el nivel de producción especificado”. Solo la energía vendida después de la fecha de operación comercial debe registrarse como ingreso. ›

Aspectos tributarios

 Desde la perspectiva tributaria, el término de la etapa preoperativa o inicio de producción o explotación comercial son importantes, debido a que a partir de dicha fecha se debe tener en cuenta lo siguiente:  La compañía podrá optar por reconocer los “gastos preoperativos, incluyendo los intereses devengados en dicha etapa”, como (a) gasto en el primer ejercicio, o (b) amortizarlo proporcionalmente en el plazo máximo de diez (10) años; de acuerdo con lo dispuesto por el inciso g) del artículo 37o de la LIR y su Reglamento.

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 La compañía queda excluida de los supuestos de inafectación establecidos por la Ley 28424 que crea el Impuesto Temporal a los Activos Netos (ITAN) esto con excepción del primer año de inicio de sus operaciones productivas.  Término del beneficio del Régimen Especial de Recuperación Anticipada del

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IGV dispuesto por el Decreto Legislativo 973 y del Reintegro Tributario del IGV dispuesto por la Ley 28754, según corresponda.  Respecto de lo anterior, resulta importante señalar que se debe evaluar la oportunidad del inicio de producción o explotación comercial establecidas en cada una de las normas antes señaladas, a fin de evaluar las consecuencias antes descritas.  Finalmente, resulta importante señalar que en la medida que la compañía enajene bienes obtenidos en periodo de prueba, el importe obtenido por dicha enajenación deberá reconocerse como ingreso y se encontrará gravado con el IR y el IGV.

3. Costos de remediación, desmontaje y abandono de operaciones eléctricas 3.1. Definición técnica Las operaciones de la industria eléctrica generación, transmisión y distribución tienen que incurrir en desembolsos, al final del periodo de concesión pactado con el Gobierno (la vida útil del acuerdo de concesión), para remover las instalaciones y restaurar el área de Producción a una condición aceptable, de acuerdo con los requerimientos legales establecidos por el Gobierno o prácticas aceptadas por la compañía. Todos estos costos son descritos como costos de remoción y restauración, costos de cierre, costos de limpieza medioambiental y costos de desmantelamiento. 3.2. Desmantelamiento medioambientales

disposiciones

Las NIIF generalmente darán como resultado un reconocimiento más temprano de las disposiciones legales nacionales establecidas. Las compañías del sector energía y servicios públicos están expuestas a menudo a obligaciones legales, constructivas o implícitas para cubrir los costos de desmantelamiento y desmantelamiento de activos al final de su vida útil, además de restaurar el sitio. En el Perú, tenemos la siguiente regulación, especto de la obligación legal por desmantelamiento de los activos relacionados con

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las operaciones de generación, transmisión y distribución:  Decreto Ley 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas”, art. 31 h.  Decreto Supremo 029-1994-EM “Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas” art. 2, 3, 4, 5, 8 y 14 f).  NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo”.  NIC 37 “Propiedades, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes”. Las compañías de la industria eléctrica en generación, transmisión y distribución deben efectuar y documentar el análisis, cálculo estimado de la obligación mencionada y su correspondiente impuesto a las ganancias diferido, con la finalidad de registrarlo en sus estados financieros y actualizarlo al cierre de cada ejercicio contable. 3.2.1. Momento de reconocimiento Las disposiciones ambientales y de desmantelamiento están cubiertas por la NIC 37 “Provisiones, Pasivos y Activos Contingentes”. Se requiere el reconocimiento de una provisión cuando hay una obligación presente y es “probable” una salida de recursos. “Probable” se define como más probable que no (“more likely than not”). Una obligación presente puede ser de naturaleza legal o constructiva. Para las compañías eléctricas y de servicios públicos, la legislación o los requisitos reglamentarios pueden exigir una obligación legal de desmantelamiento y restauración del sitio. La obligación, como resultado de hacer un daño (perturbar el medioambiente) o de desmantelar el equipo se establece en su totalidad cuando el daño es causado o el activo instalado. Cuando la provisión surge en el reconocimiento inicial de un activo, el débito correspondiente se trata como parte del costo del activo relacionado y no se reconoce inmediatamente en resultados. 3.2.2. Medición Se requiere juicio para llegar a la mejor estimación’. La provisión se mide con la mejor estimación de los costos en los que se incurrirá. Esto

toma en cuenta el valor temporal del dinero, si es material. La mejor estimación puede basarse en el costo único más probable de desmantelamiento y debe tener en cuenta las incertidumbres en los flujos de efectivo o en la tasa de descuento utilizada para medir la provisión. Hay muchas complejidades en el cálculo de una estimación del gasto en el que se incurre. Los avances tecnológicos que pueden reducir el costo final del desmantelamiento también pueden afectar el tiempo al extender la vida útil existente de una planta. La estimación se actualiza en cada fecha de informe o al cierre anual de los estados financieros de la compañía. 3.2.3. Reconocimiento en los estados financieros 3.2.3.1. Marco normativo de acuerdo con las NIIF La base contable que soporta el tratamiento contable de los costos de remediación, desmontaje de activos relacionados con las actividades de generación, transmisión y distribución de las operaciones del sector eléctrico está dada por:  NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo”.  NIC 37 “Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes”.  CINIIF 1 “Cambios en Pasivos Existentes por Retiro de Servicio, Restauración y Similares”. De acuerdo con la NIC 37, cuando existe una obligación como resultado de un evento pasado, independientemente de las acciones futuras de una entidad, es necesario reconocer una provisión, es decir, se reconoce una obligación. Específicamente, la obligación se reconoce cuando la entidad tiene la obligación legal o implícita para remediar los daños causados y restaurar el medioambiente. Las compañías suelen reconocer obligaciones medioambientales solamente cuando están en proceso de cierre o abandono de sus operaciones. Sin embargo, también deberían reconocer dichas obligaciones, antes de entrar en producción, durante la etapa de exploración, desarrollo, en la medida en que se han producido daños importantes como resultado de

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

preparar y desarrollar la operación del sector eléctrico de generación, transmisión y distribución. ›

Determinación del estimado de provisión

La NIC 37 párrafo 36 establece que el monto reconocido como provisión deberá ser el mejor estimado del desembolso requerido para liquidar la obligación en la fecha del Estado de Situación Financiera. Por lo tanto, al estimar la provisión, una compañía debería considerar los riesgos e incertidumbres relacionados. La obligación debe reflejar la condición actual de los activos, incluyendo los daños a la localidad donde se realizan las operaciones de generación, transmisión y distribución, al final de un periodo dado. Por lo tanto, las provisiones para cierre y remediaciones medioambientales deberán excluir cualquier obligación adicional que se espere que surja de futuras perturbaciones. La medición de la provisión por las actividades de generación, transmisión y distribución requiere de mucho juicio profesional, debido a que: a. El monto del trabajo de remediación requerido dependerá de la escala de operación. b. El monto del trabajo de remediación depende de los estándares medioambientales impuestos por los reguladores locales (leyes vigentes), los cuales podrían variar en el tiempo.

Muchas de estas incertidumbres pueden ser resueltas hacia el final de la fase de producción, muy cerca de efectuar los trabajos de abandono y remediación. ›

Tasa de descuento

La NIC 37 requiere que cuando el efecto del dinero en el tiempo es material, el monto de una provisión debería ser el valor presente de los desembolsos esperados que serán necesarios para liquidar la obligación. La tasa de descuento que se usa para obtener el valor presente debería ser una tasa antes de impuestos, que refleje la evaluación del mercado sobre el valor temporal del dinero y los riesgos específicos de la obligación. Si los costos estimados futuros han sido ajustados para reflejar los efectos de la inflación y los riesgos propios de la obligación, entonces es necesario que la entidad use una tasa libre de riesgo. Esto resulta lo más usual. ›

Cambios a la provisión

e. La oportunidad del abandono depende de cuándo los contratos de concesión con el Gobierno finalicen, lo cual depende de las oportunidades de renegociación o ampliación del plazo de concesión vigente puedan extenderse.

Los costos de cierre y de remediación son inciertos. Estos costos pueden variar durante el plazo de las operaciones de generación, transmisión y distribución, en respuesta a muchos factores, incluyendo cambios a los requerimientos legales relevantes, el surgimiento de nuevas técnicas de restauración y la experiencia en otras operaciones del sector eléctrico. La oportunidad esperada de los desembolsos también puede cambiar —por ejemplo, en respuesta de los cambios en los plazos de la concesión o las tecnologías aplicadas en la producción— (pasar de usar equipos a diésel a los de fuerza eólica, hídrica o gas). Por lo tanto, podrían ocurrir ajustes significativos a la provisión por cierre de operaciones y remediación medioambiental, lo cual afectaría los resultados financieros futuros. Las provisiones son, por lo tanto, revisadas en cada fecha del Estado de Situación Financiera y son ajustadas para reflejar el mejor estimado actual.

f. Los trabajos de abandono serán a menudo efectuados por contratistas especialistas, cu-

Los eventos que cambian la medición se detallan a continuación:

c. Los planes detallados de remediación y de abandono no serán desarrollados hasta muy cerca del cierre de las operaciones de generación, transmisión y distribución. d. No siempre quedará claro qué costos son directamente atribuibles al abandono de la operación de generación, transmisión y distribución (por ejemplo: costos de seguridad, costos de mantenimiento, monitoreo continuo del medioambiente y costos de terminación de los trabajadores).

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yos costos dependerán de los precios futuros de mercado para los trabajos de remediación necesarios.

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

a. La actualización del pasivo por el paso del tiempo (o amortización del descuento).

Según la NIC 1, se debe tener en cuenta lo siguiente:

b. Cambios en los flujos de caja estimados, como nuevas perturbaciones, actualización de los costos estimados, cambios a la vida estimada de la operación.

 Según el párrafo 69, la compañía deberá hacer una distinción entre pasivos corrientes y pasivos no corrientes con base en la expectativa de los desembolsos que serán realizados en el futuro.

c. Revisiones de la tasa de descuento. La NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo” no precisa en qué medida el valor en libros de una partida debería verse afectado por los cambios en el importe estimado de los costos de abandono y remediación que ocurren después del estimado inicial. Este asunto ha sido tratado en la CINIIF 1 “Cambios en Pasivos Existentes por Retiro del Servicio, Restauración y Similares”. La CINIIF 1 diferencia entre el tratamiento contable requerido, dependiendo de si las partidas de propiedad, planta y equipo relacionadas están valuadas al costo o al valor revaluado. Si el activo es mantenido al costo, los cambios en el pasivo son añadidos al costo del activo o disminuidos de él. Ninguna disminución podría hacer que el valor en libros del activo sea menor a cero y cualquier exceso sobre el valor en libros debería afectar inmediatamente a resultados del ejercicio. Si el cambio en el estimado resulta en un aumento del valor en libros, la entidad debe considerar si esto es un indicador de deterioro del valor del activo. Si el activo relacionado se mantiene al valor revaluado y los cambios en la obligación estimada alteran el excedente de revaluación, entonces la disminución en el pasivo es acreditada directamente al rubro de excedente de revaluación, a menos que reverse un déficit de revaluación del activo que fue anteriormente reconocido en resultados, en cuyo caso debería afectar los resultados del ejercicio corriente. Si el pasivo disminuye y la deducción excede del monto que el activo habría tenido si se midiera al costo (costo depreciado), el monto por el cual el activo se reduce tiene por tope dicho monto. Cualquier exceso es registrado inmediatamente en resultados del ejercicio corriente. ›

Presentación y revelación

›› Presentación No existe norma específica que regule la presentación de los costos de desmontaje, rehabilitación y abandono. En este sentido, es necesario referirse a la NIC 1 “Presentación de estados financieros”.

 Según el párrafo 78, “las provisiones se desglosarán, de forma que se muestren por separado las que corresponden a provisiones por beneficios a los empleados y el resto”. Esto quiere decir que el Estado de Situación Financiera debe mostrar por separado la provisión por desmontaje, rehabilitación y abandono, y no debe agruparse con otros rubros. ›› Revelación La entidad debe informar acerca de lo siguiente: a. El importe en libros al principio y al final del periodo. b. Las provisiones efectuadas en el periodo, incluyendo también los aumentos en las provisiones existentes. c. Los importes utilizados en el transcurso del periodo. d. El aumento durante el periodo en el importe descontado que surge del paso del tiempo y el efecto de cualquier cambio en la tasa de descuento. La compañía debe revelar información sobre los siguientes asuntos: a. Una breve descripción de la naturaleza de la obligación contraída, así como el calendario esperado de las salidas de beneficios económicos, producidos por la misma. b. Una indicación acerca de las incertidumbres relativas al importe o al calendario de las salidas de esos recursos. c. En los casos en que sea necesario, para suministrar la información adecuada, la compañía debe revelar la información correspondiente a los principales supuestos realizados sobre los sucesos futuros. A continuación, presentamos un ejemplo de revelación en Notas de los estados financieros:

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

›

Nota de juicios y estimados contables

›› Significativos La compañía evalúa anualmente su provisión para desmantelamiento, abandono de operaciones de: generación, transmisión y distribución. El grupo considera estimados y supuestos significativos al momento de determinar la provisión para abandono de operaciones, debido a que existen numerosos factores que afectarán la obligación final por pagar. Estos factores incluyen estimados de la extensión y costos de las actividades de rehabilitación, cambios tecnológicos, cambios regulatorios, aumentos de costos en comparación con la inflación (2% en el año) y cambios en la tasa de descuento (8% en el año). Estas incertidumbres podrían resultar en desembolsos reales futuros distintos de los montos actualmente registrados. La provisión a la fecha de reporte representa el mejor estimado de la Gerencia del valor presente de los costos futuros de rehabilitación requeridos. Los cambios a los costos estimados futuros son reconocidos en el Estado de Situación Financiera, ya sea aumentando o disminuyendo el activo y el pasivo por rehabilitación si el estimado inicial estuvo originalmente reconocido como parte de un activo medido, de acuerdo con la NIC 16.

›› Ejemplo 1: La compañía registra el valor presente de los costos estimados de las obligaciones legales e implícitas requeridas para restaurar las localidades operativas en el periodo en el cual se incurre la obligación. La naturaleza de estas actividades de restauración incluye remoción de estructuras, rehabilitación de áreas o zonas de operación, presas, desmontaje de instalaciones (torres, postes, etc.), cierre de planta, restauración y revegetación de las áreas afectadas. La obligación, generalmente, surge cuando el activo es instalado o el ambiente es afectado. Al momento del reconocimiento inicial de la obligación, el valor presente de los costos estimados es capitalizado mediante el aumento del valor en libros de los activos mineros relacionados. A lo largo del tiempo, la obligación descontada es incrementada por el cambio en el valor presente basado en tasas de descuento que reflejan las evaluaciones actuales del mercado y los riesgos específicos de la obligación. La amortización periódica del descuento es reconocida en resultados como un costo financiero. Las perturbaciones adicionales al medioambiente o los cambios en los costos de rehabilitación son reconocidos como aumentos o cambios a los activos correspondientes y obligaciones por rehabilitación, según ocurren. ›› Ejemplo 2:

Cualquier reducción en la obligación por rehabilitación y, por lo tanto, cualquier deducción del activo por rehabilitación no debería exceder el importe en libros del activo. Si sucede esto, cualquier exceso sobre el valor en libros es registrado inmediatamente en los resultados del ejercicio.

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Si el cambio en el estimado resulta en un aumento en la obligación por rehabilitación y, por lo tanto, en una adición al valor en libros del activo, la compañía debe considerar si esto es un indicador de deterioro del activo como un todo y hacer la prueba de deterioro de acuerdo con la NIC 36. En el caso de las operaciones eléctricas antiguas, si los activos revisados, neto de las obligaciones por rehabilitación, exceden el importe recuperable, esta porción del aumento es cargada directamente a resultados. ›

Nota de política contable usada

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

Desmantelamiento El pasivo por desmantelamiento es reconocido cuando la compañía tiene obligación legal o asumida de desmontar y retirar instalaciones para restaurar el sitio donde están localizadas las centrales, y cuando se puede efectuar un estimado razonable. Los costos de retiro son registrados al valor presente del desempleo futuro estimado determinado de acuerdo con los requerimientos y condiciones locales, los cuales son revisados periódicamente al cierre del ejercicio contable, incluyendo la tasa de descuento utilizada para calcular el valor presente. En el reconocimiento inicial, se reconoce un importe de propiedades, planta y equipo por un monto equivalente a la provisión por la obligación. Posteriormente, dicho importe será depreciado al igual que las partidas de propiedades, planta y equipo. Cualquier cambio en el valor presente del desembolso estimado se refleja como

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un ajuste a la provisión y al valor del activo fijo correspondiente. Los cambios por el paso del tiempo de la provisión son registrados como gasto financiero en los resultados del año, así como el efecto del impuesto a las ganancias diferido. ›

Nota específica rehabilitación

provisión

para

minas dejen de producir en tasas económicamente viables. Esto, a su vez, dependerá de los precios futuros del oro y del cobre, los cuales son inherentemente inciertos. ›

Prácticas seguidas en la industria

No existen prácticas que venga siguiendo la industria, distintas de la descrita en la presente sección de este capítulo.

Ver la siguiente tabla. ›› Aspectos tributarios Provisión para rehabilitación Al 1 de enero de 2020 Compra de una subsidiaria

Rehabilitación S/ 388 55

Provisión del año

183

Reversión de provisiones no usadas

(1)

Uso de provisiones Acumulación de intereses Saldo al 31 de diciembre de 2020

(34) 27 618

La compañía registra una provisión por los costos futuros de rehabilitación de los lugares donde se asientan las minas y de las instalaciones de producción, sobre una base descontada. La provisión por rehabilitación representa el valor presente de los costos de rehabilitación, los cuales se espera que sean incurridos, hasta el 2026. Estas provisiones han sido creadas a partir de los estimados internos del grupo. Los supuestos, basados en el ambiente económico actual, son aquellos que la Gerencia considera razonables para estimar la obligación futura. Estos estimados son revisados regularmente para tomar en cuenta cualquier cambio material en los supuestos. Sin embargo, los costos reales de rehabilitación dependerán finalmente de los precios futuros de mercado para los trabajos que son necesarios efectuar, los cuales reflejarán las condiciones de mercado relevantes. En adición, la oportunidad de la rehabilitación es probable que dependa de cuando las

 Desde la perspectiva tributaria, la LIR no contempla un tratamiento tributario específico para las operaciones de abandono de las compañías del sector eléctrico: generación, transmisión y distribución. Sin embargo, cabe mencionar que las provisiones que realizan las compañías por costos de remediación, desmontaje y abandono de operaciones eléctricas no serán deducibles hasta que dichas actividades sean ejecutadas de manera efectiva, las cuales deberán contar con el sustento suficiente para su acreditación.

4. Costos de financiamientos-NIC 23 4.1. Definición técnica Los costos de financiamiento son los costos incurridos al financiar las operaciones de una compañía. Lo conforman los intereses y otros costos que se generan en conexión con los préstamos de fondos. Generalmente, se expresan como una tasa de interés anual. 4.2. Reconocimiento en los estados financieros Marco normativo de las NIIF, a través de la NIC 23 “Costos por Préstamos”, describe el tratamiento contable de los costos de financiamiento. El principio básico de la norma prescribe que los costos por préstamos que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos, que cumplan las condiciones para su denominación como “activos calificados”, serán parte del costo de dichos activos. Los demás costos por préstamos se reconocen como gastos. Los costos de financiamiento se refieren básicamente a los intereses y otros costos incurridos por una empresa al obtener préstamos, como los siguientes:

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

195

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

a. Gasto por intereses calculados, utilizando el método del interés efectivo, tal como se describe la NIIF 9. b. Intereses relativos a pasivo por arrendamiento, reconocidos según la NIIF 16. c. Diferencias de cambio por financiamientos en moneda extranjera que se corresponde con ajustes de intereses. Se denomina “activos calificados” a aquellos que necesariamente requieren un periodo de tiempo sustancial antes de estar listos para el uso al que están destinados o para la venta. Ejemplos de estos activos son plantas de manufactura, hidroeléctricas, propiedades de inversión, maquinaria especializada, entre otros. Los activos financieros y los inventarios que son manufacturados o producidos en periodos cortos, así como los activos que ya están listos para el uso al que se le destina o para su venta, no son activos calificados. La norma contable establece tres condiciones para el inicio de la capitalización de los costos de financiación, como parte del costo de los activos calificados. Debe comenzar cuando: a. Se incurra en desembolsos para el activo. b. Se incurra en los costos de financiamiento. c. Se inicien las actividades necesarias para preparar el activo para su uso o venta. Abarcan, además de la construcción física del activo, el trabajo técnico y administrativo antes del comienzo de la construcción, como las actividades relacionadas con la obtención de permisos (ver gráfico 1).

La capitalización de los costos de financiamiento debe cesar cuando se completan todas las actividades necesarias de preparación del activo apto para su uso planeado o su venta. Cuando la construcción se realiza por etapas y cada etapa está apta para ser usada mientras continúa la construcción de las otras etapas, la capitalización de los costos de financiación debe cesar. Los costos de financiamiento por capitalizar dependerán del tipo de financiamiento que se utilice para desarrollar el activo apto: a. Costos de financiamiento atribuidos directamente: Son aquellos costos por préstamos que podrían haberse evitado si no se hubiere efectuado un desembolso en el activo apto. b. Costos de financiamiento indirectos: En los casos en que sea difícil la asignación directa por existir varias fuentes de financiamiento, los costos susceptibles de capitalización deben ser determinados aplicando una tasa de capitalización a los desembolsos efectuados en el activo apto.  Si no se identifica el financiamiento específico en relación con la construcción de un activo apto, se debe identificar cualquier financiamiento general y determinar el monto de los costos de financiamiento que serán capitalizados. En lugar de considerar los costos de financiamiento realmente incurridos, se determina una tasa de capitalización, la que es aplicada a los desembolsos reales incurridos en el activo apto (ver gráfico 2).  La tasa de capitalización debe ser el promedio ponderado de los costos por financiación aplicables a todos los préstamos

Gráfico 1. Activo calificado

196

G A S T O S

Construcción (activo)

Fecha de inicio

Suspensión temporal (activo)

Suspensión indefinida (activo)

Construcción (activo)

CONSTRUCCIÓN DEL ACTIVO

Fecha de término

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

G A S T O S

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recibidos por la empresa, pendientes durante el periodo. Sin embargo, se excluirán de este cálculo los costos por préstamos aplicables a préstamos específicamente acordados para financiar un activo apto hasta que se completen sustancialmente todas las actividades necesarias para preparar ese activo para su uso previsto o venta. El importe de los costos por préstamos que una empresa capitalice durante el periodo no excederá el total de los costos por préstamos en que se haya incurrido durante ese mismo periodo. (ver gráfico 2). 4.3. Presentación y revelación Los costos de financiamiento deben ser reconocidos como gastos del periodo en que se incurre en ellos, y en los estados financieros se debe revelar información sobre las políticas y métodos contables adoptados para ello. Los costos de financiamiento que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos que cumplan las condiciones para su calificación deben ser capitalizados formando parte del costo de dichos activos. Asimismo, la capitalización debe ser suspendida durante los periodos en los que se interrumpe el desarrollo de actividades, si estos se extienden de manera significativa en el tiempo.

esa forma de contabilización para todos los activos que cumplan las condiciones exigidas para su calificación. No es apropiado que la empresa aplique el tratamiento a unos activos y a otros, no, si todos cumplen las condiciones. En los estados financieros, se revelará la siguiente información: a. Las políticas contables adoptadas con relación a los costos de financiamiento. a) El importe de los costos por préstamos capitalizados durante el periodo. b) La tasa de capitalización utilizada para determinar el importe de los costos por préstamos susceptibles de capitalización. Cuando la obra esté terminada o en uso, los intereses por financiamiento se llevarán directamente al gasto. 4.4. Prácticas seguidas en la industria En la industria eléctrica, el tratamiento contable de los costos de financiación es incluido en la política revisada y aprobada por la Gerencia de la compañía, la cual debe ser aplicada uniformemente y revelarse en Notas a los estados financieros. 4.5. Aspectos tributarios para considerar

Una compañía cesará la capitalización de los costos por préstamos cuando se hayan completado todas o prácticamente todas las actividades necesarias para preparar el activo apto para el uso al que va destinado o para su venta. Cuando una compañía capitalice los costos de financiación, aplicará de manera uniforme

 Ley del Impuesto a la Renta La Ley del Impuesto a la Renta establece tratamientos disímiles, según se trate de intereses o diferencia de cambio relacionados con deudas por activos fijos.

Gráfico 2. Tasa de capitalización promedio

Total de intereses Tasa de capitalización promedio Financiamiento general

Financiamiento interno

Financiamiento total

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197

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El artículo 20o, numeral 1), de la Ley de Impuesto a la Renta establece que el costo de adquisición de los bienes debe incluir la contraprestación pagada por el bien adquirido, incrementada en las mejoras incorporadas de carácter permanente y los gastos incurridos con motivo de su compra, como fletes, seguros, gastos de despacho, derechos aduaneros, instalación, montaje, comisiones normales, gastos notariales, impuestos, derechos y otros gastos que resulten necesarios para colocar a los bienes en condiciones de ser usados; asimismo, establece que, en ningún caso, los intereses formarán parte del costo de adquisición. En cuanto al tratamiento tributario de las diferencias de cambio, el artículo 61o, literal d), de la Ley del Impuesto a la Renta establece las diferencias de cambio que resulten de expresar en moneda nacional los saldos de moneda extranjera correspondientes con activos y pasivos; estas deberán ser incluidas en la determinación de la materia imponible del periodo en el cual la tasa de cambio fluctúa, considerándose como utilidad o como pérdida. Tributariamente, la regla aplicable a los intereses es que estos siempre califican como gastos financieros y, en ningún supuesto, se admiten tributariamente como parte del costo de los activos. Por lo tanto, se originará una diferencia de carácter temporal si son capitalizados contablemente. Conforme con lo indicado en el inciso a), del artículo 37o de la Ley del Impuesto a la Renta, son deducibles los intereses de deudas y los gastos originados por la constitución, renovación o cancelación de estas siempre que hayan sido contraídas para adquirir bienes o servicios vinculados con la obtención o producción de rentas gravadas en el país o mantener su fuente productora. Sin perjuicio de lo indicado en el párrafo anterior, debemos considerar algunas limitaciones a la deducción: a. Endeudamientos con partes vinculadas

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No serán deducibles los intereses relacionados con el préstamo que excede en tres veces el patrimonio neto del contribuyente (último párrafo del inciso a) del artículo 37o de la Ley del IR e inciso a) numeral 6 del artículo 21o del Re-

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

glamento de la Ley del IR). Esta norma aplica también para endeudamientos con partes independientes (no vinculadas) por las deudas contraídas en forma posterior al 14 de setiembre de 2018. Nótese que la regla antes mencionada será aplicable hasta el 31 de diciembre del 2020. Dicha regla cambia a partir del 1 de enero de 2021, cuando el límite de la deducción de intereses no deberá exceder el treinta por ciento (30%) del EBITDA del ejercicio anterior. En ese sentido se establece la posibilidad de deducir aquellos intereses netos que no hubieran podido ser deducidos en el ejercicio por exceder el límite antes señalado, dentro de los cuatro (4) ejercicios inmediatos siguientes. En el caso de que luego de cumplidos los cuatro (4) ejercicios inmediatos siguientes no hubiera sido posible deducir dichos intereses, se perderá su deducibilidad. b. Endeudamientos con residentes de países no cooperantes, de baja o nula imposición, que tienen un régimen fiscal preferencial o sujetos que obtengan ganancias, rentas o ingresos a través de un país no cooperante, de baja o nula imposición o que gozan de un régimen fiscal preferencial. 4.6. Cambios en curso La NIC 23 está vigente para periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2009. Posteriormente, la NIC 23 ha sido modificada como parte de las Mejoras Anuales, así como por la emisión de la NIIF 9 y NIIF 16. Estas modificaciones ya han sido consideradas en el presente capítulo. › Aspectos tributarios  Desde la perspectiva tributaria, la LIR establece que en ningún caso los intereses formarán parte del costo de adquisición, construcción o producción.  No obstante lo anterior, cabe mencionar que los intereses incurridos en la etapa preoperativa inicial o por la expansión de las actividades de la compañía a opción del contribuyente podrán considerarse como gasto en el primer ejercicio en que inicie producción o amortizarse de manera proporcional en el plazo máximo de 10 años.

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5. Derecho de uso-NIIF 16. Contratos de compra de energía › Aplicabilidad a los acuerdos de compra de energía Muchos contratos a largo plazo asociados con la adquisición o venta de energía tienen características de arrendamiento. Por ejemplo, un generador de energía puede contratar la venta a largo plazo de su producción a una compañía nacional de servicios públicos. Tal acuerdo de compra de energía (PPA), a menudo, será necesario para asegurar la financiación del proyecto para la planta en términos económicos. Es probable que muchos de estos PPA tengan características de arrendamiento, ya que el comprador efectivamente tiene derecho a usar la planta a cambio de pagos regulares. El activo bajo el acuerdo no necesita identificarse explícitamente en el acuerdo. Por ejemplo, una planta de energía no puede ser nombrada específicamente en el acuerdo, pero, debido a la ubicación de la planta y a la proximidad al área de suministro, sería impracticable usar una planta de energía alternativa para cumplir con las obligaciones del acuerdo. › Contratos de energía/electricidad. Ejemplos.

gía renovable que acumula (devenga) por el uso de la planta solar. El contrato contiene un arrendamiento. El cliente tiene el derecho a usar la planta solar por 20 años. Existe un activo identificable porque la planta solar está explícitamente especificada en el contrato, y el proveedor no tiene el derecho a sustituir la planta solar especificada. [Referencia: párrafos B13 y B14] El cliente tiene el derecho a controlar el uso de la planta solar durante 20 años de uso porque: (a) El cliente tiene el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de las fibras a lo largo del periodo de 20 años. El cliente tiene el uso exclusivo de la planta solar; toma toda la electricidad producida por la planta durante 20 años de uso, así como los créditos de energía renovable que son un subproducto del uso de la planta solar. Aunque el proveedor recibirá los beneficios económicos de la planta solar en forma de créditos fiscales, esos beneficios económicos relacionados con la propiedad de la planta solar más que por el uso de la planta solar y, por ello, no se consideran en esta evaluación. [Referencia: párrafo B21]

›› Ejemplo 1: Una empresa de servicios públicos (cliente) contrata con una compañía de electricidad (proveedor) la compra de toda la electricidad producida por una nueva planta solar por 20 años, que está explícitamente especificada en el contrato, y el proveedor no tiene el derecho de sustitución. La planta solar es propiedad del proveedor y la energía no puede proporcionarse al cliente por otro activo. El cliente diseñó la planta solar antes de que fuera construida. El cliente contrató expertos en energía solar para ayudar a determinar la localización de la planta y la ingeniería del equipamiento a utilizar. El proveedor es responsable de construir la planta solar con las especificaciones del cliente, y después operarla y mantenerla. No existen decisiones sobre cuándo y cuánta electricidad se producirá porque el diseño del activo ha predeterminado esas decisiones. El proveedor recibirá créditos fiscales relacionados con la construcción y propiedad de la planta solar, mientras que el cliente recibe créditos de ener-

(b) El cliente tiene el derecho a decidir el uso de la planta solar porque se dan las condiciones del párrafo B24(b)(ii). Ni el cliente ni el proveedor deciden cómo y para qué propósito se usa la planta solar durante el periodo de uso porque esas decisiones están predeterminadas por el diseño del activo (es decir, el diseño de la planta solar ha programado, de hecho, en el activo cualquier derecho de toma de decisiones relevantes sobre cómo y para qué propósito será usada la planta solar a lo largo del periodo de uso). El cliente no opera la planta solar; el proveedor toma las decisiones sobre la operación de la planta solar. Sin embargo, el diseño del cliente de la planta solar le ha otorgado el derecho a decidir el uso de la planta. Puesto que el diseño de la planta solar ha predeterminado cómo y para qué propósito se usará el activo a lo largo del periodo de uso, el control del cliente sobre ese diseño es sustantivamente similar a que controle esas decisiones. [Referencia: párrafo B28]

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

›› Ejemplo 2: El cliente contrata con el proveedor la compra de toda la electricidad producida por una planta de electricidad explícitamente especificada por tres años. La planta de electricidad es propiedad y está operada por el proveedor. El proveedor no puede proporcionar electricidad al cliente desde otra planta. El contrato establece el calendario y la cantidad de electricidad que producirá la planta eléctrica a lo largo del periodo de uso, que no puede cambiarse en ausencia de circunstancias extraordinarias (por ejemplo, situaciones de emergencia). El proveedor opera y mantiene la planta de forma diaria de acuerdo con las prácticas operativas aprobadas para el sector industrial. El proveedor diseñó la planta eléctrica cuando se construyó algunos años antes de contratar con el cliente —el cliente no tenía implicación con ese diseño—. El contrato no contiene un arrendamiento. Existe un activo identificable porque la planta de electricidad está explícitamente especificada en el contrato, y el proveedor no tiene el derecho a sustituirla. [Referencia: párrafos B13 y B14] El cliente tiene el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de la planta de electricidad identificada a lo largo del periodo de tres años. El cliente tomará toda la electricidad producida por la planta de electricidad a lo largo de los tres años del periodo de uso. Sin embargo, el cliente no tiene el derecho a controlar el uso de la planta de electricidad porque no tiene el derecho a decidir su uso. El cliente no tiene el derecho a decidir cómo y para qué propósito se usa la planta. [Referencia: párrafo B24]

200

Cómo y para qué propósito se usa la planta (es decir, cuándo y cuánta electricidad producirá la planta) se predetermina en el contrato. El cliente no tiene derecho a cambiar cómo y para qué propósito se usa la planta durante el periodo de uso. El cliente no tiene otros derechos de toma de decisiones sobre el uso de la planta de electricidad durante el periodo de uso (por ejemplo, no la opera) y no la diseñó. El proveedor es la única parte que puede tomar decisiones sobre la planta durante el periodo de uso sobre cómo se opera y mantiene. El cliente tiene los mismos derechos con respecto al uso de la planta como si fuera solo uno de los muchos clientes

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

que obtienen electricidad de esta. [Referencia: párrafo B25] ›› Ejemplo 3: El cliente contrata con el proveedor la compra de toda la electricidad producida por una planta de electricidad explícitamente especificada por 10 años. El contrato señala que el cliente tiene derecho a toda la electricidad producida por la planta (es decir, el proveedor no puede usarla para satisfacer otros contratos). El cliente emite instrucciones al proveedor sobre la cantidad y calendario de la entrega de electricidad. Si la planta no está produciendo electricidad para el cliente, no opera. El proveedor opera y mantiene la planta de forma diaria de acuerdo con las prácticas operativas aprobadas para el sector industrial. El contrato contiene un arrendamiento. El cliente tiene el derecho a usar la planta solar por 10 años. Existe un activo identificado. La planta de electricidad está explícitamente especificada en el contrato, y el proveedor no tiene el derecho de sustituir esa planta especificada. [Referencia: párrafos B13 y B14] El cliente tiene el derecho a controlar el uso de la planta de electricidad a lo largo del periodo de 10 años de uso por dos razones: (a) El cliente tiene el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de la planta de electricidad por el periodo de 10 años. El cliente tiene el uso exclusivo de la planta de electricidad; el cliente tomará toda la electricidad producida por la planta de electricidad a lo largo de los 10 años del periodo de uso. [Referencia: párrafo B21] (b) El cliente tiene el derecho a decidir el uso de la planta de electricidad porque se dan las condiciones del párrafo B24(a). El cliente toma las decisiones relevantes sobre cómo y para qué propósito se usa la planta de electricidad porque tiene el derecho de determinar cuándo y cuánta electricidad producirá la planta (es decir, el calendario y cantidad, si procede, de electricidad producida) a lo largo de todo el periodo de uso. Puesto que se impide que el proveedor use la planta de electricidad para otro propósito,la toma de decisiones del cliente

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sobre el calendario y cantidad de electricidad producida, de hecho, determina cuándo, y si la planta fabrica producto. [Referencia: párrafo B25]

Activo por derecho de uso: Un activo que representa un derecho a que un arrendatario use un activo subyacente durante el plazo del arrendamiento.

Aunque los servicios de operación y mantenimiento de la planta de electricidad son esenciales para su uso eficiente, las decisiones del proveedor a este respecto no le otorgan el derecho a decidir cómo y para qué propósito se usa la planta de electricidad. [Referencia: párrafo B27]

Activo subyacente: Un activo que es el sujeto de un arrendamiento, por el cual el derecho a usar ese activo ha sido proporcionado por un arrendador a un arrendatario.

Por consiguiente, el proveedor no controla el uso de la planta de electricidad durante el periodo de uso. En su lugar, las decisiones del proveedor dependen de las del cliente sobre cómo y para qué propósito se usa la planta de electricidad. 5.1. Arrendamientos El IASB ha emitido una norma (NIIF 16 “Arrendamientos”), vigente a partir del 1 de enero de 2019, que contiene un nuevo modelo de contabilización para los arrendatarios, donde todos los arrendamientos existentes y nuevos, con plazo mayor a un año, se reconocerán en el estado de situación financiera. La NIC 17 “Arrendamientos” sigue vigente para el tratamiento contable de los arrendadores. Las compañías de la industria eléctrica y de servicios públicos a menudo utilizan las transacciones de arrendamiento para complementar las importantes inversiones realizadas en propiedades, planta y equipo, debido a la naturaleza y tercerización de algunas labores en sus operaciones, donde cumplen el rol de arrendatarios, se espera que sean considerablemente impactadas con la aplicación de esta nueva NIIF 16. La contabilidad de arrendamiento no solo se aplica a los contratos en la forma legal de un arrendamiento. Esto significa que debe considerarse la esencia de todos los acuerdos comerciales. Esto es particularmente relevante para el sector energía y servicios públicos, ya que muchos de los compromisos a largo plazo asociados con la adquisición o venta de energía tienen características de arrendamiento. 5.1.1. Definiciones claves Activo identificado: Bien que se encuentra especificado en el contrato o implícitamente especificado cuando se pone a disposición de la compañía.

Arrendador: Una entidad que proporciona el derecho a usar un activo subyacente por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. Arrendatario: Una entidad que obtiene el derecho a usar un activo subyacente por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. Costos directos iniciales: Los costos incrementales de obtener un arrendamiento en los que no se habría incurrido si el arrendamiento no se hubiera obtenido, excepto los costos incurridos por un arrendador que es, a la vez, fabricante o distribuidor de los bienes arrendados, en relación con un arrendamiento financiero. Fecha de comienzo del arrendamiento: La fecha en la que un arrendador pone un activo subyacente a disposición de un arrendatario. Fecha de inicio del acuerdo de arrendamiento: La fecha más temprana entre la del acuerdo de un arrendamiento y la del compromiso de ejecutar, por las partes, los principales términos y las condiciones del acuerdo. Modificación del arrendamiento: Un cambio en el alcance de un arrendamiento, o la contraprestación de un arrendamiento, que no fue parte de los términos y las condiciones originales (por ejemplo, añadir o terminar el derecho a usar uno o más activos subyacentes, ampliar o acortar la duración contractual del arrendamiento). Periodo de uso: El periodo total de tiempo que se usa un activo para cumplir un contrato con un cliente (incluyendo los periodos de tiempo no consecutivos). Subarrendamiento: Una transacción por la cual un activo subyacente es arrendado nuevamente por un arrendatario (arrendador intermedio) a un tercero, y el arrendamiento (arrendamiento principal) entre el arrendador que es el propietario y el arrendatario permanece vigente.

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Tasa de interés implícita: Tasa de interés que iguala el valor presente de (a) los pagos por el arrendamiento y (b) el valor residual no garantizado, con la suma de (i) el valor razonable del activo subyacente y (ii) cualquier costo directo inicial del arrendador. Tasa incremental de los préstamos del arrendatario: La tasa de interés que un arrendatario tendría que pagar por pedir prestado por un plazo similar, y con una seguridad semejante, los fondos necesarios para obtener un activo de valor similar al activo por derecho de uso en un entorno económico parecido. Vida económica: El periodo a lo largo del cual se espera que un activo se use económicamente por uno o más usuarios o la cantidad de producción o unidades similares que se espera obtener de un activo por uno o más usuarios. Vida útil: El tiempo durante el cual se espera utilizar el activo por parte de la entidad, el número de unidades de producción o similares que se espera obtener del activo por parte de una entidad. 5.1.2. Definición técnica Un contrato es, o contiene, un arrendamiento si transmite el derecho de controlar el uso de un activo identificado por un tiempo a cambio de una contraprestación. Las compañías del sector minero suelen pactar acuerdos para recibir servicios que incluyen el uso de activos, los cuales pueden ser por periodos de corto o mediano plazo, con opción de ser renovados automáticamente, cumplido el plazo inicialmente pactado, o renovados todos los años, manteniendo el mismo activo para la prestación del servicio en favor de la compañía minera. Algunos contratos de servicios pueden estar respaldados con contratos de distintas denominaciones legales, pero cuya sustancia económica se corresponde con operaciones de arrendamiento. Entre estos casos, pueden mencionarse:

202

 Servicio de transporte de personal (vehículos asignados para uso de la compañía)  Servicio de suministro de combustible (proveedor instala surtidores de combustible o

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tanques de almacenamiento de combustible en instalaciones de la compañía)  Servicio de maquila (la maquinaria y equipo de producción son para uso de la compañía)  Servicio de procesamiento de datos (incluyen la asignación a título exclusivo de servidores y otros equipos tecnológicos para la empresa)  Servicio de suministro de energía por la producción íntegra de una central hidroeléctrica, termoeléctrica o alimentada por combustible Si un contrato contiene un arrendamiento, generalmente, el arrendatario reconocerá un activo por derecho de uso y un pasivo por arrendamiento (este último en valor descontado a la fecha de comienzo del contrato de arrendamiento) en el Estado de Situación Financiera y deberá reconocer la depreciación de dicho activo y los intereses de la reversión del descuento del pasivo durante el plazo de vigencia del acuerdo. La prueba de clasificación de arrendamiento financiero y operativo de la NIC 17 “Arrendamientos” ya no se aplica a los arrendatarios, pero se mantiene para los arrendadores. Los elementos clave y algunas de las consideraciones clave para evaluar si un contrato es, o contiene, un arrendamiento son las siguientes (todos los elementos de la definición deben cumplirse para que exista un arrendamiento): (ver gráfico 3).

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Gráfico 3

¿Activo identificable?

PASO 1

 Activo especificado  Capacidad  Derecho sustantivo a sustituir el activo identificado por parte del proveedor

SÍ

PASO 2 Control sobre el uso del activo identificado

PASO 3

¿El cliente obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos?

SÍ

¿El cliente tiene el derecho a dirigir el uso del activo?

El contrato no es un arrendamiento

 ¿Quién tiene el derecho a decidir cómo y para qué propósito se usa el activo a lo largo de todo el periodo de uso?  ¿El uso del activo está determinado? SÍ

El contrato es (o contiene) un arrendamiento

› Paso 1. ¿Existe un activo identificado? (NIIF 16, B13-B20) Un contrato contiene un arrendamiento solo si se relaciona con un activo identificado. Puede haber un activo identificado si hay un activo especificado. Un activo puede estar explícitamente especificado en un contrato o estar implícitamente especificado en el momento en que el activo está disponible para su uso por el cliente. ›› Ejemplo 1.1.: Un proveedor celebra un contrato con una compañía de generación para suministrar un “transformador de potencia” para su uso en las instalaciones de la compañía, por un plazo de diez meses. El código del transformador no se especifica en la fecha de la firma del contrato, el proveedor tiene cuatro transformadores de una especificación similar que podrían utilizarse para cumplir el contrato. Los cuatro transformadores están en una distancia similar del sitio de las instalaciones de la compañía de generación. Sin embargo, una vez que un transformador determinado es transportado al sitio de la compañía, solo ese transformador puede ser utilizado para cumplir el contrato. ›› Respuesta

En este caso, aunque el contrato no especifica inicialmente qué transformador se utilizará para cumplir el contrato, el transformador individual se especifica cuando se pone a disposición del cliente. En muchos casos, el activo sujeto al contrato será el activo subyacente y, por lo tanto, fácil de identificar. Sin embargo, una parte de la capacidad de un activo puede ser un activo identificado si es o no es físicamente distinto, pero el cliente tiene el derecho de recibir sustancialmente toda la capacidad del activo y, de ese modo, proporciona al cliente el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo. ›› Ejemplo 1.2.: Un contratista celebra un contrato con una compañía de distribución para almacenar repuestos de equipos en un almacén específico. Dentro de este almacén, las salas 1 y 2 se asignan por contrato al contratista para su uso exclusivo. El proveedor no tiene derechos de sustitución. Las salas 1 y 2 representan el 40% del total de la capacidad del almacén. ›› Respuesta

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

En este escenario, hay un activo identificado a pesar de que el contratista está usando solo el 40% de la capacidad total del almacén. Esto es porque las salas están explícitamente especificadas en el contrato, son físicamente distintas de las otras salas dentro del almacén y el proveedor no tiene derechos de sustitución. Incluso si se especifica un activo, un cliente no tiene el derecho de usar un activo identificado si el proveedor tiene el derecho sustantivo de sustituir el activo por otro activo alternativo, a lo largo de todo el periodo de uso. El derecho de un proveedor de sustituir un activo es sustantivo solo si existen las siguientes condiciones: (a) El proveedor tiene la capacidad práctica de sustituir activos alternativos a lo largo de todo el periodo de uso (por ejemplo, el cliente no puede impedir que el proveedor sustituya el activo y hay activos alternativos fácilmente disponibles para el proveedor o podrían encontrarse por el proveedor dentro de un periodo de tiempo razonable), y (b) El proveedor se beneficiaría económicamente del ejercicio de su derecho a sustituir el activo (es decir, se espera que los beneficios económicos asociados con la sustitución superen los costos asociados con la sustitución del activo). ›› Ejemplo 1.3.: Una compañía eléctrica celebra un acuerdo con un proveedor para un transformador de potencia significativamente personalizada para convertir la energía con los parámetros especificados por la compañía. El proveedor tiene el derecho de sustituir el transformador durante la vigencia del contrato sin requerir el consentimiento del cliente. No hay otros transformadores de potencia personalizados similares en la cartera del proveedor, ni disponibles de otros proveedores. ›› Respuesta

204

En este escenario, el derecho de sustitución no es sustantivo porque un transformador de potencia personalizado de forma similar no está fácilmente disponible y, por lo tanto, el proveedor no tiene la capacidad práctica de sustituir. Los derechos o las obligaciones del proveedor para sustituir el activo por reparaciones y mantenimiento no impiden a la compañía eléctrica

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tener el derecho de usar un activo identificado. Por ejemplo, si el activo no está operando adecuadamente y el proveedor decide sustituirlo. Si la compañía eléctrica no puede determinar fácilmente si el proveedor tiene un derecho de sustitución sustantivo, supondrá que cualquier derecho de sustitución no es sustantivo. › Paso 2. ¿El arrendatario obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos? (NIIIF 16 B21-B23) Un contrato contiene un arrendamiento solo si el cliente obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos. Un cliente puede obtener los beneficios económicos del uso de un activo directa o indirectamente de muchas formas, tales como usando, manteniendo o subarrendando el activo. Los beneficios económicos del uso de un activo incluyen sus productos principales (bienes o servicios) y subproductos (por ejemplo, créditos de energía renovable que se generan a través de su uso). ›› Ejemplo 2.1.: Una compañía de transmisión eléctrica celebra un acuerdo con un propietario de tierras (otorgante) para obtener un derecho de servidumbre sobre las tierras de cultivo del otorgante para construir y tener un uso exclusivo de una red de transmisión. El terreno en el que se construye la red de transmisión se especificará explícitamente en el contrato de servidumbre con el propietario o se especificará una vez que esté disponible para el uso del cliente. ›› Respuesta Al evaluar si una compañía de transmisión obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de la servidumbre de la tierra, se considera si el otorgante puede obtener de manera realista los beneficios económicos del uso de la tierra. Si el otorgante no puede usar la tierra sobre la cual se otorga la servidumbre para cualquier otro propósito, la compañía de transmisión obtiene sustancialmente todos los beneficios económicos del uso de la servidumbre de la tierra. › Paso 3. ¿Quién tiene el derecho a dirigir el uso del activo? (NIIF 16, B24-B30) Una compañía eléctrica tiene el derecho a decidir sobre el uso de un activo identificado, a lo largo de todo el periodo de uso, solo si:

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a) La compañía eléctrica tiene el derecho a decidir “cómo y para qué propósito” se usa el activo, a lo largo de todo el periodo de uso, o b) Las decisiones relevantes sobre cómo y para qué propósito se usa están predeterminadas y: i. La compañía eléctrica tiene el derecho a operar el activo (o dirigir a otros para operar el activo de la forma que determine), durante todo el periodo de uso, sin que el proveedor tenga el derecho a cambiar esas instrucciones operativas. ii. La compañía eléctrica diseñó el activo (o aspectos específicos del mismo) de forma que predetermina cómo y para qué propósito se usará el activo durante todo el tiempo de uso. Una compañía eléctrica considera los derechos de toma de decisiones que son relevantes para cambiar el cómo y para qué propósito se usa el activo en el sentido de que afectan a los beneficios económicos derivados del uso. Ejemplos de derechos de toma de decisiones que, dependiendo de las circunstancias, conceden el derecho a cambiar el cómo y para qué propósito se usa el activo, incluyen: a) Qué: Derechos de cambiar el tipo de producto que se fabrica mediante el activo, por ejemplo, para decidir si usar un contenedor de transporte para trasladar bienes o para almacenar. b) Cuando: Derechos de cambiar cuándo se fabrica el producto (por ejemplo, decidir cuándo se usará un elemento de maquinaria o una planta de electricidad).

periodo de uso. No se tienen en cuenta las decisiones que están predeterminadas antes del periodo de uso, por ejemplo, a la fecha de inicio del contrato. ›› Ejemplo 3.1.: Una compañía eléctrica celebra un contrato de cuatro años con un proveedor “comunidad vecina” para el uso de unidades de alojamiento en la zona de operación de la compañía. Las unidades que se utilizarán se especifican explícitamente en el contrato y no se pueden sustituir. El proveedor es responsable del mantenimiento de las unidades. La remuneración se basa en el número de unidades de alojamiento ocupadas. La compañía eléctrica tendrá el uso exclusivo de las unidades de alojamiento, a lo largo del contrato de cuatro años. Asimismo, la compañía eléctrica puede tomar las siguientes decisiones: (a) el lugar donde las unidades de alojamiento estarán situadas en la zona de operación de la compañía y (b) cuándo y si las unidades estarán ocupadas. El uso de las unidades de alojamiento está predeterminado en el contrato. ›› Respuesta En este ejemplo, la compañía eléctrica puede cambiar dónde estarán situadas las unidades de alojamiento, cuándo, sí y cuánto se usarán las unidades; por tanto, toma las decisiones de cómo y para qué propósito se usa el activo identificado, a lo largo del periodo de uso y, por lo tanto, dirige el uso. Los derechos a operar un activo pueden conceder a la compañía eléctrica el derecho de decidir el uso del activo si las decisiones relevantes sobre cómo y para qué propósito se usa el activo están predeterminados. ›› Ejemplo 3.2.:

c) Dónde: Derechos de cambiar dónde tiene lugar la producción (por ejemplo, decidir sobre el destino de un camión o un barco, o decidir cuándo se usa un elemento de equipo). d) Sí y cuánto: Derechos de cambiar si se fabrica el producto y la cantidad de ese producto (por ejemplo, decidir si producir energía desde la planta de electricidad y cuánta energía producir desde esa planta). Al evaluar si una compañía eléctrica tiene derecho a dirigir el uso de un activo, esta considera únicamente los derechos para tomar decisiones sobre el uso del activo durante el

Una compañía de generación firma un contrato de cuatro años con un proveedor naviero, para transportar combustible por el río en la selva hacia sus instalaciones. La barcaza que se utilizará se especifica explícitamente en el contrato y no puede ser sustituido. La carga de la compañía eléctrica ocupará sustancialmente toda la capacidad de la barcaza. El contrato especifica la carga a transportar y las fechas de envío y de entrega. La compañía eléctrica contrata al capitán y el resto de la tripulación es contratada por el proveedor naviero. En este ejemplo, todas las decisiones sobre cómo y con qué propósito se utiliza el activo están predeterminadas porque el contrato especifica cuándo y dónde navega el barco, así como la carga a transportar.

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

205

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

›› Respuesta La barcaza no fue diseñada por la compañía eléctrica, pero esta puede operar la barcaza porque ha contratado al capitán de la barcaza. Aunque la barcaza no puede operar sin el resto de la tripulación (que es proporcionada por el proveedor), generalmente es el capitán quien toma las decisiones operativas y da las instrucciones. En este escenario, es probable que la compañía eléctrica opere la barcaza y, en consecuencia, tenga derecho de dirigir su uso. Un contrato puede incluir términos y condiciones diseñados para proteger el interés del proveedor en el activo u otros activos, para proteger su personal o para asegurar el cumplimiento del proveedor de las leyes o regulaciones. Los derechos protectores habitualmente definen el alcance de los derechos de uso del cliente, pero no impiden al cliente, por sí solos, ejercer el derecho a decidir el uso de un activo. Componentes de arrendamientos y no arrendamientos (NIIF 16, p12-p17, B32-B33) A menudo, las compañías eléctricas celebran contratos de servicios, los cuales pueden incluir el derecho de usar un activo. Si un contrato es, o contiene un arrendamiento, entonces las compañías eléctricas contabilizarán cada componente del arrendamiento separado de los componentes de no arrendamientos (por ejemplo, servicios). El derecho de usar un activo subyacente es un componente del arrendamiento separado si: (a) El arrendatario puede beneficiarse del uso del activo subyacente por sí mismo o junto con otros recursos que están fácilmente disponibles para el arrendatario y

206

(b) El activo subyacente no es altamente dependiente ni está altamente interrelacionado con otros activos subyacentes en el contrato. Cuando un contrato contenga un componente de arrendamiento y no arrendamiento, la contraprestación del contrato en cada componente se distribuirá de la siguiente manera: i. Un arrendatario distribuirá la contraprestación sobre la base de precio relativo independiente del componente del arrendamiento y del pre-

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cio agregado, independiente de los componentes que no son arrendamiento. El precio relativo independiente de los componentes de arrendamiento y de los que no son de arrendamiento se determinará sobre la base del precio que el arrendador, o un proveedor similar, cargaría de forma separada a una entidad por ese componente o por uno similar. Si no existe un precio observable independiente, fácilmente disponible, el arrendatario estimará el precio independiente, maximizando el uso de información observable. Como una solución práctica, un arrendatario puede elegir, por clase de activo subyacente, no separar los componentes y, en su lugar, contabilizar cada componente de arrendamiento y cualquier componente asociado que no sea de arrendamiento como si se tratase de un componente de arrendamiento único. Un arrendador distribuirá la contraprestación del contrato aplicando los párrafos 73 a 90 de la NIIF 15 “Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de Contratos con clientes” (en adelante, la NIIF 15). ›› Ejemplo 4: Una compañía eléctrica celebra un contrato de arrendamiento por cinco años con un proveedor para usar un vehículo de transporte. El contrato establece que el proveedor operará el vehículo y asumirá los gastos de seguro. La renta anual es de USD 2,000. Los servicios operativos y costos de seguro similares pueden ser ofrecidos por terceros por USD 400 y USD 50, respectivamente, por año. La compañía eléctrica no puede encontrar un monto de alquiler independiente observable para equipos del sector eléctrico similares porque, en general, ninguno se alquila sin los servicios operativos relacionados proporcionados por el arrendador. ›› Respuesta En este caso:  El precio independiente observable para los servicios operativos es de USD 400  El precio independiente estimado del arrendamiento del vehículo es de USD 1,750  El costo del seguro no transfiere un bien o servicio al arrendatario y, por lo tanto, no es un componente separado.

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COMPONENTES

PRECIO INDEPENDIENTE

% ASIGNACIÓN

ASIGNACIÓN DE LA RENTA

1,750

81%

1,628

(2,000x81%)

400

19%

372

(2,000x19%)

2,150

100%

2,000

Arrendamiento (vehículos) Servicios operativos Seguros Total

5.1.3. Reconocimiento en los estados financieros.

5.1.5. Medición inicial del pasivo por arrendamiento

› Contabilidad del arrendatario (NIIF 16, p22-p46) La NIIF 16 elimina la distinción entre los dos tipos de arrendamientos contemplados en la anterior norma NIC 17 (arrendamientos financieros y operativos). En su lugar, hay un único modelo que requiere que los arrendamientos se contabilicen dentro del balance, similar a la contabilidad de arrendamiento financiero. Situación financiera Activo: Derecho a usar el activo subyacente. Pasivo: Obligación de hacer los pagos del arrendamiento. Estado de resultados Depreciación + gastos por intereses = gasto total del arrendamiento

En la fecha de comienzo, un arrendatario medirá el pasivo por arrendamiento al valor presente de los pagos por arrendamiento que no se hayan pagado en esa fecha. Para la medición del pasivo por arrendamiento se requiere considerar lo siguiente: a) Plazo del arrendamiento: Comprende el periodo no cancelable de un arrendamiento, junto con los periodos cubiertos por una opción de ampliar el arrendamiento si el arrendatario va a ejercer con razonable certeza esa opción; y los periodos cubiertos por una opción para terminar el arrendamiento si el arrendatario no va a ejercer con razonable certeza esa opción. b) Pagos del arrendamiento. Incluyen:  Pagos fijos (menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar).

5.1.4. Exenciones al reconocimiento Un arrendatario puede optar por no aplicar los requerimientos de reconocimiento de la NIIF 16 para aquellos contratos que son (a) arrendamientos a corto plazo o (b) arrendamientos en los que el activo subyacente es de bajo valor.

 Pagos por arrendamiento variables, que dependen de un índice o una tasa.  Importes que espera pagar el arrendatario como garantías de valor residual.

Gráfico 4

Dos grandes exenciones opcionales hacen que la aplicación de esta norma sea más fácil

EXENCIONES NO DISPONIBLES PARA ARRENDADORES

Arrendamientos de corto plazo

Arrendamientos de bajo valor

≤ 12 meses y sin opción de compra

≤ USD 5,000 Por ejemplo

Opción de política contable

Activo por activo

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207

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 El precio de ejercicio de una opción de compra si el arrendatario está razonablemente seguro de ejercer esa opción.  Pagos por penalizaciones derivadas de la terminación del arrendamiento, si el plazo del arrendamiento refleja que el arrendatario ejercerá una opción para terminar el arrendamiento. c) Tasa de descuento: Los pagos por arrendamiento se descontarán usando la tasa de interés implícita en el arrendamiento, si esa tasa pudiera determinarse fácilmente. Si esa tasa no puede determinarse fácilmente, el arrendatario utilizará la tasa incremental por préstamos del arrendatario. 5.1.6. Medición inicial del activo por derecho de uso En la fecha de comienzo, un arrendatario medirá un activo por derecho de uso al costo. El costo del activo por derecho de uso comprenderá: 5.1.7. Medición posterior del pasivo por arrendamiento Después del reconocimiento inicial, el pasivo por arrendamiento se medirá al costo amortizado, usando el método de interés efectivo; esto es: a) Incrementando el importe en libros para reflejar el interés sobre el pasivo por arrendamiento b) Reduciendo el importe en libros para reflejar los pagos por arrendamiento realizados. c) Midiendo nuevamente el importe en libros para reflejar las nuevas mediciones o modificaciones del arrendamiento.

Operación

= Valor presente de los pagos delarrendamiento

208

Valor presente de los pagos esperados al final del arrendamiento

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Cuando surja un cambio en los contratos, un arrendamiento evaluará y medirá el pasivo por arrendamiento, utilizando la tasa de descuento indicada a continuación:

Si se produce un cambio en los importes por pagar esperados relacionados con una garantía de valor residual. Si se produce un cambio en los pagos por arrendamiento futuros procedente de un cambio en un índice o una tasa usados para determinar esos pagos.

Se produce un cambio en el plazo del arrendamiento. Se produce un cambio en la evaluación de una opción para comprar el activo subyacente.

La tasa de descuento permanece fija sin cambios*

La tasa de descuento será revisada y actualizada

5.1.8. Medición posterior del activo por derecho de uso Generalmente, los activos por derecho de uso son depreciados y están sujetos a pruebas de deterioro, de acuerdo con NIC 36 “Deterioro de Activos no Financieros”. Se ajustan por cualquier nueva medición del pasivo por arrendamiento. Una compañía eléctrica aplicará los requerimientos de la depreciación de la NIC 16 “Propiedades, Planta y Equipo”, al depreciar el activo por derecho de uso. Si el arrendamiento transfiere la propiedad del activo subyacente al arrendatario, con el fin del plazo del arrendamiento o si el costo del activo por derecho de uso refleja que el arrendatario ejercerá una opción de compra, el arrendatario depreciará el activo por derecho de uso desde la fecha de comienzo de este hasta el final de la vida útil

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del activo subyacente. En otro caso, el arrendatario depreciará el activo por derecho de uso desde la fecha de comienzo hasta el final de la vida útil del activo, cuyo derecho de uso lo tiene hasta el final del plazo del arrendamiento, lo que tenga lugar primero. Si un activo por derecho de uso cumple la definición de propiedades de inversión, el activo por derecho de uso es medido de acuerdo con la NIC 40 “Propiedades de Inversión”, que puede ser medido al valor razonable. 5.1.9. Contabilidad del arrendador (NIIF 16, p61-p87) La contabilidad del arrendador bajo NIIF 16 permanece similar de los requerimientos bajo NIC 17. En ese sentido, un arrendador clasificará cada uno de sus arrendamientos como un arrendamiento operativo o un arrendamiento financiero. Se clasificará como financiero cuando transfiera sustancialmente todos los riesgos y las ventajas inherentes a la propiedad de un activo subyacente. Se clasificará como operativo si no transfiere sustancialmente todos los riesgos y las ventajas inherentes a la propiedad de un activo subyacente. Si un arrendamiento es financiero u operativo depende de la esencia de la transacción y no de la forma del contrato.

Indicadores que, individualmente o en combinación, normalmente llevarían a clasificar un arrendamiento como financiero son los siguientes: Gráfico 6 ¿La propiedad del activo subyacente se transfiere al arrendatario al finalizar el plazo del arrendamiento?

SÍ

¿Se espera que la opción de comprar el activo subyacente sea suficientemente inferior al valor razonable (a la fecha de ejercicio)?

SÍ

¿El arrendamiento cubre la mayor parte de la vida económica del activo subyacente (>75 %)?

SÍ

¿Al inicio del arrendamiento, el valor razonable de los pagos mínimos del arrendamiento es, al menos, equivalente al valor razonable del activo subyacente?

SÍ

Activo por derecho de uso NO

Pasivo por arrendamiento

+ Costos directos iniciales

¿El activo subyacente es de una naturaleza tan especializada que solo el arrendatario puede usarlo sin realizarle modificaciones importantes?

SÍ

Pagos anticipados del arrendamiento

+ Costo de desmantelamiento y restructuración (NIC 337)

Evaluar OTROS INDICADORES adicionales

Arrendamiento financiero

209

Incentivos

* A menos que el cambio en los pagos por arrendamiento proceda de un cambio en las tasas de interés variables. TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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Otros indicadores de situaciones que podrían llevar, por sí solas o de forma conjunta con otras, a la clasificación de un arrendamiento como de carácter financiero son las siguientes: Gráfico 7 ¿El arrendatario soporta las pérdidas por cancelación anticipada?

SÍ

¿Las ganancias o pérdidas de la fluctuación en el valor razonable del valor residual las asume el arrendatario?

SÍ

Arrendamiento operativo

Arrendamiento financiero

5.1.10. Arrendamiento financiero En la fecha de comienzo, un arrendador reconocerá en su estado de situación financiera los activos que mantenga en arrendamientos financieros y los presentará como una partida por cobrar, por un importe igual al de la inversión neta en el arrendamiento. Los costos directos iniciales se incluirán en la medición inicial de la inversión neta en el arrendamiento y reducirán el importe de los ingresos reconocidos a lo largo de la duración del arrendamiento.

210

Un arrendador aplicará los requerimientos de baja en cuentas y de deterioro de valor de la NIIF 9 “Instrumentos Financieros”, a la inversión neta en el arrendamiento. 5.1.11. Arrendamiento operativo

SÍ

¿El arrendatario tiene la capacidad para continuar el arrendamiento por un segundo periodo a la renta que es sustancialmente más baja que la renta de mercado?

Luego de su medición inicial, el arrendador reconocerá los ingresos financieros, a lo largo del plazo del arrendamiento, sobre la base de una pauta que refleje una tasa de rendimiento constante sobre la inversión financiera neta que el arrendador ha realizado en el arrendamiento.

Un arrendador reconocerá los pagos por arrendamiento procedentes de los arrendamientos operativos como ingresos de forma lineal o de acuerdo con otra base sistemática que represente el patrón con la que se disminuye el beneficio del uso del activo subyacente. Los costos directos iniciales incurridos para obtener un arrendamiento operativo se reconocerán como gasto, a lo largo de la duración de arrendamiento, sobre la misma base que los ingresos del arrendamiento. Un arrendador reconocerá como un gasto los costos, incluyendo la depreciación, incurridos para obtener los ingresos del arrendamiento. La política de depreciación para activos subyacentes depreciables sujetos a arrendamientos operativos será congruente con la política de depreciación normal que el arrendador siga para activos similares. Un arrendador calculará la depreciación, de acuerdo con la NIC 16 y la NIC 38. ›

Otras consideraciones

›› Subarrendamiento (NIIF 16, B58) La NIIF 16 requiere que un arrendador intermedio contabilice un arrendamiento principal y un subarrendamiento como dos contratos separados, aplicando los requerimientos de contabilización del arrendador y del arrendatario. Este enfoque se considera apropiado porque en general cada contrato se negocia por separado, siendo la contraparte del subarrendamiento una entidad diferente de la contraparte del arrendamiento principal. Por consiguiente, para un arrendador intermedio, las obligaciones que surgen del arrendamiento principal no se extinguen, generalmente, por los términos y las condiciones del subarrendamiento.

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a) El arrendatario-vendedor continuará reconociendo el activo transferido y reconocerá un pasivo financiero igual a los recursos de la transferencia. El pasivo financiero se contabilizará aplicando la NIIF 9.

b) El arrendador-comprador no reconocerá el activo transferido y reconocerá un activo financiero igual a los recursos de la transferencia. El activo financiero se contabilizará aplicando la NIIF 9. ›› Acuerdos conjuntos

Es común que las compañías mineras sean parte de un acuerdo conjunto (es decir, un negocio o una operación conjuntos). Identificar al cliente cuando se trata de un acuerdo conjunto es fundamental para determinar si hay un contrato de arrendamiento. Se considera que un acuerdo conjunto es el cliente cuando el contrato es firmado por el propio acuerdo conjunto o firmado por una o más de las partes del acuerdo conjunto en nombre del acuerdo conjunto.

›› Transacciones de venta con arrendamiento Si la transferencia de un activo por el arrendatario-vendedor satisface los requerimientos de la Norma Internacional de Información Financiera 15 Ingresos procedentes de contratos con clientes (en adelante NIIF 15) para ser contabilizada como una venta del activo: a) El arrendatario-vendedor medirá el activo por derecho de uso que surge de la venta con arrendamiento posterior en la proporción del importe en libros anterior del activo que se relaciona con los derechos de uso conservados por el arrendatario-vendedor. Por consiguiente, el arrendatario-vendedor reconocerá solo el importe de cualquier ganancia o pérdida relacionada con los derechos transferidos al arrendador-comprador. b) El arrendador-comprador contabilizará la compra del activo, aplicando las normas que correspondan, y el arrendamiento, aplicando los requerimientos de contabilización del arrendador de esta norma. Si la transferencia de un activo por el arrendatario-vendedor no satisface los requerimientos de la NIIF 15 para ser contabilizada como una venta del activo:

Cuando el acuerdo conjunto es el cliente, el contrato contiene un contrato de arrendamiento si las partes del acuerdo conjunto tienen colectivamente el derecho de controlar el uso de un activo identificado durante todo el periodo de uso, a través de su control conjunto del acuerdo. Si hay un contrato de arrendamiento, entonces: a) En el caso de una operación conjunta, cada parte de la operación conjunta cuenta, en sus propios estados financieros, su parte del activo por derecho de uso y su parte del pasivo por arrendamiento b) En el caso de un negocio conjunto, el activo por derecho de uso y el pasivo por arrendamiento se reconocen en los estados financieros del negocio conjunto y no en los estados financieros de los participantes individuales. 5.1.12. Método de transición (NIIF 16, C1-C21) Para los arrendadores, aparte de la excepción específica con relación de los subarrendamientos, no se requiere ajustes en la fecha de aplicación inicial desde la NIC 17 hacia la NIIF 16, dado que la contabilidad del arrendador,

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

211

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

según la NIIF 16, es ampliamente consistente con los requerimientos de la NIC 17. Un arrendador intermedio evaluará nuevamente los subarrendamientos que fueron clasificados como arrendamientos operativos, aplicando la NIC 17 y que se mantienen en la fecha de aplicación inicial, para determinar si cada subarrendamiento debe clasificarse como un arrendamiento operativo o un arrendamiento financiero, utilizando esta norma. El arrendador intermedio realizará esta evaluación en la fecha de aplicación inicial sobre la base de los términos y las condiciones contractuales que se mantienen del arrendamiento principal y el subarrendamiento en esa fecha.

b) Método retroactivo modificado: Bajo este método no se reexpresará la información comparativa y se reconocerá el efecto acumulado de la aplicación inicial de esta norma como un ajuste al saldo de apertura de los resultados acumulados en la fecha de aplicación inicial. La elección de uno de los dos métodos de transición involucra una compensación entre costo y comparabilidad. Es decir, las opciones y los recursos que simplifican y reducen los costos de transición tienden a reducir la comparabilidad de su información financiera. Elegir la mejor opción de transición para su negocio requerirá reflexión y, probablemente, algunos modelos detallados de enfoques alternativos.

Para subarrendamientos que se clasificaron como arrendamientos operativos, aplicando la NIC 17, pero como arrendamientos financieros, utilizando esta norma, contabilizará el subarrendamiento como un arrendamiento financiero nuevo realizado en la fecha de aplicación inicial.

Si un arrendatario opta por aplicar el método retroactivo modificado a contratos de arrendamientos clasificados como operativos, de acuerdo con NIC 17, determinará el pasivo por arrendamiento y el activo por derecho de uso de la siguiente manera (ver gráfico 8).

Por el contrario, los arrendatarios deberán optar por uno de los métodos de transición para la adopción de esta norma:

En la fecha de aplicación inicial, aplicando el método retroactivo modificado, la NIIF 16 proporciona varias soluciones prácticas que puede emplear el arrendatario para aquellos contratos que bajo NIC 17 fueron clasificados como operativos, esto con la finalidad de proporcionar un alivio considerable en la transición.

a) Método retroactivo completo: Bajo este método, se aplicará la NIIF 16, de forma retroactiva, a cada periodo sobre el que se informa, anteriormente presentado, aplicando la NIC 8 “Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores”.

Para arrendamientos financieros, utilizando la NIC 17, el importe en libros del activo por

Gráfico 8  El pasivo se calcula utilizando la tasa de descuento a la

Opción 1 Método Retroactivo modificado

Contratos de arrendamientos clasificados como operativos de acuerdo a NIC 17

fecha de transición pero considerando las rentas pendientes de pago.  El activo se calcula utilizando la misma tasa de descuento del pasivo a la fecha de transición pero considerando todas las rentas pendientes de pago. Se calcula la depreciación del activo hasta la fecha de transición.  La diferencia entre el activo y pasivo a la fecha de transición se reconoce en resultados acumulados.

 El pasivo se calcula utilizando la tasa de descuento a la

212

Opción 2

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fecha de transición pero considerando las rentas pendientes de pago.  El activo es igual al pasivo a la fecha de transición ajustado por el importe de cualquier pago por arrendamientos anticipado o devengado.

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derecho de uso y el pasivo por arrendamiento en la fecha de la aplicación inicial será el importe en libros del activo de arrendamiento y el pasivo por arrendamiento inmediatamente antes de la fecha de medida, aplicando la NIC 17. Para esos arrendamientos, el arrendatario contabilizará el activo por derecho de uso y el pasivo por arrendamiento, aplicando esta norma desde la fecha de aplicación inicial. Ejemplo: Una compañía eléctrica celebra un contrato de alquiler de un equipo por un importe fijo de USD 100 por año, el cual se paga al final de cada año. El contrato de arrendamiento comienza el 1 de enero de 2014, y la tasa de endeudamiento incremental es de 7%. El periodo no cancelable del contrato de arrendamiento es de 10 años, renovable por otros cinco años. Bajo la NIC 17, la compañía eléctrica clasifica el arrendamiento como un arrendamiento operativo y reconoce los pagos del arrendamiento como un gasto en línea recta; es decir, un gasto de USD 100 por año. La compañía eléctrica adopta la NIIF 16, utilizando el método retroactivo modificado en la fecha de aplicación inicial (1 de enero de 2019). En esa fecha:  La compañía eléctrica no está razonablemente segura de ejercer la opción de renovación. El plazo restante del contrato de arrendamiento es, por lo tanto, de cinco años  La tasa de endeudamiento incremental es del 5%. En ese sentido, la compañía eléctrica calcula el pasivo por arrendamiento al 1 de enero de 2019 sobre la base de los pagos de arrendamiento restante (USD100 por los cinco años) descontado de la tasa de endeudamiento incremental, en esa fecha, del 5%, dando un pasivo por arrendamiento de USD 433. El activo por derecho de uso se calcula de la siguiente manera: Opción 1: La compañía eléctrica decide calcular el activo por derecho de uso en la fecha de aplicación inicial de la norma (1 de enero de 2019), de la siguiente manera:

 Considera todos los pagos desde el comienzo del arrendamiento, es decir, desde el 1 de enero de 2014.  El valor presente de los pagos de arrendamiento durante el plazo de 10 años (USD 100 por cada año), descontados de la tasa de endeudamiento incremental del 5%, da como resultado el importe de USD 772.  La política contable de la compañía eléctrica es amortizar los activos por derecho de uso en línea recta durante el periodo de arrendamiento. Por lo tanto, el importe en libros del activo por derecho de uso, al 1 de enero de 2019, es de USD 386 (5/10x772) Bajo esta opción, al 1 de enero de 2019, el registro inicial del contrato de arrendamiento es el siguiente: Debe Activo por derecho de uso

Haber

386

Pasivo por arrendamiento

433

Resultados acumulados

Opción 2: Supongamos que no hay costos directos iniciales , por lo tanto, la compañía eléctrica calcula el activo por derecho de uso por un importe igual al pasivo por arrendamiento, el cual, al 1 de enero de 2019, se calcula en USD 433. Bajo esta opción, al 1 de enero de 2019, el registro inicial del contrato de arrendamiento es el siguiente: Debe Activo por derecho de uso

Haber

433

Pasivo por arrendamiento

433

5.1.13. Aspectos tributarios relacionados Desde la perspectiva tributaria, el tratamiento del arrendamiento de bienes puede ser esquematizado de la siguiente manera:

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213

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

TIPO DE ARRENDAMIENTO

TRATAMIENTO TRIBUTARIO APLICABLE

DEFINICIÓN

Decreto Legislativo 299 (D. Leg. 299)

Arrendamiento financiero celebrado con una entidad autorizada por la SBS2

Es el contrato mercantil cuyo objeto es la locación de bienes muebles o inmuebles por una empresa locadora para el uso por la arrendataria, a través del pago de cuotas periódicas y con opción a favor de la arrendataria de comprar dichos bienes por un valor pactado

Arrendamiento operativo y/o financiero celebrado con entidades no autorizadas por la SBS

Es el contrato a través del cual el arrendador se obliga a ceder temporalmente al arrendatario el uso de un bien por cierta renta convenida (Artículo 1666° del Código Civil).

Legislación del Impuesto a la Renta (LIR)

Bajo los supuestos señalados en el cuadro anterior, de manera general, el tratamiento tributario aplicable puede resumirse de la siguiente manera:

PARTES

ARRENDAMIENTO FINANCIERO CELEBRADO EN EL MARCO DEL D. LEG. 299

ARRENDAMIENTO OPERATIVO Y ARRENDAMIENTO FINANCIERO CELEBRADO CON ENTIDADES NO AUTORIZADAS POR LA SBS Bienes: activo fijo

Arrendador

Cuotas: ingresos gravados (Colocación)

Depreciación (gasto o costo): tasas máximas permitidas por la LIR. La cuota es renta gravable3

Bienes: activo fijo

Arrendatario

214

Depreciación (gasto): tasas máximas permitidas por la LIR. Excepcionalmente, podrá optar por aplicar una tasa máxima anual determinada en función de la cantidad de años que dure el contrato.

La cuota es gasto deducible4

2 Superintendencia de Banca, Seguros y AFP. 3 El numeral 3 del inciso a) del artículo 57o de la Ley del Impuesto a la Renta vigente a partir del 1 de enero de 2019 establece las reglas específicas a tener en cuenta para la cesión temporal de bienes: (…) 3) Tratándose de la cesión temporal de bienes por un plazo determinado, el ingreso se devenga en forma proporcional al tiempo de la cesión, salvo que exista un mejor método de medición de la ejecución de la cesión, conforme a la naturaleza y características de la prestación. Cuando las mencionadas cesiones se efectúen por tiempo indeterminado los ingresos se devengan conforme se vaya ejecutando la cesión, para lo cual se aplicará el mejor método de medición de dicha ejecución, conforme a la naturaleza y características de esta. (…) 4 El artículo 57o de la Ley del Impuesto a la Renta vigente a partir del 1 de enero de 2019 establece para la imputación del gasto por rentas de tercera categoría lo siguiente: (…) Tratándose de gastos de tercera categoría se imputan en el ejercicio gravable en que se produzcan los hechos sustanciales para su generación, siempre que la obligación de pagarlos no esté sujeta a una condición suspensiva, independientemente de la oportunidad en que se paguen, y aun cuando no se hubieren fijado los términos precisos para su pago. No obstante, cuando la contraprestación o parte de esta se fije en función de un hecho o evento que se producirá en el futuro, los gastos de tercera categoría se devengan cuando dicho hecho o evento ocurra. (…) TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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Nótese de lo anterior que el tratamiento aplicable a las operaciones de arrendamiento financiero celebradas con entidades autorizadas por la SBS se rige por lo dispuesto en el D. Leg. 299. Mientras que las operaciones de arrendamiento celebradas fuera del alcance de la norma anteriormente citada se rigen de manera general por lo dispuesto en la Ley del Impuesto a la Renta. Teniendo en cuenta esto último, resulta importante señalar que en el marco de la definición del devengo tributario el ingreso y el gasto que se originan por las operaciones de arrendamiento operativo y arrendamiento financiero celebradas con entidades no autorizadas por la SBS se reconocen en virtud de lo dispuesto en el art. 57o de la LIR a nivel del reconocimiento del ingreso y gasto derivado con motivo de la realización de la operación. El tratamiento financiero dispuesto por la NIIF 16 no debe tener impacto tributario alguno, siendo que las normas tributarias pertinentes han dispuesto ya un tratamiento fiscal aplicable a tales operaciones. En ese orden de ideas, el efecto en resultados determinado por el tratamiento contable debe ser dejado sin efecto para la determinación de la base imponible del IR, esto a través de las Casillas de Adiciones y Deducciones de la declaración jurada anual del IR. Ahora bien, en la eventualidad de que nos encontremos frente a un contrato de arrendamiento financiero celebrado con una entidad autorizada por la SBS (i. e. una entidad financiera por ejemplo) y contablemente se haya reconocido el derecho en uso, el pasivo financiero y el gasto financiero, se deberá seguir el mismo tratamiento indicado en el párrafo anterior; es decir, eliminar el efecto de las mencionadas partidas con motivo del reconocimiento contable de la operación de arrendamiento y, para fines tributarios deducir vía declaración jurada la depreciación del bien arrendado. A dichos efectos, en nuestra opinión el requisito de la contabilización de la depreciación no debería resultar aplicable debido a la norma especial. De otro lado, respecto de la determinación de la base imponible del Impuesto Temporal a los Activos Netos (ITAN) y al reconocimiento contable de los arrendamientos en virtud de la aplicación de la NIIF 16, debemos advertir que el

Tribunal Fiscal en su Resolución 05455-8-2017 de fecha 23 de junio de 2017, señaló (el resaltado es nuestro): (…) como consecuencia de los cambios en el valor razonable menos los costos de venta de un activo biológico durante el transcurso de la vida del mismo, si bien procuran reflejar el valor real de dicho activo, constituyen el resultado de una base contable de medición distinta al costo o valor histórico, por lo que lo alegado por la Administración en sentido contrario carece de sustento, y en consecuencia resultaba procedente que en la determinación del ITAN del ejercicio 2014 se efectuara la sustracción del ajuste a valor razonable del referido activo (…), toda vez que proviene de una base contable de medición distinta a la indicada en el artículo 4o de la Ley del ITAN, referida al valor histórico, por lo que al no encontrarse el reparo arreglado a ley, procede levantarlo (…). Por su parte, la Administración Tributaria con respecto al referido criterio del Tribunal Fiscal, publicó con fecha 26 de enero de 2018 su Informe 007-2018-Sunat/7T0000, donde señaló (el resaltado es nuestro): “Tratándose de una empresa que, en aplicación de las normas contables, tenga que contabilizar sus activos fijos utilizando una base de medición diferente al costo histórico inicial, para la determinación de la base imponible del ITAN: a) En caso no le corresponda efectuar el ajuste por inflación del balance general conforme al régimen regulado por el D. Leg. 797, los activos netos que figuren en el balance cerrado al 31 de diciembre del ejercicio al del pago, deberán ser considerados a valores históricos. b) Se deberá considerar los activos netos a sus valores históricos, sin incluir los mayores valores por la aplicación del concepto “valor razonable” resultante de la aplicación de las normas contables”. De lo anterior se desprende que para la Administración Tributaria el valor razonable utilizado para la medición de determinados activos no tendrá efecto para la determinación de la base imponible del ITAN. Sin embargo, del criterio establecido por el Tribunal Fiscal, podemos ir un poco allá en esa interpretación, toda vez que el Tribunal Fiscal hace referencia a bases contables distintas al costo o valor histórico, en las cuales calzaría el derecho de uso que se reconoce como activo en aplicación de la NIIF 16,

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

para el caso de los arrendatarios. No obstante ello, es muy probable que la Administración Tributaria en sus procedimientos de fiscalización aplicable su informe solo respecto de la aplicación de los valores razonable, concepto en el cual no encaja el derecho de uso.

6. Tratamiento contable de los inventarios-NIC 2 6.1. Definición técnica De acuerdo con la NIC 2 “Inventarios”, los inventarios son activos: i) mantenidos para ser vendidos en el curso normal de la operación, ii) en proceso de producción con vistas a esa venta, o iii) en forma de materiales o suministros, para ser consumidos en el proceso de producción o en la prestación de servicios. De acuerdo con esta definición y en concordancia con la aplicación práctica, podemos decir que los principales componentes de inventarios en las compañías del sector eléctrico generación, transmisión y distribución son: combustibles y lubricantes. Los materiales auxiliares, suministros y repuestos corresponden a materiales que la compañía utiliza para su operatividad y mantenimiento de las instalaciones eléctricas. 6.2. Medición al costo De acuerdo con la NIC 2 “Inventarios”, los inventarios se medirán de acuerdo con el costo o al valor neto realizable, según cuál sea menor. Asimismo, según la NIC 2, el costo de los inventarios comprenderá todos los costos derivados de su adquisición y transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para darles su condición y ubicación actuales.

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El costo de adquisición de los inventarios comprenderá el precio de compra, los aranceles de importación y otros impuestos que no sean recuperables posteriormente por las autoridades fiscales, costos de transporte, almacenamiento y otros costos directamente atribuibles a la adquisición de las mercaderías, los materiales o los servicios que serán utilizados en el proceso de producción. Los descuentos comerciales, las rebajas y otras partidas similares se deducirán para determinar el costo de adquisición. Los costos de transformación de los inventarios

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comprenderán aquellos costos directamente relacionados con las unidades producidas, como el consumo de materia prima y suministros de producción, así como el costo de mano de obra directa. Comprenderán, además, una parte —calculada de forma sistemática— de los costos indirectos, variables o fijos, en la que se haya incurrido para transformar las materias primas en productos terminados. Son costos indirectos fijos los que permanecen relativamente constantes, con independencia del volumen de producción. Son costos indirectos variables los que varían directamente o casi directamente con el volumen de producción obtenida, como los materiales y la mano de obra indirecta. En el costo de los inventarios se incluirán otros costos, siempre que se hubiera incurrido en ellos para darles su condición y ubicación actuales. Por ejemplo, podrá ser apropiado incluir, como costo de los inventarios, algunos costos indirectos no derivados de la producción o los costos del diseño de productos para clientes específicos. Asimismo, existen limitadas circunstancias en las cuales los costos de financiamiento pueden ser incluidos en los costos de inventarios cuando estos cumplen la definición de activos calificados, de acuerdo con la NIC 23 “Costos de Financiamiento”. Finalmente, son ejemplos de costos excluidos del costo de los inventarios y, por tanto, reconocidos como gastos del periodo en el que se incurren, los siguientes: a) Las cantidades anormales de desperdicio de materiales, mano de obra u otros costos de producción. b) Los costos de almacenamiento, a menos que sean necesarios en el proceso productivo, previos a un proceso de elaboración ulterior. c) Los costos indirectos de administración que no hayan contribuido a dar a los inventarios su condición y ubicación actuales. d) Gastos de exploración. e) Impuestos recuperables. f) Gastos relacionados con el medioambiente. g) Costos de venta.

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6.3. Medición al valor neto realizable (VNR) En el párrafo de alcance de la NIC 2, se menciona que en el caso de que esos inventarios se midan al valor neto realizable, los cambios en este valor se reconocerán en el resultado del periodo en el que se produzcan dichos cambios. 6.4. Presentación y revelación En los estados financieros se revelará la siguiente información: a) Las políticas contables adoptadas para la medición de los inventarios, incluyendo la fórmula de medición de los costos que se haya utilizado. b) El importe total en libros de los inventarios y los importes parciales, según la clasificación que resulte apropiada para la entidad. c) El importe en libros de los inventarios que se llevan al valor razonable menos los costos de venta. d) El importe de los inventarios reconocidos como gasto durante el periodo. e) El importe de las rebajas de valor de los inventarios que se ha reconocido como gasto en el periodo. f) El importe de las reversiones en las rebajas de valor anteriores que se ha reconocido como una reducción en la cuantía del gasto por inventarios en el periodo. g) Las circunstancias o los eventos que hayan producido la reversión de las rebajas de valor. h) El importe en libros de los inventarios dados en garantía del cumplimiento de deudas. ›

Modelo de política contable

de los inventarios. Los descuentos comerciales, las rebajas y otras partidas similares se deducirán para determinar el costo de adquisición. El valor neto realizable es el precio de venta estimado de los inventarios en el curso normal del negocio, menos los costos estimados para poner las existencias en condiciones de venta y realizar su comercialización. El costo se determina siguiendo el método de costo promedio mensual, excepto en el caso de los inventarios por recibir, los cuales se presentan al costo específico de adquisición. La Gerencia evalúa periódicamente la desvalorización y obsolescencia de estos activos. La desvalorización y obsolescencia se registra con débito a resultados cuando se estima que existen en base a estimados de las áreas técnicas de la compañía. 6.5. Aspectos tributarios para considerar  La LIR establece las obligaciones formales que deben seguir las empresas que de acuerdo con la naturaleza de sus actividades y un criterio objetivo determinado sobre sus ingresos brutos deben llevar contabilidad completa —entre ellos— los Registros de Inventario Permanentes en Unidades Físicas y Valorizado.  Así pues, debido a la actividad que desarrollen los contribuyentes, deberán practicar inventario y valuarán sus existencias por su costo de adquisición o producción adoptando cualquiera de los siguientes métodos, siempre que se apliquen uniformemente, de ejercicio en ejercicio: a) Primeras entradas, primeras salidas (PEPS) b) Promedio diario, mensual o anual (ponderado o móvil)

›› A. Inventarios

c) Identificación específica

Los inventarios están valuados al costo o al valor neto realizable, según cual sea el menor. El costo de adquisición de los inventarios comprende el precio de compra, los aranceles de importación y otros impuestos (que no sean recuperables posteriormente de la Autoridad Tributaria), los gastos por transporte, almacenamiento y otros directamente atribuibles a la adquisición

d) Inventario al detalle o por menor e) Existencias básicas  En el transcurso del ejercicio gravable, los deudores tributarios podrán llevar un Sistema de Costo Estándar que se adapte a su giro, pero al formular cualquier balance para

TITULO III CONSTRUCCIÓN EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

217

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

efectos del IR deberán necesariamente valorar sus existencias al costo real. Los deudores tributarios deberán proporcionar el informe y los estudios técnicos necesarios que sustenten la aplicación del sistema antes referido, cuando sean requeridos por la Sunat.  Cabe señalar que no se podrá variar el método de valuación de existencias sin autorización de la Sunat, y surtirá efectos a partir del ejercicio siguiente a aquel en que se otorgue la aprobación, previa realización de los ajustes que dicha entidad pueda determinar.  De esta manera, si el contribuyente midiera sus inventarios utilizando el VR o el VNR, deberá eliminar los efectos derivados de esa medición que afecte los resultados del ejercicio, vía declaración jurada del IR.  Asimismo, el artículo 65o de la LIR establece que cuando los ingresos brutos anuales del contribuyente durante el ejercicio precedente hayan sido mayores a mil quinientas (1500) unidades impositivas tributarias del ejercicio en curso deberán llevar un sistema de contabilidad de costos, cuya información deberá ser anotada en los siguientes registros: Registro de costos, Registro de inventario permanente en unidades físicas y Registro de inventario permanente valorizado.  Si, en cambio, los ingresos brutos anuales del contribuyente durante el ejercicio precedente hayan sido mayores o iguales a quinientas (500) unidades impositivas tributarias y menores o iguales a mil quinientas (1500) unidades impositivas tributarias del ejercicio en curso, el contribuyente solo deberá llevar un Registro de Inventario Permanente en Unidades Físicas.  Adicionalmente, en los dos casos precedentes los contribuyentes deberán realizar, por lo menos, un inventario físico de sus existencias en cada ejercicio.

218

la determinación de la renta neta las mermas y desmedros de existencias debidamente acreditados.  Para tal efecto, conforme al inciso c) del artículo 21o del Reglamento de la LIR, las mermas se deberán acreditar mediante un informe técnico emitido por un profesional independiente, competente y colegiado o por el organismo técnico competente. El referido informe deberá contener por lo menos la metodología empleada y las pruebas realizadas. En caso contrario, no se admitirá la deducción.  En el caso de desmedros, estos serán sustentados con el acta de destrucción refrendada por notario público o juez de paz, a falta de aquel, siempre que se haya comunicado a la Sunat en un plazo no menor de dos (2) días hábiles anteriores a la fecha en que se lleve a cabo la destrucción. En la medida que el costo de las existencias a destruir sumado al costo de las existencias destruidas con anterioridad en el mismo ejercicio sea de hasta de diez (10) UIT, la Sunat aceptará como prueba la destrucción de las existencias sustentada en un informe que debe contener la siguiente información: (i) Identificación, cantidad y costo de las existencias a destruir; (ii) Lugar, fecha y hora de inicio y culminación del acto de destrucción; (iii) Método de destrucción empleado; (iv) De corresponder, los datos de identificación del prestador del servicio de destrucción: nombre o razón social; (v) Motivo de la destrucción y sustento técnico que acredite la calidad de inutilizable de las existencias involucradas, precisándose los hechos y características que han llevado a los bienes a tal condición; y,

 Por otro lado, si los ingresos brutos anuales del contribuyente durante el ejercicio precedente hayan sido inferiores a quinientas (500) unidades impositivas tributarias del ejercicio en curso, solo deberán realizar inventarios físicos de sus existencias al final del ejercicio.

(vi) Firma del contribuyente o su representante legal, y de los responsables de tal destrucción, así como los nombres y apellidos, y tipo y número de documento de identidad de estos últimos.

 De acuerdo con la LIR, son deducibles para

A efectos de acreditar el supuesto anterior, el

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contribuyente deberá haber cumplido con comunicar el acto de destrucción de manera previa a la Sunat en el plazo de dos (2) días hábiles anteriores a la destrucción; y presentar el informe a la Sunat en la forma, plazo y condiciones que esta establezca. La Sunat podrá designar a un funcionario para presenciar el acto de destrucción mencionado en los párrafos precedentes, así como establecerá la forma y condiciones para la presentación de las comunicaciones del acto de destrucción.  También son deducibles conforme al inciso d) del artículo 37o las pérdidas extraordinarias sufridas por caso fortuito o fuerza mayor en los bienes productores de renta gravada o por delitos cometidos en perjuicio del contribuyente por sus dependientes o terceros, en la parte que tales pérdidas no resulten cubiertas por indemnizaciones o seguros y siempre que se haya probado judicialmente el hecho delictuoso o que se acredite que es inútil ejercitar la acción judicial correspondiente.  De acuerdo con el artículo 44o de la LIR, no se admite la deducibilidad de las asignaciones destinadas a la constitución de reservas o provisiones, cuya deducción no admite la LIR.  Puesto que la LIR no admite expresamente la deducción de la provisión por desvalorización de existencias, no se podrá aceptar como gasto.  La provisión que sea adicionada a la renta neta imponible en el ejercicio que corresponda podrá ser recuperada vía deducción en el supuesto de que la existencia a la cual está relacionada con la referida provisión sea dada de baja, ya sea por venta, desmedro o merma debidamente sustentada. ›› B. Cambios en curso No existen cambios en curso al tratamiento contable descrito en esta sección.

7. Deterioro de valor de activos a largo plazo-NIC 36 Deterioro de activos no financieros Un enfoque de un solo paso requiere que se reconozcan las pérdidas por deterioro cuando el

valor en libros de un activo excede su monto recuperable. 7.1. Activos de larga vida › Consideración anual de indicadores de deterioro Para activos no corrientes (que no sean plusvalía y activos intangibles de vida indefinida), la NIC 36 “Deterioro del Valor de los Activos” requiere que las compañías evalúen, al final de cada periodo de presentación de informes, si hay algún indicador de que un activo está deteriorado. Si existe tal indicador, se debe evaluar el monto recuperable. Se reconoce una pérdida por deterioro por cualquier exceso del importe en libros sobre el importe recuperable. Si el monto recuperable no puede determinarse para el activo individual, debido a que el activo no genera entradas de efectivo independientes de las de otros activos, entonces la pérdida por deterioro se reconoce y mide con base en la unidad generadora de efectivo a la que pertenece el activo. 7.2. Unidades generadoras de efectivo (UGE) Una UGE es el grupo más pequeño de activos que genera entradas de efectivo a partir del uso continuo que son, en gran medida, independientes de las entradas de efectivo de otros activos o grupo de activos de la compañía eléctrica y de servicios públicos. La determinación de las UGE relevantes puede ser compleja en el sector energía y servicios públicos. Por ejemplo, las centrales eléctricas pueden administrarse como una cartera para optimizar el rendimiento general. Y diferentes elementos de la cadena de valor (adquisición de combustible, generación, transmisión y distribución, y suministro al cliente) pueden integrarse verticalmente. Al identificar si las entradas de efectivo de activos o UGE son en gran medida independientes de las entradas de efectivo de otros activos o UGE, se consideran varios factores. Estos incluyen la manera en que la gerencia monitorea las operaciones y toma decisiones sobre la continuación o disposición de activos y/u operaciones. Una complejidad que pueden enfrentar las

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

compañías del sector energía y servicios públicos es el tratamiento de las plantas de picos. Muchas compañías buscan minimizar sus costos utilizando una variedad de diferentes tipos de instalaciones de generación para satisfacer la demanda. Algunas plantas de picos operan solo cuando el precio spot de la electricidad alcanza un cierto nivel, lo que indica una escasez de suministro que la compañía puede aprovechar durante un corto periodo hasta que se restablezca el equilibrio de la demanda y la oferta. Se requiere juicio al evaluar si una planta de pico es una UGE separada. 7.3. Indicadores de deterioro Algunos ejemplos de indicadores de deterioro se detallan a continuación.  El valor de mercado ha disminuido significativamente o la compañía tiene pérdidas operativas o en efectivo.  Obsolescencia tecnológica. Por ejemplo, en respuesta al desarrollo de fuentes alternativas de energía como la solar, eólica, geotérmica o hidroeléctrica.  Competencia. Por ejemplo, un aumento en la rotación neta de clientes; es decir, la cantidad de nuevos clientes ganados es menor que la cantidad de clientes existentes perdidos durante un periodo.  Capitalización de mercado. Por ejemplo, el valor en libros de los activos netos de la compañía eléctrica y de servicios públicos excede su capitalización de mercado.  Cambios regulatorios significativos. Por ejemplo, una mayor regulación de los procesos de rehabilitación ambiental o una disminución de los precios en un entorno de precios regulados.  Daño físico al activo. Por ejemplo, daños a un sistema de generación, transmisión o distribución, debido a una tormenta.

220

 Efecto adverso significativo en la compañía que cambiará la forma en la que se usa (o se espera que se use) el activo. Por ejemplo, la introducción de medidas por parte de algunos gobiernos para eliminar las plantas de generación a carbón.

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7.4. Pruebas de deterioro al menos anualmente Según las NIIF, las compañías eléctricas y de servicios públicos están obligadas a probar la plusvalía (y los activos intangibles con vidas indefinidas) a efectos de deterioro al menos una vez al año, independientemente de si existen indicadores de deterioro. Se requieren pruebas adicionales en las fechas de reporte provisionales si hay indicadores de deterioro presentes. La plusvalía por sí sola no genera entradas de efectivo independientemente de otros activos o grupos de activos y, por lo tanto, no se analiza por deterioro por separado. En cambio, debe asignarse a las UGE de la adquirente que se espera se beneficien de las sinergias de la combinación de negocios relacionada. La plusvalía se asigna a una UGE que representa el nivel más bajo dentro de la compañía en el que se controla la plusvalía con el fin de gestión interna. La UGE no puede ser mayor que un segmento operativo como se define en la NIIF 8 “Segmentos Operativos”, antes de la agregación. Una pérdida por deterioro se reconoce y mide el monto por el cual el valor en libros de la UGE, incluida la plusvalía, excede su monto recuperable. 7.5. Reversiones por deterioro › Reversión de pérdidas por deterioro Las pérdidas por deterioro relacionadas con la plusvalía no pueden revertirse. Sin embargo, para otros activos, las compañías evalúan si existe una indicación de que una pérdida por deterioro previamente reconocida ha sido revertida. Si existe tal indicación, las pérdidas por deterioro se revierten si el monto recuperable ha aumentado, sujeto a ciertas restricciones. Aspectos tributarios La LIR establece que no se admite la deducibilidad de las asignaciones destinadas a la constitución de reservas o provisiones, cuya deducción no admite de manera expresa la LIR. En tal sentido, cualquier provisión por deterioro que pueda reconocer una compañía no será deducible sino hasta que se realice a través de enajenación o baja de los bienes del activo fijo.

TÍTULO IV

ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

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TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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 CAPÍTULO 1: SECTOR ENERGÍA 1. Reconocimiento de ingresos-NIIF 15. Regulación tarifaria. Contratos de Take or Pay En el Perú, el sector eléctrico se rige principalmente por la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), Decreto Ley 25844, promulgado el 19 de noviembre de 1992; su Reglamento, Decreto Supremo 009-93-EM, promulgado el 19 de febrero de 1993; y sus modificatorias y ampliatorias. De acuerdo con esta ley, el sector eléctrico peruano está dividido en tres grandes segmentos: generación, transmisión y distribución. El sistema eléctrico peruano está conformado por un solo sistema eléctrico denominado Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), además de algunos sistemas aislados. De acuerdo con la LCE, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión se sujetarán a las disposiciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, COES-SINAC, con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando así la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

El COES-SINAC regula los precios de las transferencias de potencia y de energía entre los generadores, y valoriza mensualmente dichas transferencias, así como las compensaciones a los titulares de los sistemas de transmisión y compensaciones a otras generadoras conforme a la regulación establecida por Osinergmin al respecto. La Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, LDEG-Ley 28832, tiene como uno de sus principales objetivos asegurar la suficiencia de generación eficiente, que reduzca la exposición del sistema eléctrico a la volatilidad de precios y al riesgo de racionamiento, así como adoptar medidas para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación. Asimismo, establece un mecanismo de licitaciones por las cuales las empresas de distribución realizan subastas de energía para contratar el suministro del mercado regulado. En el mercado regulado, los distribuidores pueden adquirir energía para sus consumidores, principalmente a través de 2 métodos: i) contratos bilaterales (cuyos precios no pueden exceder la tarifa en barra) y ii) licitaciones.

Gráfico 1

Generación

Precio de Generación (PG)

Transmisión

Precio de Transmisión (PG)

Distribución

Precio de Distribución (PG)

• Tarifas en barra • Licitaciones • Contratos bilaterales

• Licitaciones • Regulado en base a costo eficiente

• Regulado en base a costo eficiente

• Tarifas en barra se fijan en mayo de cada año • Precio de energía + Precio de Potencia

• Transmisión Principal y Garantizada: se fijan cada año (mayo) • Transmisión Secundaria Complementaria: se fijan cada 4 años (mayo)

• Se fija cada 4 años (noviembre)

Tarifa del servicio eléctrico

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

225

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

La LCE establece que las empresas de Gerencia de Políticas y Análisis Económico-Osinergmin deberán tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía, como mínimo por los siguientes veinticuatro meses. Los procesos de licitación tienen el propósito de establecer los precios del suministro eléctrico (potencia y energía asociada) en condiciones de competencia, mediante concursos públicos que finalizan con la suscripción de contratos entre generadores y distribuidores, y que garantizan la atención de los consumidores del sistema eléctrico en el corto y largo plazo. Es obligación del distribuidor iniciar un proceso de licitación con una anticipación mínima de tres años, a fin de evitar que la demanda de sus usuarios regulados quede sin cobertura de contratos. Los usuarios del sistema eléctrico peruano están divididos en usuarios libres y regulados. Los usuarios cuya máxima demanda anual sea superior a 2,500 kW son usuarios libres. De 200 kW a 2,500 kW tienen la libertad de elegir entre libres y regulados. Los precios que se transfieren a los usuarios regulados son una ponderación entre las tarifas en barra y los precios firmes de las licitaciones. Este precio promedio se denomina Precios a Nivel Generación. Las tarifas eléctricas al consumidor final están determinadas por la suma de los precios a nivel generación, transmisión y distribución.

›

Reconocimiento de ingresos

Marco normativo de acuerdo con la NIIF 15- Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de Contratos con Clientes. El marco contable para el reconocimiento de ingresos se basa en el análisis de cinco pasos, los cuales se resumen a continuación en el siguiente gráfico: (ver gráfico 2). Previamente a la aplicación de los cinco pasos que se requieren ejecutar para el reconocimiento de los ingresos, es importante que la compañía identifique si la contraparte califica como cliente; para tal fin la compañía deberá asegurarse de que en las operaciones que ejecuta para transferir los bienes o servicios comprometidos (en adelante obligaciones de desempeño) no comparte riesgos y beneficios con dicha contraparte. ›› Ejemplo: Una contraparte del contrato no sería un cliente si, por ejemplo, ha contratado con la compañía participar en una actividad o proceso en el que las partes del contrato comparten los riesgos y beneficios que resulten de dicha actividad o proceso (tal como el desarrollo de un activo en un acuerdo de colaboración), en lugar de obtener el producto de las actividades ordinarias de la compañía. Los ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes deben ser reconocidos en la misma forma que ocurre la transferencia de los bienes o servicios comprometidos, para tal fin las compañías deberán cumplir los siguientes cinco pasos:

Gráfico 2

226

Paso 1

Identificación el contrato

Paso 2

Identificación de las obligaciones de desempeño (OD)

Paso 3

Determinación del precio de la transacción

Paso 4

Asignación del precio de la transacción a las OD

PT alocando a la OD 1

PT alocando a la OD 2

Paso 5

Reconocimiento de ingresos a medida que se satisfacen las OD

Ingreso de la OD 1

Ingreso de la a la OD 2

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

Contrato

OD 1

OD 2

PT para el contrato

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›

Paso 1: Identificación del contrato

Indistintamente a la forma en que se efectúen los contratos con clientes (pues un contrato puede ser oral, escrito o implícito), los contratos deberán cumplir las siguientes condiciones:  El contrato se encuentra aprobado por cada una de las partes (compañía y cliente).  Se puede identificar cuáles son los derechos de cada una de las partes sobre los bienes y servicios acordados a transferir.  La compañía puede identificar las condiciones de pago.  Se presentan variaciones en los futuros flujos de efectivo para la compañía, derivados del contrato, pues su naturaleza es de carácter comercial.  Es probable que la compañía cobre la contraprestación que le corresponde a cambio de los bienes o servicios que serán objeto de transferencia al cliente. Si bien las condiciones antes señaladas se deben aplicar por cada contrato existente con clientes, la compañía podrá aplicar la opción de combinar contratos, en la medida en que un grupo de contratos estén celebrados cerca o en la misma fecha y se cumplan las siguientes condiciones:  Los contratos se negocian con un único objeto comercial.  El importe de la contraprestación a pagar por uno de los contratos depende del precio o el cumplimiento del otro contrato.  Los bienes y servicios comprometidos constituyen una única obligación de desempeño.  Cuando el contrato en el tiempo sufre alguna modificación, para dichos cambios la compañía deberá aplicar alguno de los siguientes tratamientos:  La modificación se tratará como un contrato separado siempre y cuando, se incorporen  nuevos bienes o servicios distintos y se identifiquen sus precios independientes.

 Si se incorporan nuevos bienes o servicios distintos, pero no se identifica el precio de venta independiente, se anula el contrato original y la modificación se considera un contrato nuevo, siendo el efecto de cambio de manera prospectiva.  Si no se incorporan nuevos bienes o servicios distintos, pero se modifican los precios inicialmente pactados, se considera como un ajuste en el año que ocurre la modificación. › Paso 2: Identificación de las obligaciones de desempeño Para cada contrato con clientes, la compañía deberá identificar cuáles son los bienes o servicios que se ha comprometido a transferir; tal compromiso será denominado como una obligación de desempeño (OD), la misma que puede hacer referencia a:  Un único bien o servicio.  Un conjunto de bienes y servicios en la medida que este conjunto sean bienes o servicios sustancialmente iguales y tengan el mismo patrón de transferencia. A fin de determinar si los bienes y servicios identificados podrán ser registrados como una o varias OD, se presenta el siguiente gráfico de evaluación: (ver gráfico 3). Cuando la compañía identifique una serie de bienes o servicios, deberá analizar y determinar si:  El cliente puede beneficiarse de manera separada por cada bien o servicio.  Si los bienes y servicios se identifican separadamente de otros compromisos del contrato o es correcto determinar que su obligación de desempeño es la representación de bienes y servicios que se encuentran altamente interrelacionados. La compañía deberá distinguir cuáles son las tareas que ejecuta para cumplir la obligación de desempeño que los clientes esperan recibir, pues dichas tareas son actividades necesarias y no constituyen obligaciones de desempeño. En el caso de que la compañía tercerice todas o algunas de sus obligaciones de desempeño,

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Gráfico 3

¿Puede el cliente beneficiarse de un bien o servicio de manera individual?

¿Existen múltiples bienes y servicios comprometidos en el contrato?

¿Dentro del contrato los bienes o servicios son separables?

SI NO

Una única OD

Combinar bienes y servicios una única OD

 ¿Quién es el responsable (la compañía o el tercero) de validar que el bien o servicio especificado cumple las especificaciones solicitadas por el cliente?  ¿Quién posee el riesgo de inventario?  ¿Quién tiene discreción para determinar el precio del bien o servicio especificado? La compañía deberá tener en cuenta que un servicio especificado no es igual a la definición de obligación de desempeño. › Paso 3: Determinación del precio de la transacción Para registrar sus ingresos, la compañía debe

Existe más de una OD

determinar el importe de la contraprestación que espera recibir a cambio de los bienes y servicios comprometidos. El precio de la transacción puede ser un importe fijo o variable. Para estimar el precio de la transacción, la compañía deberá tener en cuenta el efecto de los siguientes factores que se muestran en el siguiente gráfico: (ver gráfico 4).

la compañía deberá evaluar si ese tercero está actuando como principal o como agente. Para tal fin, la compañía deberá analizar los siguientes supuestos:

a. Una contraprestación variable puede modificarse debido a descuentos, devoluciones, reembolsos, créditos, reducciones de precio, incentivos, primas de desempeño, penalizaciones u otros elementos similares. La contraprestación acordada puede también variar si el derecho de una compañía a recibirla depende de que ocurra o no un suceso futuro. Por ejemplo, un importe de contraprestación sería variable si se vendiera un producto con derecho de devolución o se promete un importe fijo como prima de desempeño en el momento del logro de un hito especificado. La compañía deberá incluir la contraprestación variable en el precio de la

Gráfico 4 Consideraciones variables y analizar si existen limitaciones para su estimación

228

Precio de la transacción

Contraprestaciones distintas al efectivo: permuta de bienes

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

Contraprestaciones a pagar al cliente: ejemplo pagos por posicionamiento de producto en una mejor ubicación

Componente de financiación significativo

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transacción, siempre y cuando tenga la certeza de que no ocurrirá una reversión significativa de los ingresos. Una reversión significativa ocurre cuando un cambio posterior en la estimación de la contraprestación variable genera una reducción en los ingresos acumulados. Los siguientes eventos pueden considerarse limitaciones que podrían conllevar a la compañía a no efectuar una estimación de los componentes arriba señalados:

vicio de la misma forma que contabiliza otras compras procedentes de proveedores. c. Una contraprestación distinta al efectivo no involucra entrega de efectivo, incluye también aquellos bienes o servicios que aporta un cliente (por ejemplo, materiales, equipo o empleados) para facilitar a una compañía el cumplimiento del contrato, siempre y cuando sobre dichos bienes o servicios la compañía obtenga el control.

Para la estimación requerida, la compañía podrá aplicar alguno de los siguientes métodos:

d. Componente de financiación significativo, existe cuando se presentan diferencias entre la fecha en la cual transfiere los bienes y servicios al cliente y el pago de dichas contraprestaciones. Como solución práctica, una compañía no necesita ajustar el importe que se ha comprometido como contraprestación para dar cuenta de los efectos de un componente de financiación significativo si la compañía espera, al comienzo del contrato, que el periodo entre el momento en que la compañía transfiere un bien o servicio comprometido con el cliente y el momento en que el cliente paga por ese bien o servicio sea de un año o menos.

 El valor esperado es la medida ponderada cuando existen más de dos escenarios.

› Paso 4: Asignación del precio de la transacción a las obligaciones de desempeño

 El importe más probable, cuando existen solo dos escenarios posibles.

La compañía deberá distribuir el precio de la transacción a cada obligación de desempeño identificada en el contrato basándose en el precio de venta independiente (precio de venta observable). La evidencia de un precio de venta independiente es el precio al que la compañía vende el bien o servicio por separado. Cuando no se disponga de un precio independiente, la compañía deberá hacer la estimación del precio mediante alguno de los siguientes enfoques que se muestran en el siguiente gráfico: (ver gráfico 5).

 El importe de la contraprestación depende de factores ajenos al control de la compañía.  La incertidumbre acerca de que si ocurrirá o no algún evento que afecte los precios no se resuelve en el corto plazo.  La experiencia con obligaciones previas es limitada o existe un amplio abanico de posibles contraprestaciones.

b. Una contraprestación por pagar al cliente corresponde a los importes de efectivo que una compañía paga, o espera pagar, al cliente (u otras partes que compran los bienes o servicios de la compañía, procedentes del cliente). La contraprestación pagadera al cliente también incluye el crédito u otros elementos que pueden aplicarse contra los importes adeudados a la compañía (o a terceros que compran los bienes o servicios de la compañía, procedentes del cliente). Una compañía contabilizará la contraprestación pagadera al cliente como una reducción del precio de la transacción y, por ello, de los ingresos por actividades ordinarias, a menos que el pago al cliente sea a cambio de un bien o servicio distinto que el cliente transfiere a la compañía. Si la contraprestación pagadera al cliente es un pago por un bien o servicio distinto procedente del cliente, entonces una compañía contabilizará la compra del bien o ser-

› Paso 5: Reconocimiento de ingresos a medida que se satisfacen las obligaciones de desempeño Una obligación se considera satisfecha cuando el control de los bienes o servicios se transfieren al cliente. El control se encuentra asociado a la capacidad de dirigir el uso y obtener en su totalidad los beneficios derivados del bien o servicio, el control también incluye la capacidad de impedir que otras compañías dirijan el uso del activo y obtengan sus beneficios. Para

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

229

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Gráfico 5 Si el precio de venta no es observable



El precio tiene que ser estimado maximizando el uso de Inputs observables

MERCADO AJUSTADO

Donde la entidad evalúa el mercado en el que vende los bienes y servicios y estima el precio que un cliente en dicho mercado estaría dispuesto a pagar por ellos.

COSTOS ESPERADO MÁS UN MARGEN

Donde la entidad proyecta sus costos esperados para satisfacer una obligación de desempeño y luego añade un margen apropiado para ese bien o servicio.

RESIDUAL

Donde la entidad puede estimar el precio de venta independiente por referencia al precio de la transacción total menos la suma de los precios de venta independientes observables de los otros bienes o servicios comprometidos en el contrato.

cada obligación de desempeño identificada de acuerdo con lo indicado en el paso 2, la compañía al comienzo del contrato deberá determinar si las obligaciones de desempeño se satisfacen a lo largo del tiempo o en un momento determinado. ›› A lo largo del tiempo Para que la compañía reconozca los ingresos a lo largo del tiempo, deberá cumplir con alguno

de los criterios que se muestran en el siguiente gráfico: (ver gráfico 6). Si cumple alguna de las condiciones anteriores, la compañía deberá medir el progreso hacia el cumplimiento completo de esa obligación de desempeño. Para tal fin, deberá definir si utilizará el método del producto o recurso; para determinar el método apropiado, la compañía deberá considerar la naturaleza del bien o servicio que se comprometió a transferir al cliente.

Gráfico 6

230

El cliente recibe y consume simultáneamente los beneficios a medida que la entidad realiza.

Servicios de rutina o recurrentes. Ejemplo: Servicios de limpieza

Los clientes controlan el activo a medida que la entidad lo crea o lo mejora.

Ejemplo: Servicios de construcción. El cliente controla el trabajo en progreso.

El rendimiento de la entidad no crea un activo para el cual la entidad tiene un uso alternativo y existe un derecho al pago por el rendimiento hasta la fecha.

Crear un activo especializado que solo el cliente puede usar o crear un activo según las especificaciones del cliente.

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Cuando se utiliza el método del producto, los ingresos de actividades ordinarias se reconocen sobre la base de las mediciones directas del valor para el cliente de los bienes o servicios transferidos hasta la fecha, en relación con los bienes o servicios pendientes, comprometidos en el contrato. El método de producto incluye: estudios del desempeño completado hasta la fecha, evaluaciones de resultados logrados, hitos alcanzados, tiempo transcurrido y unidades producidas o entregadas. Debe tenerse en cuenta que, si la contraprestación de una obligación de desempeño es un importe fijo, la compañía podría reconocer sus ingresos de actividades ordinarias por el importe al que tiene derecho a facturar. Cuando se utiliza el método del recurso, los ingresos de actividades ordinarias se reconocen sobre la base de los esfuerzos o recursos de la compañía para satisfacer la obligación de desempeño. El método de recurso incluye: recursos consumidos, horas de mano de obra gastadas, costos incurridos, tiempo transcurrido u hora de maquinaria utilizada. Debe tenerse en cuenta que la compañía podría reconocer el ingreso de actividades ordinarias sobre una base lineal, si los esfuerzos o recursos de la compañía se gastan uniformemente a lo largo del periodo de desempeño. Ejemplo: Los ingresos por distribución de energía se facturan mensualmente en base a lecturas cíclicas, y son reconocidos íntegramente en el periodo en el que se presta el servicio. El ingreso por energía entregada y no facturada, que se genera entre la última lectura cíclica y el fin de cada mes, se incluye en la facturación del mes siguiente, pero se reconoce como ingreso en el mes que corresponde en base a estimados de la energía

consumida por el usuario del servicio durante el referido periodo. ›› En un momento determinado Si la obligación de desempeño no cumple ninguno de los criterios para que los ingresos se reconozcan, a lo largo del tiempo, para evaluar el momento en el cual el control del activo se ha transferido al cliente, la compañía deberá identificar si ocurren los eventos mostrados en el siguiente gráfico: (ver gráfico 7). Ejemplo: Los ingresos por venta e instalación de medidores son reconocidos cuando el control de dichos bienes se ha transferido al cliente. Una vez que se ha producido la entrega física de los productos a la ubicación acordada, la compañía ya no tiene posesión física, por lo general tendrá un derecho presente al pago (como un pago único en la entrega) y no retiene ninguno de los riesgos y beneficios significativos de los productos en cuestión. ›› El costo del contrato A manera de resumen, se presenta el siguiente gráfico para el tratamiento de los costos del contrato: (ver gráfico 8). Los costos incrementales de obtener un contrato corresponden a los costos que la compañía espera recuperar y que ha debido ejecutar con la finalidad de obtener un cliente. Todos aquellos costos en los cuales la compañía, independiente de que se obtenga o no un cliente, deberán ser registrados como gasto. Cuando el periodo para ejercer la amortización del activo es menor a un año, la compañía podría optar por registrar dichos costos como gasto. Los costos de cumplir un contrato corresponden a los costos que de manera directa se asocian

Gráfico 7

Los indicadores de la transferencia de control son... ... una obligación presente de pagar

... posesión física

... título legal

... riesgos y recompensas de la propiedad

... el activo es aceptado

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231

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Gráfico 8 ¿Se incurrirá en costos independientemente de si el contrato se obtiene?

¿Se espera recuperar los costos incrementales?

SI ¿Cumplen con los criterios para ser capitalizados como costos de cumplimiento?

SI SI

Capitalizar los costos

NO Los costos son reconocidos en gastos en la medida que se incurren

Como solución práctica, no se requiere la capitalización de los costos para obtener un contrato si el periodo de amortización es de un año o menos.

a los contratos con cliente, bajo el supuesto de que estos tipos de costos ya se encuentran tratados por otras normas; por ejemplo, costos de inventario. Por encontrarse dentro del ámbito de aplicación de la NIC 2 “Inventarios”, estos costos quedarían fuera de la definición de “costos de cumplir un contrato”. No se consideran dentro de esta definición los siguientes conceptos:

comprador a adquirir una cantidad mínima del producto o servicio en cada periodo, por lo general anual o, alternativamente, a pagar esa mínima cantidad aun cuando no la haya tomado o aceptado recibirla. › Aspectos tributarios ›› Impuesto a la Renta (IR)

 Costos generales y administrativos (a menos que dichos costos sean imputables de forma explícita al cliente, según el contrato).  Costos de materiales desperdiciados, mano de obra u otros recursos para cumplir el contrato que no se reflejaban en el precio del contrato.  Costos que se relacionan con las obligaciones de desempeño que se satisfacen (u obligaciones de desempeño que se satisfacen parcialmente) del contrato (es decir, costos que se relacionan con desempeños pasados).  Costos para los que una compañía no puede distinguir si se relacionan con obligaciones de desempeño no satisfechas, con obligaciones de desempeño que ya están satisfechas (u obligaciones de desempeño parcialmente satisfechas).

232

›› Contratos Take or Pay Los contratos Take or Pay son un modelo de contrato de compra y venta que obligan al

En cuanto al reconocimiento tributario de ingresos por considerar para determinar el resultado tributario a nivel corporativo, la Ley del IR establece en su artículo 57° que las rentas de tercera categoría se considerarán producidas en el ejercicio comercial en que se devenguen. Respecto de la referida regla del devengo, a partir del ejercicio gravable 2019 su texto ha sido complementado, introduciéndose a través del Decreto Legislativo 1425 reglas de devengo particulares aplicables al ámbito tributario, las que no existían en la legislación del IR hasta el 31 de diciembre de 2018. En efecto, con anterioridad a la incorporación de las actuales reglas tributarias de devengo, la carencia de dichos parámetros en la legislación del IR era suplida por pronunciamientos emitidos por el Tribunal Fiscal, remitiéndose dicha instancia administrativa al criterio contable del devengo, en virtud de la norma IX del Título Preliminar del Código Tributario, pero sin uniformidad en los respectivos fallos, lo cual traía consigo incertidumbre en cuanto al criterio correcto a aplicar respecto del devengo fiscal.

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Cuadro 1 DEVENGO DE INGRESOS ASOCIADOS A RENTA EMPRESARIAL Los ingresos se devengan cuando se han producido los hechos sustanciales para su generación; y

Definición general de devengo

El derecho a obtenerlos no esté sujeto a una condición suspensiva, independientemente de la oportunidad en que se cobren y aun cuando no se hubieren fijado los términos precisos para su pago; y Cuando la contraprestación, o parte de esta se fije en función de un hecho o evento que se producirá en el futuro, el ingreso se devenga cuando dicho hecho o evento ocurra.

Así las cosas, de acuerdo con el citado decreto legislativo, el referido criterio tributario del devengo quedaría fijado bajo los lineamientos generales detallados en el cuadro: (ver cuadro 1). De la referida parametrización del criterio tributario del devengo, es de advertirse que si bien para propósitos del IR una renta se considerará devengada cuando (i) se hayan producido los hechos sustanciales para su generación; (ii) no se encuentren sujetos a condición suspensiva; y (iii) su devengo ocurre con independencia de cuándo se cobre dicha renta, resultaba de importancia determinar el devengo en aquellas transacciones en donde la respectiva contraprestación se encuentre sujeta al acaecimiento de un hecho o evento futuro. En tal sentido, mediante el Decreto Supremo 339-2018-EF, norma que reglamentó las disposiciones del precitado Decreto Legislativo 1425, en lo correspondiente al criterio tributario del devengo, se calificó como hecho futuro a aquel hecho o evento posterior, nuevo y distinto al hecho sustancial que genera el derecho a obtener el ingreso. Así, entre las circunstancias que podrían ejemplificar dicha situación se encuentran transacciones en las cuales la contraprestación se determina en función de ventas, unidades producidas o utilidades obtenidas. No obstante, así como el decreto supremo señala en qué casos se producirá el diferimiento o postergación del devengo, también dicho dispositivo señala expresamente que no habrá diferimiento del devengo cuando la contraprestación se encuentra supeditada a la verificación de la calidad, características, contenido,

peso o volumen del bien vendido que implica un ajuste posterior al precio pactado. Sin perjuicio de lo antes señalado, es importante mencionar que las directrices del devengo previamente referidas vendrían a ser fundamentalmente la regla general del devengo tributario, existiendo además reglas particulares o específicas aplicables a determinados tipos de transacción, entre las cuales podemos citar figuras como la prestación de servicios, atendiendo a la naturaleza de las operaciones que realizan las empresas de generación, transmisión y distribución de energía. En efecto, el Decreto Ley 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento señalan que constituyen servicios públicos de electricidad: (i) el suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo o destinado al uso colectivo; y (ii) la transmisión y distribución de electricidad. En esa misma línea se ha pronunciado la Administración Tributaria en reiterados pronunciamientos (ver Informes 098-2006.Sunat/2B0000; 163-2006-Sunat/2B0000; 072-2013-Sunat/4B0000 y 037-2019-Sunat/7T0000). En tal sentido, para la prestación de servicios, de manera general, es de advertirse que el factor determinante para el reconocimiento tributario de la renta es el grado de avance para aquellos servicios que se ejecutan a lo largo del tiempo; mientras que, para los servicios de ejecución continuada, el devengo tributario podrá determinarse en función del tiempo pactado u otro método de medición que refleje mejor la ejecución del servicio, según la naturaleza de este.

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233

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Cuadro 2 TIPO DE SERVICIO

De ejecución en el transcurso del tiempo

CONDICIÓN

DESCRIPCIÓN

Grado de realización

Inspección de lo ejecutado % que relacione lo ejecutado con el total a ejecutar. % que relacione los costos incurridos (relacionados a la parte ejecutada) con el costo total.

Por tiempo determinado De ejecución continuada (i.e. tracto sucesivo)

Por tiempo indeterminado

En el cuadro resumen, las reglas de devengo tributario aplicables a la prestación de servicios: (ver cuadro 2). El método utilizado por las compañías deberá ser aplicado de manera consistente para las prestaciones similares en situaciones semejantes. Cualquier cambio de método deberá ser autorizado por la Sunat, contando esta con un plazo de cuarenta y cinco (45) días hábiles para pronunciarse bajo la regla del silencio administrativo positivo. Cabe señalar que los métodos señalados bajo la medición de grado de realización son fundamentalmente los que recogía la NIC 18, pero recogiendo algunas particularidades que también se encuentran comprendidas en la NIIF 15.

234

Otro elemento relevante de la definición de devengo tributario se advierte en la definición de costo de la prestación del servicio, toda vez que el artículo 57° de la Ley del IR dispone que dicho costo comprende: (i) los materiales directos utilizados; (ii) la mano de obra directa; y (iii) otros costos directos e indirectos de la prestación del servicio. Asimismo, resalta: “dichos costos deben guardar correlación con los ingresos”.

a) Los ingresos se devengan en forma proporcional al tiempo pactado para su ejecución (i.e. cronograma); b) Salvo que exista un mejor método de medición de su ejecución conforme a la naturaleza y características de la prestación (i.e. aplicable de manera subsidiaria a a).

Los ingresos devengan considerando el mejor método de medición de su ejecución conforme a la naturaleza y características de la prestación

En consecuencia, conviene resaltar en este punto destacar que, al momento de aplicar el criterio tributario del devengo, no obstante que este se concentra fundamentalmente en la oportunidad del reconocimiento de las rentas para efectos fiscales, no puede soslayarse el Principio de Asociación entre ingresos y sus respectivos costos, teniendo en consideración que dicho principio es determinante y fundamental en la elaboración de los estados financieros. Adicionalmente a lo antes señalado, el actual concepto legal del devengo aplicable para fines tributarios señala expresamente que en ningún caso se desconocerán, disminuirán o diferirán ingresos por efecto de lo siguiente:  Estimaciones que se realicen sobre la posibilidad de no recibir la contraprestación o parte de ella;  Acuerdos que otorgan a la otra parte la opción de adquirir bienes o servicios adicionales en forma gratuita o a cambio de una contraprestación inferior debido a descuentos o conceptos similares. Los referidos descuentos o conceptos similares solo surten efecto en el momento en que se aplican;

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 Contraprestaciones que el contribuyente se obliga a pagar al adquirente, usuario o terceros. Para efectos del devengo, estas deben tratarse de manera independiente a los ingresos del transferente. En línea con lo anteriormente expuesto, en general, a partir de 2019 las compañías que hubieran adoptado la NIIF 15 tendrán que poner énfasis en lo siguiente para fines fiscales:  Llevar una adecuada y detallada conciliación entre las diferencias que se originen por la aplicación de la NIIF 15 y del devengo tributario;  Contar con contratos adecuadamente redactados y que recojan el sentido real de las operaciones;  Establecer claramente en los contratos la condición suspensiva y/o hecho o evento futuro;  Establecer claramente en los contratos las obligaciones que asumen cada una de las partes y así como las contraprestaciones por tales obligaciones, a fin de no dejar a libre albedrío su determinación;  Contar con políticas de descuento, incentivos y/o promoción adecuadamente redactadas y claras para su aplicación, entre otros. En vista a todo lo expuesto, cabe mencionar que normalmente el contrato de suministro de energía también es conocido como “contratos Take or Pay”, que consisten en que el proveedor (o suministrador) se obliga a entregar una cantidad determinada, mientras que el suministrado un pago mínimo obligatorio, consuma o no el bien entregado. A efectos de determinar la oportunidad en el reconocimiento del ingreso se deberá aplicar lo indicado en los párrafos anteriores. › Impuesto General a las Ventas (IGV) Para propósitos de este tributo, la obligación tributaria del suministro de energía eléctrica nace en la fecha de percepción del ingreso o en la fecha de vencimiento del plazo para el pago del servicio, lo que ocurra primero. › Saldo a favor del exportador (SFE)

El artículo 33o de la Ley del IGV señala que la exportación de bienes y servicios (e. g. suministro de energía al exterior), así como los contratos de construcción ejecutados en el exterior, no se encuentran gravados con el IGV; no obstante, el artículo 34o de dicha ley señala que el monto del IGV que hubiera sido consignado en los comprobantes de pago, correspondientes a las adquisiciones de bienes, servicios, contratos de construcción y las pólizas de importación, dará derecho a un saldo a favor del exportador (SFE), conforme a lo dispuesto en el Reglamento de la Ley del IGV. Respecto de lo anterior, cabe mencionar que los requisitos para tener en cuenta con relación a la adquisición de bienes, prestación de servicios y demás operaciones gravadas con el IGV, a fin de que estas otorguen derecho a crédito fiscal, son las contenidas en los capítulos VI y VII de la Ley del IGV referidas a las disposiciones que regulan el crédito fiscal y los ajustes al impuesto bruto y crédito fiscal, respectivamente. En efecto, el SFE estará determinado por el crédito fiscal otorgado por las operaciones antes señaladas, previo cumplimiento de requisitos de forma y fondo. Dicho SFE podrá ser deducido del impuesto bruto de cargo del mismo sujeto, de quedar un importe remanente a favor de este luego de la referida deducción. Este remanente será denominado “saldo a favor materia del beneficio” (SFMB), el cual podrá ser aplicado contra el impuesto bruto de periodos futuros hasta agotarse, así como podrá ser compensado contra otros tributos de cargo del mismo sujeto o, de ser el caso, solicitado en devolución.

2. Activos y pasivos por regulación tarifaria-NIIF 14 La NIIF14 “Cuentas de Diferimientos de Actividades Reguladas” especifica los requerimientos de información financiera para los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas que surgen cuando una entidad proporciona bienes o servicios a clientes a un precio o tarifa que está sujeto a regulación de tarifas. La norma permite que una compañía aplique los requerimientos de esta norma en sus primeros estados financieros conforme a las NIIF si y solo si:

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a. Realiza actividades con tarifas reguladas; y b. Reconoció importes, que cumplen los requisitos de los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas, en sus estados financieros de acuerdo con sus PCGA anteriores. Una entidad aplicará los requerimientos de esta norma en sus estados financieros de periodos posteriores, si y solo si, en sus primeros estados financieros conforme a las NIIF, reconoció saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas mediante la elección de la aplicación de los requerimientos de esta norma. Una entidad que quede dentro del alcance de esta norma, y que decida implementarla, aplicará todos sus requerimientos a todos los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas que surjan de todas las actividades con tarifas reguladas. La NIIF 14 no las llama activos o pasivos, sino saldos deudores y acreedores de cuentas de diferimiento, respectivamente. De forma similar, los impactos de estas partidas en resultados no son llamados en la NIIF 14 ingresos y gastos, sino movimientos netos en saldos de cuentas de diferimiento de actividades reguladas, relacionados con el resultado del periodo. Entre los casos más importantes de tratamiento especial para las cuentas de diferimiento de actividades reguladas, podemos mencionar los siguientes:  El total de todos los saldos deudores y acreedores de las cuentas de diferimiento de actividades reguladas deberán presentarse en el estado de situación financiera de forma separada, luego del total de activos y pasivos del negocio. Cabe anotar que no participan en la clasificación entre corriente o no corriente del resto de partidas.

236

 Una entidad presentará, en la sección de otro resultado integral del estado del resultado del periodo y otro resultado integral, el movimiento neto de los saldos de todas las cuentas de diferimientos de actividades reguladas para el periodo de presentación que se relacionen con las partidas reconocidas en otro resultado integral. Las partidas separadas se utilizarán por el movimiento neto relacionado con partidas que, de acuerdo con otras normas:

 No se reclasificarán posteriormente al resultado del periodo; y  Se reclasificarán posteriormente al resultado del periodo, cuando se cumplan ciertas condiciones específicas.  Una entidad presentará una partida separada en la sección del resultado del periodo del estado del resultado del periodo y otro resultado integral, o en el estado del resultado del periodo separado, por el movimiento neto restante de todos los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas para el periodo de presentación, excluyendo los movimientos que no se reflejan en el resultado del periodo, tales como importes adquiridos. Esta partida separada se diferenciará de los ingresos y gastos que se presenten de acuerdo con otras normas, mediante el uso de un subtotal, que se determinará antes del movimiento neto en los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas.  Si las cuentas de diferimiento de actividades reguladas generan activo o un pasivo por impuestos diferidos, este deberá presentarse separado del saldo de IRD originado por el resto de las diferencias temporales. En este marco, existe la opción de mostrarlo como parte del monto de las cuentas de diferimiento de actividades reguladas (en el estado de situación financiera y el estado de resultados integrales) o como una línea separada presentada a continuación de estas cuentas. Cuando una entidad presenta, en su estado de situación financiera, los activos corrientes y no corrientes y los pasivos corrientes y no corrientes como clasificaciones separadas, no clasificará los totales de los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas como corrientes o no corrientes. En su lugar, las partidas separadas requeridas, por la norma, como son los saldos deudores y acreedores de las cuentas de diferimiento de actividades reguladas se diferenciarán de los activos y pasivos que se presenten de acuerdo con otras normas mediante el uso de subtotales, que se determinarán antes de que se presenten los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas.

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Una entidad no cambiará sus políticas contables para comenzar el reconocimiento de los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas. Una entidad solo puede cambiar sus políticas contables para el reconocimiento, medición deterioro de valor y baja en cuentas de saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas si el cambio origina estados financieros más relevantes para las necesidades de toma de decisiones económicas de los usuarios, y no menos fiables, o más fiables, pero no menos relevantes para atender dichas necesidades.

NIIF 9)” establece un modelo de pérdidas crediticias esperadas para el reconocimiento del deterioro (incobrabilidad) de los activos financieros. En el marco de la NIIF 9, la pérdida crediticia esperada (PE) está definida como una estimación de la probabilidad ponderada de las pérdidas crediticias (es decir, el valor presente de todas las insuficiencias de efectivo) a lo largo de la vida esperada del instrumento. La NIIF 9 establece el enfoque general en el que se clasifican los activos financieros en tres estados:

› Revelación Esta norma requiere que la compañía revele información: a) Que identifique y explique los importes reconocidos en los estados financieros de la entidad que surgen de la regulación de tarifas; y b) Que ayude a los usuarios de los estados financieros a comprender el importe, calendario e incertidumbre de los flujos de efectivo futuros procedentes de los saldos de las cuentas de diferimientos de actividades reguladas que se reconocen. Una compañía que decida aplicar esta norma revelará información que permita a los usuarios evaluar: a. La naturaleza y los riesgos asociados con la regulación de tarifas que establece el precio que la entidad puede cargar a los clientes por los bienes o servicios que proporciona; y b. Los efectos de dicha regulación de tarifas en su situación financiera, rendimiento financiero y flujos de efectivo. › Aspectos tributarios Desde la perspectiva tributaria, la aplicación de la NIIF 14 no debe originar ningún efecto para fines fiscales. En tal sentido, recomendamos llevar los libros y/o registros vinculados a asuntos tributarios atendiendo a los requerimientos establecidos por las normas pertinentes.

3. Deterioro de cuentas por cobrarNIIF 9 La NIIF 9 “Instrumentos Financieros (en adelante

 Estado 1: un primer estado que corresponde a niveles de riesgo bajo, aquellos activos que no han presentado incremento significativo en su riesgo de crédito. La pérdida esperada es calculada bajo un horizonte de 12 meses;  Estado 2: el segundo estado corresponde a activos que han experimentado un incremento en el nivel de riesgo y a los que se debe estimar la pérdida esperada para toda la vida; y  Estado 3: un tercer estado donde los activos presentan evidencia de deterioro o corresponden con la definición de incumplimiento establecido dentro del marco de la norma. Por otro lado, estas fases también definen el modo en que se calculan los ingresos por intereses que se reconocerán sobre dichos activos; una vez que se encuentran en el estado 3, el interés se calcula sobre el valor del activo neto de provisión. La estimación debe actualizarse en cada cierre para reflejar los cambios en las pérdidas esperadas. Por otro lado, esta evaluación, dado que se hace con referencia al riesgo de crédito en el reconocimiento inicial, también contempla que el deterioro de un activo se recupere si vuelve de los estados 3 a 2 o incluso 1. El análisis por cartera se realiza considerando agrupamientos de instrumentos que compartan características de riesgo crediticio; por ejemplo, tipo de instrumento, tipo de cliente, garantía recibida, industria, ubicación geográfica, etc. En la medición de las pérdidas crediticias esperadas se considera:

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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Cuadro 3 ESTADÍO 1

ESTADÍO 2

ESTADÍO 3

Instrumentos cuyo riesgo crediticio no aumentó signigicativamente desde el reconocimiento inicial

Instrumentos cuyo riesgo crediticio aumentó significativamente desde el reconocimiento inicial

Instrumentos en “default”

Se requiere constituir una previsión para las pérdidas crediticias esperadas en los próximos 12 meses, que es la porción de las pérdidas crediticias esperadas resultantes de eventos que posiblemente ocurran dentro de los 12 meses después de la fecha de cierre.

Se requiere constituir una previsión para las pérdidas crediticias esperadas durante toda la vida del instrumento.

No se constituye una previsión, sino que el activo se mide a su valor de recupero estimado, es decir, considerando las pérdidas crediticias esperadas durante toda la vida del instrumento.

El cálculo se realiza a nivel de cartera.

Generalmente el cálculo se realiza a nivel de cartera.

Generalmente el cálculo se realiza a nivel de instrumento.

Premisa refutable: un instrumento vencido más de 30 días incrementó significativamente su riesgo crediticio.

Premisa refutable: un instrumento vencido más de 90 días está en default.

–

Un activo en estadío 1 pasa al estadío 2 cuando aumenta significativamente el riesgo crediticio. A la inversa, puede regresar al estadío 1 si se reduce su riesgo crediticio significativamente.

Una vez que el activo está deteriorado, no puede regresar a los estadíos anteriores.

Reconocimiento de la pérdida esperada

Pérdida esperada en 12 meses

Pérdida esperada durante la vida del crédito

Ingresos por intereses

238

Interés efectivo sobre el valor contable bruto

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Interés efectivo sobre el valor contable neto (menos provisión)

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 Al menos dos escenarios: que el cliente abone en tiempo y forma o que no lo haga.  El valor tiempo del dinero: aplicable para determinar el valor actual de la pérdida por incobrabilidad futura.  Toda la información disponible, sin incurrir en costos excesivos. La norma no establece un único método para medir las pérdidas crediticias esperadas, ya que depende de la información disponible en cada compañía. Algunos ejemplos de fuentes de información son las siguientes:  Incobrabilidad histórica de la compañía tenedora del activo.  Incobrabilidad histórica de otras empresas de la misma industria de la compañía.  Ratings crediticios internos y externos del cliente.  Informes y estadísticas externos. Si bien la incobrabilidad histórica es una base importante para la medición de las pérdidas crediticias esperadas, no es el único factor para tener en cuenta, ya que se espera que la compañía considere adicionalmente las condiciones macroeconómicas actuales y las que se espera que se presenten en el futuro previsible (por ejemplo, las que hayan sido consideradas a efectos presupuestarios por la compañía). Alternativamente la NIIF 9 permite un enfoque “simplificado”, aplicable a los activos contractuales de NIIF 15 “Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de Contratos con Clientes”, lo cual permite reconocer la pérdida esperada para toda la vida del instrumento para todos los activos contractuales de NIIF 15, deudores comerciales y saldos deudores por arrendamiento, si contienen un componente financiero significativo. Cuando son de corto plazo, para los deudores comerciales y activos contractuales de NIIF 15 siempre se reconocerá la pérdida esperada para toda la vida del instrumento.

 En forma optativa para los saldos provenientes de arrendamientos, así como para las cuentas por cobrar comerciales, en la medida que el componente de financiación sea significativo.  En forma obligatoria para las cuentas por cobrar comerciales donde el componente de financiación no es significativo. Bajo este enfoque, la compañía puede aplicar directamente su porcentaje de incobrabilidad estimada (basado en la incobrabilidad histórica ajustada por las condiciones macroeconómicas actuales y proyectadas) a la totalidad de sus cuentas por cobrar. El cálculo es más sencillo, pero el saldo de la previsión para incobrables será mayor. Por tanto, el enfoque simplificado da lugar a mayores provisiones que el enfoque general, porque se provisionan desde el inicio las pérdidas esperadas para toda la vida del activo, frente a las pérdidas esperadas en 12 meses del estado 1 del modelo general. Las pérdidas crediticias esperadas por cuentas por cobrar (incluidos los deudores por arrendamiento) y activos del contrato siempre se miden por un importe igual al de las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida. Al determinar si el riesgo crediticio de un activo financiero ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial al estimar las pérdidas crediticias esperadas, la compañía considerará la información razonable y sustentable que sea relevante y esté disponible sin costos o esfuerzos indebidos. Esta incluye información y análisis cuantitativos y cualitativos, basados en la experiencia histórica de la compañía y una evaluación crediticia informada que incluye aquella referida al futuro. La compañía medirá las pérdidas crediticias esperadas de forma que reflejen: i. Un importe de probabilidad ponderada no sesgado que se determina mediante la evaluación de un rango de resultados posibles. ii. El valor temporal del dinero.

Mediante el enfoque simplificado, la compañía reconoce directamente las pérdidas esperadas para toda la vida del instrumento:

iii. La información razonable y sustentable que está disponible sin costo o esfuerzo despro-

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

239

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

porcionado en la fecha de presentación sobre sucesos pasados, condiciones actuales y pronósticos de condiciones económicas futuras. Las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida son las pérdidas crediticias que resultan de todos los posibles sucesos de incumplimiento durante la vida esperada de un instrumento financiero. Las pérdidas crediticias esperadas de doce meses son la parte de las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida del activo que proceden de sucesos de incumplimiento sobre un instrumento financiero que están posiblemente dentro de los 12 meses después de la fecha de presentación (o un periodo inferior si el instrumento tiene una vida de menos de doce meses). La NIIF 9 no incluye una definición de incumplimiento, pero indica que debe ser consistente con la utilizada para propósitos de la gestión de riesgo de crédito que realiza la compañía para cada instrumento financiero y que tiene que considerar tanto factores cualitativos como cuantitativos. Asimismo, la NIIF9 establece como presunción que un evento de incumplimiento no ocurrirá después de que un activo financiero esté en mora 90 días, a menos que una compañía tenga información razonable y sustentable de que un criterio de incumplimiento más aislado es más apropiado. El periodo máximo considerado al estimar las pérdidas crediticias esperadas es el periodo contractual máximo durante el que la compañía está expuesto al riesgo de crédito. › Medición de las pérdidas crediticias esperadas

240

Las pérdidas crediticias esperadas son el promedio ponderado por probabilidad de las pérdidas crediticias. Las pérdidas crediticias se miden como el valor presente de las insuficiencias de efectivo (es decir, la diferencia entre el flujo de efectivo adeudado a la compañía de acuerdo con el contrato y los flujos de efectivo que el grupo espera recibir). Las pérdidas crediticias esperadas son descontadas usando la tasa de interés efectiva del activo financiero.

› Activos financieros con deterioro crediticio En cada fecha de presentación de los estados financieros, la compañía debe evaluar si los activos financieros registrados al costo amortizado tienen deterioro crediticio. Un activo financiero tiene ‘deterioro crediticio’ cuando han ocurrido uno o más sucesos que tienen un impacto perjudicial sobre los flujos de efectivo futuros estimados del activo financiero. La evidencia de que un activo financiero tiene deterioro crediticio incluye los siguientes datos observables:  Dificultades deudor

financieras

significativas

del

 Una infracción del contrato, tal como un incumplimiento o un suceso de mora de más de 90 días  La reestructuración de un préstamo o adelanto por parte del grupo en términos que este no consideraría de otra manera  Se está convirtiendo en probable que el prestatario entre en quiebra o en otra forma de reorganización financiera  La desaparición de un mercado activo para el activo financiero en cuestión, debido a dificultades financieras › Presentación de la corrección de valor para pérdidas crediticias esperadas Las pérdidas crediticias esperadas para los activos financieros medidos al costo amortizado se deducen del importe en libros bruto de los activos. En cada fecha de presentación, la compañía reconocerá en el resultado del periodo el importe del cambio en las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida del activo como una ganancia o pérdida por deterioro. Una compañía reconocerá los cambios favorables en las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida del activo como una ganancia por deterioro de valor, incluso si estas últimas son menores que el importe de las pérdidas crediticias esperadas que estuvieran incluidas en los flujos de efectivo estimados en el momento del reconocimiento inicial.

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› Aspectos tributarios

rá deducible la provisión de cobranza dudosa y se reconocerá el efecto del castigo de las deudas incobrables.

Desde la perspectiva tributaria, el deterioro de las cuentas por cobrar se rige por las reglas de provisión y castigo por deudas incobrables establecidas en el inciso i) del artículo 37° de la LIR y su Reglamento. En efecto, la provisión y castigo de las deudas incobrables para fines tributarios deben reunir las condiciones detalladas en el siguiente cuadro: (ver cuadro 4).

En vista de lo expuesto, los efectos contables que puedan ser reconocidos en virtud de la aplicación de la NIIF 9 no tendrán ninguna incidencia tributaria, y en consecuencia deberá eliminarse su efecto vía declaración jurada anual.

4. Revalúo de propiedades, planta y equipo-NIC 16

Debe tenerse en cuenta, además, que no se reconoce el carácter de deuda incobrable a lo siguiente:

En el marco de la NIC16 “Propiedades, Planta y Equipo”, con posterioridad a su reconocimiento como activo, un elemento de propiedades, planta y equipo puede ser medido por la compañía al modelo del costo o modelo de revaluación.

(i) Las deudas contraídas entre sí por partes vinculadas; y

La compañía, bajo el modelo del costo, registrará un elemento de propiedades, planta y equipo por su costo menos la depreciación y el importe acumulados de las pérdidas por deterioro del valor.

(ii) Las deudas que hayan sido objeto de renovación o prórroga expresa. Así, pues, solo en la medida en que se cumplan los requerimientos antes descritos, se consideraCuadro 4 PROVISIÓN

CASTIGO

1. El carácter de deuda incobrable o no deberá veri-

Para efectuar el castigo de las deudas de cobranza dudosa, se requiere que la deuda haya sido provisionada y se cumpla, además, alguna de las siguientes condiciones:

ficarse en el momento en que se efectúa la provisión contable;

2. Para efectuar la provisión por deudas incobrables se requiere:

1. Se haya ejercitado las acciones judiciales per-

a) Que la deuda se encuentre vencida y se demuestre la existencia de dificultades financieras del deudor que hagan previsible el riesgo de incobrabilidad, mediante análisis periódicos de los créditos concedidos o por otros medios, o se demuestre la morosidad del deudor mediante la documentación que evidencie las gestiones de cobro luego del vencimiento de la deuda, o el protesto de documentos, o el inicio de procedimientos judiciales de cobranza, o que hayan transcurrido más de doce (12) meses desde la fecha de vencimiento de la obligación sin que esta haya sido satisfecha; y

b) Que la provisión al cierre de cada ejercicio figure en el Libro de Inventarios y Balances en forma discriminada

tinentes hasta establecer la imposibilidad de la cobranza, salvo cuando se demuestre que es inútil ejercitarlas o que el monto exigible a cada deudor no exceda de tres (3) unidades impositivas tributarias. La exigencia de la acción judicial alcanza, inclusive, a los casos de deudores cuyo domicilio se desconoce, debiendo seguírseles la acción judicial prescrita por el Código Procesal Civil; o

2. Tratándose de castigos de cuentas de cobranza dudosa a cargo de personas domiciliadas que hayan sido condonadas en vía de transacción, deberá emitirse una nota de abono en favor del deudor. Si el deudor realiza actividad generadora de rentas de tercera categoría, considerará como ingreso gravable el monto de la deuda condonada.

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La compañía, bajo el modelo de revaluación, un elemento de propiedades, planta y equipo cuyo valor razonable pueda medirse con fiabilidad, se contabilizará por su valor revaluado, que es su valor razonable, en el momento de la revaluación, menos la depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro de valor que haya sufrido. Las revaluaciones se harán con suficiente regularidad, para asegurar que el importe en libros, en todo momento, no difiera significativamente del que podría determinarse utilizando el valor razonable al final del periodo sobre el que se informa. El valor razonable de los terrenos y edificios se determinará a partir de la evidencia basada en el mercado mediante una tasación, realizada habitualmente por tasadores cualificados profesionalmente. El valor razonable de los elementos de planta y equipo será habitualmente su valor de mercado, determinado mediante una tasación. La frecuencia de las revaluaciones dependerá de los cambios que experimenten los valores razonables de los elementos de propiedades, planta y equipo que se estén revaluando. Cuando el valor razonable del activo revaluado difiera significativamente de su importe en libros, será necesaria una nueva revaluación. Algunos elementos de propiedades, planta y equipo experimentan cambios significativos y volátiles en su valor razonable, por lo que necesitarán revaluaciones anuales. Tales revaluaciones frecuentes serán innecesarias para elementos de propiedades, planta y equipo con variaciones insignificantes en su valor razonable. Para estos, pueden ser suficientes revaluaciones hechas cada tres o cinco años. Cuando se revalúe un elemento de propiedades, planta y equipo, la depreciación acumulada en la fecha de la revaluación puede ser tratada de cualquiera de las siguientes maneras:

242

a. Reexpresada proporcionalmente al cambio en el importe en libros bruto del activo, de manera que el importe en libros de este después de la revaluación sea igual a su importe revaluado. Este método se utiliza a menudo cuando se revalúa el activo por medio de la aplicación de un índice para determinar su costo de reposición depreciado. b. Eliminada contra el importe en libros bruto del activo, de manera que lo que se reexpresa es

el importe neto resultante, hasta alcanzar el importe revaluado del activo. Este método se utiliza habitualmente en edificios. La cuantía del ajuste en la depreciación acumulada, que surge de la reexpresión o eliminación anterior, forma parte del incremento o disminución del importe en libros del activo. Si se revalúa un elemento de propiedades, planta y equipo, se revaluarán también todos los elementos que pertenezcan a la misma clase de activos. Si se incrementa el importe en libros de un activo como consecuencia de una revaluación, este aumento se reconocerá directamente en otro resultado integral y se acumulará en el patrimonio, bajo el encabezamiento de superávit de revaluación. Sin embargo, el incremento se reconocerá en el resultado del periodo en la medida en que sea una reversión de un decremento por una revaluación del mismo activo reconocido anteriormente en el resultado del periodo. Cuando se reduzca el importe en libros de un activo como consecuencia de una revaluación, tal disminución se reconocerá en el resultado del periodo. Sin embargo, la disminución se reconocerá en otro resultado integral en la medida en que existiera saldo acreedor en el superávit de revaluación en relación con ese activo. La disminución reconocida en otro resultado integral reduce el importe acumulado en el patrimonio contra la cuenta de superávit de revaluación. La NIIF 13 “Medición del Valor Razonable” establece un marco para medir el valor razonable cada vez que una norma requiera o permita mediciones de valor razonable, sea usado como base de medición al valor razonable o sea divulgado. El valor razonable es el precio que se recibiría por vender un activo o que se pagaría por transferir un pasivo en la fecha de medición bajo las condiciones actuales del mercado, en una transacción ordenada entre los participantes del mercado y en el mercado principal o, en ausencia de un mercado principal, en el mercado más ventajoso. Es un precio de salida. El valor razonable es una medición basada en el mercado, y se mide de esta manera independientemente de si el precio es directamente

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observable o estimado utilizando alguna técnica de valoración. Al medir el valor razonable, deben utilizarse los supuestos de que los participantes del mercado utilizarían al fijar el precio del activo o pasivo bajo las condiciones actuales del mercado, incluyendo supuestos sobre riesgo. Como resultado, las intenciones de una compañía con respecto a un activo o pasivo no son relevantes al medir el valor razonable del activo o pasivo. Para un activo no financiero, como una máquina, su valor razonable se debe basar en el mejor y mayor uso que se pueda hacer del activo, ya sea en combinación con otros activos o de forma independiente, sin importar cómo la compañía que reporta está utilizando el activo. › Aspectos tributarios La medición posterior bajo el modelo de revaluación de un bien de propiedad, planta y equipo no es aceptada para fines tributarios, salvo en los casos de reorganización de sociedades en los que se haya optado por la modalidad de reorganización de sociedades con revaluación voluntaria con efecto tributario y se haya pagado el impuesto respectivo sobre el valor revaluado.

5. Contratos de energía, instrumentos derivados y contabilidad de coberturas

obliga a realizar una inversión inferior a la que se requeriría para otros tipos de contratos, en los que se podría esperar una respuesta similar ante cambios en las condiciones de mercado. b) Se liquidará en una fecha futura. 5.1.2. Derivado implícito Un derivado implícito es un componente de un contrato híbrido, en el que también se incluye un contrato anfitrión que no es un derivado, con el efecto de que algunos de los flujos de efectivo del instrumento combinado varíen de forma similar a un derivado sin anfitrión. Un derivado implícito provoca que algunos o todos los flujos de efectivo que de otra manera serían requeridos por el contrato se modifiquen de acuerdo con una tasa de interés especificada, el precio de un instrumento financiero, el de una materia prima cotizada, una tasa de cambio de moneda extranjera, un índice de precios o de tasas de interés, una calificación u otro índice de carácter crediticio, o en función de otra variable, que en el caso de no ser financiera no sea específica para una de las partes del contrato. Un derivado que se adjunte a un instrumento financiero, pero que sea contractualmente transferible de forma independiente o tenga una contraparte distinta a la del instrumento, no es un derivado implícito sino un instrumento financiero separado.

5. 1. Definición técnica 5.1.1. Instrumento financiero derivado

5.2. Reconocimiento en los estados financieros

Un instrumento financiero derivado es definido por la NIIF 9 “Instrumentos financieros” como aquel instrumento que reúne las siguientes características: a) Su valor cambia en respuesta de los cambios en una tasa de interés especificada, en el precio de un instrumento financiero, en el de una materia prima cotizada, en una tasa de cambio de la moneda extranjera, en un índice de precios o de tasas de interés, en una calificación o índice de carácter crediticio o en función de otra variable, que en el caso de no ser financiera no sea específica para una de las partes del contrato (a veces se denomina “subyacente” a esta variable). b) No requiere una inversión inicial neta, o solo

5.2.1. Marco normativo de acuerdo con las NIIF El tratamiento contable de las operaciones con instrumentos financieros derivados se debe reflejar en los estados financieros de la compañía que reporta de acuerdo con lo que prescribe la Norma Internacional de Información Financiera 9 “Instrumentos Financieros” (en adelante, NIIF 9). El principio fundamental sobre los instrumentos financieros derivados en la NIIF 9 es que todos estos deben reconocerse en el estado de situación financiera a valor razonable, con ganancias o pérdidas resultantes de la medición posterior reconocidas en el estado de resultados (a menos que los requisitos para la calificación de la contabilidad de coberturas sean cumplidos,

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243

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en cuyo caso la variación en el valor razonable se registra, según el tipo de cobertura contable).

para una contabilidad de coberturas solo si se cumplen todas las condiciones siguientes:

Por otro lado, un derivado implícito se separará del contrato anfitrión o principal (que no sea un activo financiero) y se tratará como un derivado si y solo si:

a. La relación de cobertura consta solo de instrumentos de cobertura y partidas cubiertas elegibles.

a. Las características económicas y los riesgos inherentes al derivado implícito no están relacionados estrechamente con los correspondientes al contrato anfitrión. b. Un instrumento separado con las mismas condiciones del derivado implícito cumpliría con la definición de un derivado. c. El contrato híbrido no se mide al valor razonable con cambios en resultados (es decir, un derivado que se encuentre implícito en un pasivo financiero medido al valor razonable con cambios en resultados no se separa). › Clasificación

b. Al inicio de la relación de cobertura, existe una designación y una documentación formales de la relación de cobertura y del objetivo y estrategia de gestión de riesgos de la compañía para emprender la cobertura. Esa documentación incluirá la identificación del instrumento de cobertura, la partida cubierta, la naturaleza del riesgo que está siendo cubierto y la forma en que la compañía evaluará si la relación de cobertura cumple los requerimientos de eficacia de la cobertura (incluyendo su análisis de las fuentes de ineficacia de la cobertura y cómo determinará la razón de cobertura). c. La relación de cobertura cumple todos los requerimientos de eficacia de la cobertura siguientes:

Los instrumentos financieros derivados pueden clasificarse de dos formas:

i. Existe una relación económica entre la partida cubierta y el instrumento de cobertura.

a) Instrumentos negociables (activos o pasivos negociables)

ii. El efecto del riesgo crediticio no predomina sobre los cambios de valor que proceden de esa relación económica.

b) Instrumentos de cobertura ›› Contabilidad de coberturas El objetivo de la contabilidad de coberturas es representar, en los estados financieros, el efecto de las actividades de gestión de riesgos de una compañía que utiliza instrumentos financieros para gestionar las exposiciones que surgen por riesgos concretos que podrían afectar al resultado del periodo.

iii. La razón de cobertura de la relación de cobertura es la misma que la procedente de la cantidad de la partida cubierta que la compañía realmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la compañía realmente utiliza para cubrir dicha cantidad de la partida cubierta. › Documentación de la cobertura Se requiere que la compañía documente:

Este enfoque pretende representar el contexto de los instrumentos de cobertura para los cuales se aplica la contabilidad de coberturas, a fin de permitir conocer mejor sus propósitos y efectos.

244

a. La estrategia de administración de riesgo b. La partida cubierta específica

La contabilidad de coberturas es opcional y puede ser adoptada únicamente cuando los criterios de calificación son cumplidos.

c. El instrumento de cobertura a ser usado

›› Requisitos de la contabilidad de coberturas

e. Cómo será medida la eficacia de la cobertura

Una relación de cobertura cumple los requisitos

d. La naturaleza del riesgo cubierto

› Designación de partidas cubiertas

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De acuerdo con la NIIF 9, en una relación de cobertura, una compañía puede designar una partida en su totalidad o un componente de la misma como la partida cubierta. La totalidad de la partida comprende todos los cambios en los flujos de efectivo o en el valor razonable de dicha partida.

las características relevantes de la relación de cobertura incluyendo las fuentes de ineficacia de la cobertura. Dependiendo de esos factores, el método puede ser una evaluación cuantitativa o cualitativa.

Un componente de la partida comprende menos que la totalidad del cambio en el valor razonable o de la variabilidad de los flujos de efectivo de dicha partida. En ese caso, una compañía puede designar solo los siguientes tipos de componentes (incluyendo combinaciones) como partidas cubiertas:

La cobertura de valor razonable es una cobertura a la exposición de los cambios en el valor razonable de un activo o pasivo reconocido o un compromiso en firme no reconocido, o una porción identificada de ellos que es atribuible a un riesgo en particular y puede afectar el estado de ganancias y pérdidas.

a. Solo cambios en los flujos de efectivo o en el valor razonable de una partida, atribuibles a un riesgo o riesgos específicos (componente de riesgo), siempre que, sobre la base de una evaluación dentro del contexto de la estructura de mercado concreta, el componente de riesgo sea identificable por separado y medible con fiabilidad.

Uno de los ejemplos más comunes de una cobertura de valor razonable es el de una deuda financiera vía un préstamo a tasa fija, en el cual la compañía desea cubrir el valor razonable de la deuda contra la disminución de las tasas de interés mediante una permuta, en la que se recibe un interés fijo y se paga uno variable. La ganancia o pérdida resultante de medir el instrumento de cobertura a valor razonable (derivado) es reconocida inmediatamente en el estado de resultados. La ganancia o pérdida de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto es también reconocida inmediatamente en el estado de resultados, para compensar el valor del cambio en el derivado.

b. Uno o más flujos de efectivo contractuales seleccionados. c. Los componentes de un importe nominal, es decir, una parte específifica del importe de una partida.

›› Cobertura de valor razonable

› Eficacia de cobertura

›› Cobertura de flujos de efectivo

La eficacia de la cobertura es la medida en que los cambios en el valor razonable o los flujos de efectivo del instrumento de cobertura compensa los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo de la partida cubierta (por ejemplo, cuando la partida cubierta es un componente de riesgo, el cambio correspondiente en el valor razonable o en los flujos de efectivo de una partida es el atribuible al riesgo cubierto).

Una cobertura de flujos de efectivo es una exposición en la variabilidad de los flujos de efectivo que:

La ineficacia de cobertura es la medida en que los cambios en el valor razonable o flujos de efectivo del instrumento de cobertura son mayores o menores que los de la partida cubierta. Con la entrada en vigor de la NIIF 9, ya no se requiere que los cambios en el valor razonable o flujos de efectivo del derivado deban compensar a aquellos de la partida cubierta en un rango de 80% a 125%. Una compañía utilizará un método que capte

a. Es atribuible a un riesgo particular asociado a un activo, o pasivo reconocido o a una transacción prevista altamente probable. b. Puede afectar el estado de ganancias y pérdidas. Las coberturas de flujos de efectivo son usualmente usadas en la industria para cubrir ventas previstas altamente probables de commodities contra el riesgo de la caída de precios con un contrato forward de compra o una opción put adquirida. La porción de la ganancia o pérdida, que es determinada como efectiva, es reconocida directamente en patrimonio. La ganancia o pérdida diferida en patrimonio es reciclada al estado de resultados cuando los

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flujos de efectivo afectan los resultados. Si los flujos de efectivo cubiertos tienen como consecuencia el reconocimiento de un activo o pasivo no financiero en el estado de situación financiera, la compañía puede escoger en ajustar el importe del activo o pasivo por el importe diferido en patrimonio. ›› Cobertura de una inversión neta en el extranjero La cobertura de una inversión neta en el extranjero es una garantía de la inversión de una compañía en los activos netos de una operación foránea. Esta puede ser lograda mediante un préstamo en moneda extranjera o mediante un contrato forward de monedas. La porción de las ganancias o pérdidas en el instrumento de cobertura, que es determinada como efectiva, es diferida en patrimonio, similarmente a una cobertura de flujos de efectivo. Solo es reconocida en el estado de resultados al disponerse parcial o totalmente, o si se liquida la inversión. 5.2.2. Presentación y revelación Los requerimientos de revelación de la NIIF 7 “Instrumentos Financieros: Revelaciones” son extensos. La norma requiere de ciertas revelaciones generales, revelaciones cuantitativas para ciertas coberturas “fallidas”, y revelaciones adicionales para coberturas de flujos de efectivo y coberturas de inversiones netas en el extranjero. Estas incluyen, pero no están limitadas a: a. La estrategia de gestión del riesgo de una compañía y la forma en que se aplica para gestionar el riesgo. b. La forma en que las actividades de cobertura de la compañía pueden afectar al importe, calendario e incertidumbre de sus flujos de efectivo futuros. c. El efecto que la contabilidad de coberturas ha tenido sobre el estado de situación financiera de la compañía, estado del resultado integral y estado de cambios en el patrimonio.

246

Además, la NIIF 7 requiere de la revelación de lo siguiente: a. Riesgos financieros, incluyendo cómo estos son administrados, basados en información usada

por la Gerencia. Se requiere que las compañías reporten las métricas que usan internamente para administrar y medir el riesgo financiero. b. Medición y revelación del importe por la cual el patrimonio y ganancias y pérdidas pudieran cambiar de lo que es reportado en el estado de situación financiera, por movimientos de mercado “razonablemente posibles” (análisis de sensibilidad). › Aspectos tributarios  La LIR y su Reglamento regulan los derivados financieros bajo la denominación de “Instrumentos Financieros Derivados”, definiéndolos como contratos que involucran a contratantes que ocupan posiciones de compra o de venta, y cuyo valor deriva del movimiento en el precio o valor de un elemento subyacente que le da origen.  A nivel tributario, se prevén una serie de tipos específicos de derivados financieros, como los contratos forwards, futuros, opción, swaps financieros. No obstante, también se consideran como tales a aquellos que resulten de su combinación, así como a los híbridos financieros. Para tales efectos, los términos y definiciones vinculados a los derivados financieros son delimitados mediante un glosario de términos contenido en la LIR.  Sin perjuicio del tipo específico de derivado financiero, la norma tributaria establece su tratamiento en función a su calificación como aquel constituido: (i) con fines de cobertura (i. e. mitigar, atenuar o eliminar un riesgo específico, entre otros), o (ii) con fines especulativos; regulando las características específicas que debe reunir cada uno de estos. Dicha calificación determina el reconocimiento del resultado positivo o negativo (i. e. rentas o pérdida) del derivado financiero, como se muestra a continuación: (ver cuadro 5). Cabe mencionar, además, que para efectos de considerar devengado el resultado de un IFD (i. e. renta o pérdida) debe verificarse cualesquiera de los siguientes momentos:  Entrega física del elemento subyacente  Liquidación en efectivo

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 Cierre de posiciones  Abandono de la opción en la fecha en que la opción expira, sin ejercerla

cimiento contable con motivo de la medición de los IFD, y que no corresponda a alguno de los momentos citados previamente, deberá eliminarse vía declaración jurada anual, originando el reconocimiento de un IR diferido.

 Cesión de la posición contractual  Fecha fijada en el contrato de swap financiero para la realización del intercambio periódico de flujos financieros En el caso de IFD que consideren como elemento subyacente exclusivamente el tipo de cambio de una moneda extranjera, las rentas y pérdidas se imputan al cierre de cada ejercicio gravable, aun cuando la fecha de vencimiento del contrato corresponda a un ejercicio posterior. Para este efecto se aplica lo dispuesto en el artículo 61o de la LIR.

 En adición a lo anterior, resulta importante señalar que, desde la perspectiva tributaria, la norma presupone que estos instrumentos requieren una inversión neta inicial nula o mínima; y son liquidados en una fecha predeterminada.  Finalmente, cabe mencionar que el reconocimiento contable de derivados implícitos no tiene efecto para fines tributarios. Por lo cual, al igual que en el caso anterior, debe eliminarse vía declaración jurada el efecto de su reconocimiento contable, y reconocerse el IR diferido que corresponda.

Bajo dicho orden de ideas, cualquier recono-

Cuadro 5

RESULTADO DEL IFD

IFD CON FINES DE COBERTURA

Se considera como parte de la renta neta imponible para la determinación del IR

Ganancia

Se considera como parte de la renta neta imponible para la determinación del IR Pérdida

IFD CON FINES DISTINTOS A LOS DE COBERTURA (ESPECULATIVOS)

No se considera como parte de la renta neta imponible para la determinación del IR. Se imputará solo respecto de la ganancia obtenida en el mismo ejercicio por IFD del mismo tipo (i. e. con fines distintos a los de cobertura). Si luego de dicha imputación se determina pérdida, puede ser arrastrada baja cualquiera de los dos sistemas (i. e. A o B) al año siguiente, a fin de que sea imputada a rentas obtenidas por el mismo tipo de IFD.

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 CAPÍTULO 2: GENERACIÓN DE ENERGÍA

alguno de los siguientes tratamientos: (ver gráfico 9).

1. Modificaciones de contratos con clientes-NIIF 15

 La modificación se tratará como un contrato separado, siempre y cuando, se incorporen nuevos bienes o servicios distintos y se identifiquen sus precios independientes.

› Marco normativo de acuerdo con la NIIF 15 Para determinar si aplica la modificación de un contrato según lo que establece la NIIF15, es apropiado revisar el gráfico siguiente. En forma sencilla, se evalúan las posibles situaciones que son analizadas en cada uno de los párrafos de la NIIF 15 que conforman esta sección, para establecer cuáles son los criterios requeridos para determinar si existe una modificación del contrato, y en función de las respuestas se aplican las normas posibles bajo estos escenarios. Cuando el contrato en el tiempo sufra alguna modificación, la compañía deberá aplicar

Sí la compañía debe tratar la modificación como un contrato separado, entonces debe aplicar los cinco pasos de la NIIF 15 a dicho contrato, manteniendo el reconocimiento de ingresos al contrato anterior sobre la misma base que se había aplicado hasta la fecha de la modificación.  Si se incorporan nuevos bienes o servicios distintos, pero no se identifica el precio de venta independiente, se anula el contrato original y la modificación se considera como un contrato nuevo, siendo el efecto de cambio de manera prospectiva.

Gráfico 9 Modificación de un contrato

¿La modificación del contrato fue aprobada por las partes?

No reconocer la modificación hasta que haya sido aprobada por las partes

¿El contrato agrega un bien o un servicio distinto que tiene un precio independiente?

248

Reconocer como un contrato separado

¿Los bienes o servicios son distintos a los que ya se habían entregado?

SI Reconocer la terminación del contrato anterior y el inicio de un nuevo contrato

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Reconocer como parte del contrato original

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Si las condiciones no se cumplen, pero los bienes o servicios restantes son distintos a los que se habían entregado o cumplido en la fecha de la modificación del contrato o anteriormente, la compañía debe tratar la modificación como si se tratara de un nuevo contrato (que incluiría tanto los bienes o servicios remanentes bajo el contrato anterior como los nuevos que se han prometido en la modificación, si esto último aplica). Debe tomarse en cuenta la definición de “bienes o servicios distintos” del párrafo 27 de la NIIF 15. Bajo estas condiciones, el contrato inicial habrá terminado para efectos de la NIIF 15 y la contabilización de las nuevas condiciones tendrá que ser prospectiva. No obstante, la consideración que no se haya recibido bajo el contrato anterior (o sea, el precio de los bienes o servicios, si es lo que aplica) y que no haya sido reconocida como ingresos, junto con la nueva consideración a recibir, se combinan, y el total será reconocido como ingresos, en la medida en que las obligaciones de desempeño del contrato sean satisfechas.  Si no se incorporan nuevos bienes o servicios distintos, pero se modifican los precios inicialmente pactados, se considera un ajuste en el año que ocurre la modificación. Sí los bienes o servicios restantes no son distintos de los bienes o servicios transferidos en o antes de la modificación, esta debe ser considerada como parte de las obligaciones de desempeño restantes en el contrato y debe registrarse un ajuste al monto acumulativo de los ingresos para reconocer el efecto de la modificación sobre el precio de la transacción y la medición del progreso de la entidad hacia el cumplimiento de las obligaciones) de desempeño. El impacto contable de dicha modificación será retrospectivo. › Práctica del sector Las modificaciones de contrato, como acuerdos de “mezcla y extensión”, son comunes en el sector energía y servicios públicos. En los acuerdos de mezcla y extensión, el comprador y el vendedor negocian los precios modificados de un acuerdo contractual existente, incluida la extensión del plazo del acuerdo existente. Es común que el comprador se beneficie de una mezcla más baja precio (precio original combinado con el precio del periodo de extensión

que se encuentra a una tasa más baja por unidad) y el vendedor se beneficiará de un periodo extendido (término original más el periodo del periodo de extensión). Por lo tanto, se necesitará evaluar estos tipos de modificaciones para determinar cómo y cuándo se contabilizarán según la modificación del contrato disposiciones incluidas dentro de la nueva norma. › Potencial impacto La compañía contabilizaría una modificación de contrato usando alguna de las siguientes maneras: 1. Un contrato separado, si la modificación resulta en un aumento en la cantidad de bienes y servicios distintos (por ejemplo, unidades de electricidad que se entregarán) y la consideración adicional refleja el precio de venta independiente de la compañía de los bienes prometidos adicionales, o 2. Una terminación del contrato existente y la creación de un nuevo contrato para ser contabilizado prospectivamente, si la modificación resulta en un aumento en la cantidad de bienes y servicios distintos (por ejemplo, unidades de electricidad que se entregarán), pero la consideración adicional no refleja el precio de venta independiente de la compañía que informa bienes prometidos (por ejemplo, el precio por unidad de los nuevos bienes distintos tiene un precio significativamente más bajo que el mercado). › Caso práctico Empresa de Energía ABC (vendedor) y Empresa de Distribución XYZ (comprador) forman parte de un contrato para la compra-venta de electricidad. El plazo del contrato empezó el 1 de enero de 20Y0 y culmina el 31 de diciembre de 20Y7. Asimismo, el precio y las cantidades anuales acordadas según contrato fueron de USD 50 por MWh y 87,600 MWh (10 MW por hora * 24 [horas por día] * 365 [días por año]), respectivamente. El vendedor concluyó que su obligación de desempeño de vender electricidad representa una única obligación que se satisface “a lo largo del tiempo” (es decir, la venta de electricidad durante el plazo del acuerdo representa una serie de bienes distintos que son sustancial-

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

mente igual y que tienen el mismo patrón de transferencia al cliente). El 1 de enero de 20Y2, dos años después de haber suscrito el acuerdo inicial, el vendedor y el comprador acordaron una modificación (es decir, una combinación y extender el acuerdo) al acuerdo existente, que extendió el plazo del contrato en dos años adicionales. El precio del contrato y las cantidades anuales del contrato para la compra-venta de electricidad durante los dos años adicionales es de USD 60 / MWh y 87,600 MWh, respectivamente. ¿Como debería el vendedor contabilizar la transacción? ›› Discusión: Opción A. Contabilización de la modificación de contrato de forma separada: Si el vendedor concluye, en la fecha de la modificación del contrato, que: 1. La electricidad adicional que se entregará representa bienes distintos; 2. La contraprestación adicional de USD 10,512,000 (($ 60 * 87,600 MWh) [año 9] + ($ 60 * 87,600 MWh) [año 10]) refleja el precio de venta independiente de los bienes adicionales prometidos, la combinación y extensión del acuerdo se contabilizaría como un acuerdo por separado. De acuerdo con esta modificación de contrato, la contabilización del acuerdo de forma separada refleja el hecho de que no hay diferencia económica entre las entidades que suscriben un acuerdo separado y/o de aceptar la modificación del acuerdo existente. En este sentido, el vendedor continuará reconociendo ingresos en USD 50 / MWh hasta el 31 de diciembre de 20Y7 y luego reconocer ingresos a USD 60 / MWh en 20X8 y 20X9. Opción B. Contabilización de la modificación de contrato como una terminación de contrato y creación de un nuevo contrato de forma prospectiva:

250

Si el vendedor concluye en la fecha de la modificación del contrato, que la electricidad adicional a entregar representa bienes distintos, pero que la contraprestación adicional de

USD 10,512,000 no refleja el precio de venta independiente de los bienes adicionales prometidos, la combinación y extensión del acuerdo se contabilizaría como una terminación del contrato existente y la creación de un nuevo contrato sobre una base prospectiva. En este caso, el monto de la contraprestación total a ser reconocida en los últimos seis años del acuerdo (1 de enero de 20Y2- 31.12.20Y7) y los dos años adicionales (1 de enero de 20Y8-31.12.20X9) es USD 36,792,000 ((USD 50 * 87,600 * 6) + (USD 60 * 87,600 * 2)), o USD 4,599,000 por año. La contabilización de la modificación de este contrato de forma prospectiva refleja la terminación efectiva del acuerdo existente y la ejecución de un nuevo acuerdo. › Aspectos tributarios  La modificación de contratos con clientes puede conllevar desde la perspectiva fiscal, esto según lo señalado de manera previa en el contrato o adenda suscrita, al pago de penalidades por incumplimiento contractual y/o a un cambio en la oportunidad del reconocimiento de los ingresos.  En el caso de que con motivo de la renegociación de los contratos se gatillen el pago de penalidades por algún incumplimiento de las obligaciones asumidas por cada una de las partes, esta podrá ser considerada un gasto deducible siempre que se encuentre adecuadamente sustentada con la siguiente información: (i) contrato donde se establece de manera expresa la obligación del pago de una penalidad por algún incumplimiento de obligaciones; (ii) documentos que acreditan haber incurrido en la penalidad; es decir, que se verifique el incumplimiento; (iii) documentos que acrediten la determinación del importe de la penalidad; (iv) nota de débito o carta mediante la cual se comunique la ejecución de la cláusula penal; y (iv) el pago de la misma.  En la eventualidad de que se modifiquen las condiciones de la operación, deberá revisarse lo dispuesto por el artículo 57° de la LIR, a fin de determinar si hay algún cambio en la oportunidad del reconocimiento del ingreso (ver comentarios en la sección Reconocimiento de Ingresos de este título).

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2. Ingresos por peaje ¿agente o principal?

todos los beneficios restantes de los bienes o servicios (o evitar que otros lo hagan).

› Marco normativo de acuerdo con la NIIF 15 ›› Marco general Cuando está involucrado un tercero en proporcionar bienes o servicios a un cliente, la compañía determinará la naturaleza de su compromiso con el cliente. Si la compañía obtiene el control de los bienes o servicios de un tercero antes de transferir el control al cliente, entonces el compromiso de la compañía es proporcionar los bienes o servicios especificados por sí misma. Por lo tanto, la compañía está actuando como principal. Sin embargo, si la compañía no controla el bien o servicio antes de que se transfiera al cliente, entonces la compañía está actuando como un agente, y hace los arreglos necesarios para que ese bien o servicio sea proporcionado por el tercero. Una compañía identifica cada bien o servicio especificado que se transferirá al cliente y determina si es un principal o agente para cada uno. Una compañía puede ser un principal para algunos bienes y servicios y un agente para otros en un contrato para transferir múltiples bienes o servicios. Una compañía es principal si controla el bien o servicio especificado antes de que sea transferido al cliente. De lo contrario, es un agente. El “control” es la capacidad de dirigir el uso del activo y servicios, y obtener sustancialmente

Cuando un tercero está involucrado en proporcionar bienes y servicios a un cliente, la compañía que es principal obtiene el control de cualquiera de lo siguiente:  Un bien u otro activo del tercero que luego transfiere al cliente;  Un derecho a un servicio que será realizado por un tercero, lo que le da a la compañía la capacidad de dirigir a dicho tercero que brinde el servicio al cliente en nombre de la compañía;  Un bien o servicio del tercero que se combina con otros bienes o servicios para producir el bien o servicio especificado prometido al cliente. ›› Prácticas del sector De acuerdo con Ley 25844-Ley de Concesiones Eléctricas, el sector eléctrico peruano está divido en tres segmentos: generación, transmisión y distribución de electricidad. El artículo 42° de esta Ley indica que los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Asimismo, el artículo 58° indica que el sistema principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra de dicho sistema. Los sistemas secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia/energía en cualquier barra.

Gráfico 10 EVALUACIÓN DE CONTROL Proveedor

Intermediario

Obtiene control

Cliente

No Obtiene control

251 Principal

Agente

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Las empresas generadoras se dedican a la generación y venta de potencia y energía eléctrica para tres destinos: a) Empresas de distribución de servicio público de electricidad; b) Clientes libres finales; c) Mercado spot dentro del territorio peruano. Los tres (3) forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Asimismo, la transmisión de energía se divide en dos:  Transmisión principal: representa las redes troncales que sirven para unir grandes centros de producción y consumo, y su remuneración es asumida por todos los usuarios del servicio eléctrico (por ejemplo, generadores, distribuidores, consumidores finales, etc.).  Transmisión secundaria: se remunera mediante peajes de transmisión secundaria. Este costo es asumido por aquellos usuarios que usan este sistema (por ejemplo, generadores, distribuidores y grandes consumidores de energía). Los generadores de energía conectados al sistema de transmisión principal y secundaria pagan mensualmente el costo total de transmisión al propietario del sistema de transmisión.

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El SEIN está conformado por el conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas conectadas entre sí, así como sus respectivos centros de despacho de carga, lo cual permite la transferencia de energía eléctrica entre los diversos sistemas de generación eléctrica del Perú. Según la Ley 28832-Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, artículo 12°, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) es una entidad privada sin fines de lucro cuyo objetivo es coordinar la operación a corto, mediano y largo plazo del SEIN a un costo mínimo, preservando la seguridad del sistema y el mejor uso de los recursos energéticos. Además, el COES es responsable de llevar a cabo el saldo mensual y la liquidación anual entre los propietarios de la transmisión y los generadores, por el uso del sistema

de transmisión principal y secundaria. La Ley de Concesiones Eléctricas del Perú estableció que la factura del precio se debe dividir en cargos de generación, cargos de energía, cargos de transmisión y distribución, según corresponda, para permitir las comparaciones de mercado. La obligación de desempeño en el segmento de generación es la venta de potencia y energía eléctrica principal. Los ingresos y costos relacionados con los servicios de peaje principal y secundario se deben reconocer netos, ya que la compañía simplemente paga por el uso de las líneas de transmisión, pero no existe una obligación de desempeño separada agente. Considerando todos los hechos y circunstancias relevantes, la obligación de entregar energía y potencia es considerada como servicios que se transfieren consecutivamente “a lo largo del tiempo” del contrato, que se proporcionan y consumen simultáneamente. Eso significa que el cliente consume inmediatamente cada unidad de energía (kWh) y capacidad. Según los términos del contrato, el monto que se facturará se basa en las unidades de energía transferidas al cliente. Los supuestos para concluir cuándo una compañía actúa como “agente” en las transacciones de peajes son los siguientes:  Responsabilidad de proporcionar los servicios al cliente: hay una declaración explícita en los contratos de PPA (Power Purchase Agreements-PPA, por sus siglas en inglés) con clientes no regulados, respecto de que la compañía es responsable de proporcionar los servicios de energía al sistema. Las empresas de transmisión también asumen el riesgo operacional de mal funcionamiento en la red con las consecuencias económicas.  Discreción en el establecimiento de precios: los precios de energía y potencia se indican en cada contrato; sin embargo, los precios de transmisión son establecidos por las empresas de transmisión junto con el COES. La presentación de los conceptos en forma desagregada en la factura fue establecida por el COES (regulador) con fines de control.

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 Este uso de los sistemas de transmisión se considera un componente de costo para los generadores y ese costo se recupera a través del monto de facturar a los clientes finales.  La compañía asume el riesgo de crédito en caso de impago de sus clientes por todas las cuentas por cobrar relacionadas con el servicio de energía y no actúa en nombre de las empresas de transmisión para recuperar el costo de transmisión.  La compañía factura el servicio de energía a los clientes utilizando las tarifas acordadas con los clientes no regulados y el mercado spot, y esa tarifa incluye: el costo de la energía generada + potencia de energía + costo de peaje + margen. El peaje es un componente del costo de la tarifa acordada entre la compañía y sus clientes.  Una vez que la energía es suministrada al cliente de la compañía, debe pagar el monto adeudado a las empresas de transmisión.  Como resultado de tener un sistema eléctrico interconectado, la compañía no puede elegir una empresa de transmisión específica; y, asimismo, el consumidor final tampoco tiene la capacidad de elegir una empresa de transmisión específica.  Los clientes de la compañía no participan en la selección de las características del servicio de peaje y no tienen conocimiento ni están involucrados en ninguna negociación o condiciones acordadas entre el COES, las compañías generadoras y las empresas de transmisión. De acuerdo con la NIIF 15, la compañía es la responsable del envío de energía al sistema interconectado y el servicio de transmisión es una obligación de desempeño bajo la responsabilidad de la empresa de transmisión (la parte involucrada en proporcionar el bien o servicio especificado actúa en nombre de la entidad). La responsabilidad de la compañía termina con la inyección de la energía en el sistema de transmisión. La empresa de transmisión es responsable de proporcionar los servicios de transmisión y asume la responsabilidad final de los servicios. Toma el control de la energía una vez que es

enviada por la compañía generadora (al sistema) y transfiere el control cuando se entrega la energía a los consumidores finales. La empresa de transmisión es la responsable de proporcionar los servicios de transmisión y la compañía generadora actúa como agente. › Aspectos tributarios La LIR y su Reglamento no regulan el tratamiento de las operaciones de una compañía que actúa como principal o agente. Sin embargo, sí resulta importante tener en consideración que el análisis desde la perspectiva fiscal para definir si una compañía actúa como principal o agente pasa por la delimitación de las obligaciones asumidas por cada una de las partes frente a su cliente.  Así, pues, definiendo la naturaleza del negocio de la compañía se podrán sustentar los costos y gastos que se deben considerar como suyos a efectos de la determinación de su IR, así como del IGV y demás impuestos.

3. Terminación anticipada de contratos con clientes Una compañía tiene que determinar la duración del contrato (es decir, el plazo contractual establecido o un periodo más corto) antes de aplicar ciertos aspectos del modelo de ingresos (por ejemplo, identificar obligaciones de desempeño, determinar el precio de la transacción). La duración del contrato según la NIIF 15 es el periodo en el que las partes del contrato tienen derechos y obligaciones exigibles presentes. Una entidad no puede suponer que existen derechos y obligaciones exigibles vigentes durante todo el plazo establecido en el contrato y es probable que una compañía tenga que considerar los derechos y obligaciones exigibles en contratos individuales, como se describe en la norma: El periodo en el que existen los derechos y obligaciones exigibles puede verse afectado por las disposiciones de rescisión del contrato. Se requiere un juicio significativo para determinar el efecto de las disposiciones de terminación en la duración del contrato. La compañía debe revisar los acuerdos contractuales generales,

TITULO IV ASUNTOS CONTABLES ESPECÍFICOS EN LA INDUSTRIA DE ENERGÍA

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incluidos los acuerdos de servicio maestro, las disposiciones de liquidación y las prácticas comerciales para identificar términos o condiciones que puedan afectar los derechos y obligaciones exigibles en sus contratos. Según la norma, esta determinación es crítica porque la duración del contrato a la que se aplica la norma puede afectar el número de obligaciones de desempeño identificadas y la determinación del precio de la transacción. También puede afectar las cantidades reveladas en algunas de las divulgaciones requeridas. Si cada parte tiene el derecho unilateral de rescindir un contrato “totalmente incumplido” (como se define en la NIIF 15.12) sin compensar a la contraparte, la NIIF 15 establece que, a los fines de la norma, no existe un contrato y sus requisitos de contabilidad y divulgación no aplican. Esto se debe a que los contratos no afectarían la posición financiera o el desempeño de una entidad hasta que cualquiera de las partes lo haga. Cualquier acuerdo en el que la entidad no haya proporcionado ninguno de los bienes o servicios contratados y no haya recibido o no tenga derecho a recibir ninguna de las contraprestaciones contratadas se considerará como un contrato “totalmente incumplido”. Los requisitos para los contratos “totalmente incumplidos” no se aplican si las partes del contrato tienen que compensar a la otra parte si ejercen su derecho a rescindir el contrato y ese pago de rescisión se considera sustantivo. › Aspectos tributarios  Ver comentarios de la sección de Renegociación de contratos con clientes.

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 CAPÍTULO 3: DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA 1. Aportes del Gobierno-subsidiosNIC 20 › Definición técnica En el marco de la NIC 20 “Contabilización de las Subvenciones del Gobierno e Información a Revelar sobre Ayudas Gubernamentales” se definen los siguientes términos: a. Las ayudas gubernamentales son acciones realizadas por el sector público con el objeto de suministrar beneficios económicos específicos a una compañía o tipo de compañías, seleccionadas bajo ciertos criterios. No son ayudas gubernamentales, para el propósito de esta norma, los beneficios que se producen indirectamente sobre las compañías por actuaciones sobre las condiciones generales del comercio o la industria, tales como el suministro de infraestructura en áreas en desarrollo o la imposición de restricciones comerciales a los competidores. b. Subvenciones del Gobierno son ayuda gubernamental en forma de transferencias de recursos a una compañía a cambio del cumplimiento pasado o futuro de ciertas condiciones relacionadas con las actividades de operación de la compañía. Se excluyen aquellas formas de ayuda gubernamental a las que no cabe razonablemente asignar un valor, así como las transacciones con el Gobierno que no pueden distinguirse de las demás operaciones normales de la compañía. › Subvenciones del Gobierno: Reconocimiento El propósito de las subvenciones del Gobierno, que también se conocen como subsidios o primas, y otras formas de ayuda gubernamental, por lo general, es alentar a alguna compañía del sector privado a tomar medidas que normalmente no habría tomado si no hubiese recibido la ayuda. Una subvención del Gobierno no será reconocida como tal hasta que exista una razonable seguridad de que la compañía cumplirá las condiciones asociadas a ella, y que, por tanto, la recibirá en la forma predeterminada. El mero

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hecho de recibir la subvención no constituye una evidencia concluyente de que las condiciones asociadas a la misma han sido o serán cumplidas.

en el que las subvenciones se reconocerán fuera del resultado del periodo, y el método de la renta, que reconoce las subvenciones en el resultado de uno o más periodos.

Las subvenciones del Gobierno se reconocerán en resultados sobre una base sistemática a lo largo de los periodos en los que la compañía reconozca como gasto los costos relacionados que la subvención pretende compensar.

Las subvenciones relacionadas con las utilidades deben presentarse ya sea como saldos acreedores en el estado de resultados, en una partida independiente o en una partida general como “otros ingresos” o alternativamente puede deducirse de los gastos o costos que se relacionan.

Una subvención del Gobierno puede resultar exigible por una entidad como compensación de gastos o pérdidas incurridos en periodos anteriores. Estas subvenciones se reconocerán en el resultado del periodo en el que sean exigibles, y se revelará la correspondiente información para garantizar que su efecto se comprenda claramente. Cuando las subvenciones del Gobierno se otorgan en forma de una transferencia de activos no monetarios, como planta y equipo, para ser utilizados por parte de la entidad, las entidades pueden optar por reconocer dichas subvenciones al valor razonable de los activos no monetarios o a valor nominal. ›› Medición Las ayudas o subsidios directos en efectivo deberán medirse a su valor razonable. Sin embargo, las subvenciones del Gobierno pueden tomar otras formas, como cuando una subvención del Gobierno se otorga en forma de un préstamo a una tasa de interés inferior a la del mercado. Este préstamo debe reconocerse y medirse de conformidad con la NIIF 9 “Instrumentos Financieros” (a su valor razonable). El beneficio de la tasa de interés inferior a la del mercado se medirá como la diferencia entre el importe en libros inicial del préstamo determinado conforme a la NIIF 9 y los recursos recibidos. La condonación de un préstamo, proveniente del sector público, cuya obligación de pago se eximirá bajo ciertas condiciones prescritas, debe reconocerse inicialmente como un pasivo financiero de conformidad con la NIIF 9 y solo se consideraría una subvención del Gobierno si existiera una seguridad razonable de que la compañía cumplirá con los términos establecidos para la condonación. Existen dos métodos para contabilizar las subvenciones del Gobierno: el método del capital,

› Reconocimiento en el estado de situación financiera Las subvenciones del Gobierno relacionadas con activos, incluyendo las de carácter no monetario a valor razonable, deberán presentarse en el estado de situación financiera, bien reconociéndolas como partidas de ingresos diferidos, bien como deducciones del importe en libros de los activos con los que se relacionan. Se consideran alternativas aceptables para la presentación de subvenciones (o partes apropiadas de las mismas) relacionadas con activos dos métodos diferentes de presentación en los estados financieros. Un método reconoce las subvenciones como ingreso diferido, que se reconoce en resultados sobre una base sistemática a lo largo de la vida útil del correspondiente activo. El otro método deduce la subvención al calcular el importe en libros del correspondiente activo. La subvención se reconoce en resultados a lo largo de la vida de un activo que se amortiza como una reducción del gasto por depreciación. › Reconocimiento en el estado de resultados Las subvenciones relacionadas con los ingresos se presentan como parte del resultado del periodo, ya sea de forma separada o bajo denominaciones generales tales como “otros ingresos”; alternativamente, pueden aparecer como deducciones de los gastos con los que se relacionan. En los casos en los que la subvención se relacione con gastos o pérdidas ya incurridos o se otorgue con el fin de brindar apoyo financiero inmediato a la compañía sin que esta espere incurrir ningún costo relacionado en el futuro, la

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

subvención deberá reconocerse en resultados una vez que se obtenga el derecho a cobrar. Es posible que el Gobierno opte por estimular la actividad económica a través del otorgamiento de subsidios sobre las inversiones realizadas por las compañías. Si dichos subsidios se relacionan con inversiones en activos que serán utilizados por las compañías durante un periodo prolongado, la subvención deberá reconocerse en resultados durante la vida útil de los activos adquiridos relacionados. ›› Revelación En el marco de la NIC20, la compañía deberá revelar información sobre los siguientes aspectos: a. Las políticas contables adoptadas en relación con las subvenciones del Gobierno, incluyendo los métodos de presentación adoptados en los estados financieros; b. La naturaleza y alcance de las subvenciones del Gobierno reconocidas en los estados financieros, así como una indicación de otras modalidades de ayudas gubernamentales, de las que se hayan beneficiado directamente las entidades; y c. Las condiciones incumplidas y otras contingencias relacionadas con las ayudas gubernamentales que se hayan reconocido. › Aspectos tributarios  De acuerdo con lo dispuesto por la LIR, las subvenciones otorgadas por el Gobierno en cumplimiento de un mandato legal para un proyecto en específico no califican como rentas gravadas bajo ninguna de las teorías de renta. Podemos ejemplificar dicha situación en las subvenciones otorgadas por Pronatel (Programa Nacional de Telecomunicaciones), Fondecyt (Fondo Nacional de Desarrollo Científico Tecnológico y de Innovación Tecnológica) y el drawback.

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 Respecto de lo anterior, cabe mencionar que, si bien la subvención no califica como ingreso gravado, la entidad que lo reciba deberá efectuar una prorrata de gastos; es decir, no deberá deducir como gasto los desembolsos relacionados a la obtención de la subvención.

TÍTULO V

TEMAS GENERALES

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TITULO V TEMAS GENERALES

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 CAPÍTULO 1: TRATAMIENTO CONTABLE APLICABLE AL SECTOR ENERGÍA

 La moneda en la cual se generan los fondos de las actividades de financiamiento; es decir, la que corresponde a los instrumentos de deuda y patrimonio emitidos.

1. Determinación de la moneda funcional-NIC 21

 La moneda en que se mantienen los importes cobrados por las actividades de operación.

1.1 Definición técnica Una entidad puede realizar transacciones en moneda extranjera o tener negocios en el extranjero. Con ello surge el problema de considerar qué tasa de cambio utilizar y cómo informar los efectos de las variaciones en las tasas de cambio dentro de los estados financieros. La NIC 21 “Efecto de las Variaciones en las Tasas de Cambio de la Moneda Extranjera” es la norma contable principal que se aplicará al contabilizar las transacciones y saldos en moneda extranjera, al convertir los resultados y la situación financiera de los negocios en el extranjero por consolidación total o parcial, o en la conversión de los estados financieros de la compañía cuando difiere su moneda funcional de la moneda de presentación elegida. Además, la NIC 21 proporciona guías para determinar la moneda funcional y la moneda de presentación. Es así como los párrafos 9 y 10 de la norma establecen los factores por considerar para determinar la moneda funcional, los cuales se detallan a continuación: › Factores primarios:  La moneda del país cuyas fuerzas competitivas y regulaciones determinen fundamentalmente los precios de venta de los bienes y servicios.  La moneda que influya fundamentalmente en los precios de venta de los bienes y servicios (con frecuencia será la moneda en la cual se denominen y liquiden los precios de venta de sus bienes y servicios).  La moneda que influye fundamentalmente en los costos de la mano de obra, de los materiales y otros costos de producir bienes o suministrar los servicios; con frecuencia será la moneda en la cual se determinen y liquiden tales costos. › Factores secundarios:

En la industria de energía del Perú, la moneda extranjera es relevante según la actividad de la cadena productiva del sector en la que se desarrolla cada entidad: generación, transmisión o distribución, debido a que se deben considerar dos aspectos importantes: la moneda del ambiente local en el que opera —esto es, la moneda en la que están determinados sus gastos—; la moneda en la cual recibe los dividendos de sus filiales y la moneda en la cual obtiene el financiamiento; y la moneda del ambiente económico en que maneja los fondos que recibe por concepto de dividendos, si se considera que esta es su fuente primaria de ingresos. En este sentido, la NIC 21 tiene una relevancia especial en la práctica contable de las empresas de energía peruanas. A continuación, se incluyen conceptos relevantes incluidos en la norma:  Moneda funcional: moneda que corresponda al entorno económico principal en que opera la entidad. El término “moneda funcional” se usa en lugar de “moneda de medición” (término utilizado en la SIC19), puesto que es la expresión más comúnmente utilizada, si bien tiene, en el fondo, el mismo significado.  Moneda de presentación: moneda en que se presentan los estados financieros, que de hecho puede ser diferente de la moneda funcional, principalmente cuando se consolida información de varios países.  Moneda local: moneda del país donde opera la entidad, puede ser la misma moneda funcional o, dados los conceptos normativos contenidos en la NIC 21 modificada, podría ser la moneda extranjera o la moneda de presentación.  Moneda extranjera o divisa: cualquier moneda distinta de la moneda funcional de la entidad.

TITULO V TEMAS GENERALES

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1.2. Reconocimiento en los estados financieros La NIC 21 señala que toda transacción en moneda extranjera se registrará por la entidad, en el momento de su reconocimiento inicial, utilizando su moneda funcional y aplicando la tasa de cambio de contado a la fecha de la transacción entre la moneda funcional y la moneda extranjera. Una entidad, ya sea una entidad aislada, una entidad con negocios en el extranjero o un negocio en el extranjero, determinará su moneda funcional. Se entiende como la moneda del entorno económico principal en el que opera la entidad y que, normalmente, es aquel en el que esta genera y emplea el efectivo. La entidad convertirá las partidas en moneda extranjera a la moneda funcional, e informará de los efectos de esta conversión, según se detalla. Muchas entidades que presentan estados financieros están compuestas por varias entidades individuales (por ejemplo, un grupo está formado por una controladora y una o más subsidiarias). Algunos tipos de entidades sean o no miembros de un grupo, pueden tener inversiones en asociadas o negocios conjuntos; también pueden tener sucursales. Es necesario que los resultados y la situación financiera de cada entidad individual, incluida en la entidad que informa, se conviertan a la moneda en la que esta entidad presenta sus estados financieros (moneda de presentación).  Presentación y revelación Una entidad revelará:  El importe de las diferencias en cambio reconocidas en los resultados, con excepción de las procedentes de los instrumentos financieros medidos al valor razonable con cambios en los resultados de acuerdo con la NIIF 9.

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 Las diferencias de cambio netas, reconocidas en otro resultado integral y acumuladas en un componente separado del patrimonio, así como una conciliación entre los importes de estas diferencias al principio y al final del periodo. Además, si la moneda de presentación es

TITULO V TEMAS GENERALES

diferente de la moneda funcional, este hecho debe ser puesto de manifiesto, revelando además la identidad de la moneda funcional, así como la razón de utilizar una moneda de presentación diferente. Cuando se haya producido un cambio en la moneda funcional, ya sea de la entidad que informa o de algún negocio significativo en el extranjero, se revelará este hecho, así como la razón de dicho cambio. 1.3. Prácticas seguidas en la industria Debido a que la selección de la moneda funcional depende de una evaluación de factores primarios y secundarios establecidos por la NIC 21 y es una decisión de la gerencia, hay distintas monedas funcionales en las empresas de energía. En el siguiente cuadro, se detallan algunos ejemplos de la moneda funcional de empresas del sector: (ver cuadro 1). a. La generación es la primera de las actividades de la cadena productiva de energía eléctrica, la cual consiste en transformar alguna clase de energía (térmica, mecánica, luminosa; entre otras) en energía eléctrica. b. La transmisión consiste en el transporte de la electricidad desde los centros de producción hacia los centros de consumo por medio de conductores eléctricos. c. La distribución se refiere a la función de llevar el suministro de energía eléctrica desde el sistema de transmisión hacia cada uno de los usuarios finales del servicio eléctrico. A la fecha que se edita el presente manual, aproximadamente dieciocho (18) empresas de energía en el Perú presentan estados financieros a la Superintendencia del Mercado de Valores, de las cuales quince (15) empresas han definido como su moneda funcional el sol; las tres (3) restantes han optado por el dólar estadounidense como su moneda funcional. Si bien todas son entidades que operan en el Perú en las distintas actividades de la cadena de producción de energía y dentro de la misma industria, el entorno económico de estas entidades es distinto según las actividades que realizan y los negocios en los que

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Cuadro 1

EMPRESAS

GENERACIÓN DE ENERGÍA EN EL PERÚ

TRANSMISIÓN DE ENERGÍA EN EL PERÚ

DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA EN EL PERÚ

MONEDA FUNCIONAL

PEN

Luz del Sur S. A. A.

Enel Distribución Perú S. A. A.

PEN

Engie Energía Perú S. A.

USD

Electroperú S. A.

PEN

Enel Generación Perú S. A. A.

PEN

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S. A.

PEN

Empresa de Generación Eléctrica del Sur S. A.

PEN

Shougan Generación Eléctrica S. A. A.

PEN

Consorcio Transmantaro S. A.

USD

Red de Energía del Perú S. A.

USD

Enel Distribución Perú S. A. A.

PEN

Electro Sur Este S. A. A.

PEN

Fuente: Información obtenida de los estados financieros publicados por la Superintendencia del Mercado de Valores de estas empresas.

participan. La definición de la moneda funcional se ve también influida por las leyes y regulaciones que le son aplicables a las empresas y, en especial, las regulaciones tributarias que llevan a las entidades a determinar la moneda prevaleciente como funcional. Con respecto a la moneda de presentación de los estados financieros, las dieciocho entidades relevadas han utilizado la moneda funcional como su moneda de presentación. Sin embargo, es necesario destacar que, para propósitos de consolidación con grupos económicos en el extranjero, dichas entidades pueden haber utilizado una moneda de presentación distinta a la funcional. Para medir los saldos de las partidas o rubros de los estados financieros a su moneda funcional, se debe tener presente lo que se detalla a continuación:

NIC 21, párrafo 23. Al final de cada periodo sobre el que se informa: a. Las partidas monetarias en moneda extranjera se convertirán utilizando la tasa de cambio de cierre; b. Las partidas no monetarias en moneda extranjera, que se medirán en términos de costo histórico, se convertirán utilizando la tasa de cambio en la fecha de la transacción; y c. Las partidas no monetarias que se midan al valor razonable en una moneda extranjera, se convertirán utilizando las tasas de cambio de la fecha en que se mide este valor razonable. Para la conversión de los saldos de las partidas o rubros en su moneda funcional a la moneda de presentación se aplicará lo indicado en el párrafo 39 de la NIC 21 que se detalla a continuación:

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NIC 21, párrafo 39. Los resultados y la situación financiera de una entidad, cuya moneda funcional no se corresponda con la moneda de una economía hiperinflacionaria, serán convertidos a la moneda de presentación, en caso de que esta fuese diferente, utilizando los siguientes procedimientos:

salvo que se trate de contribuyentes que reciban y/o efectúen inversión extranjera directa, para fines tributarios podrá autorizarse el uso de los libros y registros en dólares de los Estados Unidos de América, tal como lo señala el segundo párrafo del numeral 4 del artículo 87° del Código Tributario.

a. Los activos y pasivos de cada uno de los estados de situación financiera presentados (es decir, incluyendo las cifras comparativas) se convertirán a la tasa de cambio de cierre en la fecha del correspondiente estado de situación financiera.

Para mayor entendimiento, el Decreto Supremo 151-2002-EF precisa que para obtener la facultad de llevar la contabilidad en moneda extranjera (e. g. dólar de los Estados Unidos de América) se debe tener un contrato suscrito con el Estado en virtud de leyes sectoriales, mediante el cual se autorice al contribuyente a llevar la contabilidad en moneda extranjera, y que la inversión extranjera directa deba cumplir, entre otros, los siguientes requisitos:

b. Los ingresos y gastos para cada estado que presente el resultado del periodo y otro resultado integral (es decir, incluyendo las cifras comparativas), se convertirán a las tasas de cambio de la fecha de las transacciones. c. Todas las diferencias de cambio resultantes se reconocerán en otro resultado integral.

 Recibir y/o efectuar inversión extranjera directa en moneda extranjera.

Cuando se presente cambio en la moneda funcional, se debe seguir lo indicado en el párrafo 37 de la NIC 21 que se detalla a continuación:

 Destinar la inversión extranjera directa a la ejecución del contrato suscrito con el Estado.

› NIC 21, párrafo 37. Cambio en moneda funcional El efecto de un cambio en moneda funcional se contabilizará de forma prospectiva. En otras palabras, la entidad convertirá todas las partidas a la nueva moneda funcional utilizando la tasa de cambio en la fecha en que se produzca aquel. Los importes resultantes ya convertidos, en el caso de partidas no monetarias, se consideran como sus correspondientes costos históricos. Las diferencias de cambio procedentes de la conversión de un negocio en el extranjero que se hubieran clasificado anteriormente en otro resultado global de acuerdo con los párrafos 32 y 39c, no se reclasificarán de patrimonio al resultado hasta la disposición del negocio en el extranjero.

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 Suscribir contrato con el Estado.

1.4 Aspectos tributarios por considerar Como regla general, los libros y registros tributarios se llevan en moneda nacional para efectos tributarios. Sin embargo, como excepción y

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En el caso de que la entidad haya definido como su moneda funcional otra moneda distinta del sol, esto generará diferencias temporarias desde la perspectiva financiera que deberán ser reconocidas en el cálculo del Impuesto a la Renta diferido del periodo y monitoreadas por la Gerencia, a fin de identificar el impacto del tipo de cambio en las partidas no monetarias entre la moneda funcional y el sol (moneda de presentación de las declaraciones de impuestos y usada en la contabilidad para fines tributarios). Las diferencias de cambio originadas por operaciones que fuesen objeto habitual de la actividad gravada y las que se produzcan por razones de los créditos obtenidos para financiarlas constituyen resultados computables a efectos de la determinación de la renta neta. Para la determinación de la diferencia de cambio derivada de las operaciones realizadas en moneda extranjera, se tendrá en cuenta lo siguiente: a. Las operaciones en moneda extranjera se contabilizarán al tipo de cambio vigente a la fecha de la operación.

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b. Las diferencias de cambio que resulten del canje de la moneda extranjera por moneda nacional se considerarán ganancia o pérdida del ejercicio en que se efectúa el canje. c. Las diferencias de cambio que resulten de los pagos o cobranzas por operaciones pactadas en moneda extranjera y contabilizadas en moneda nacional, que se produzcan durante el ejercicio, se considerarán ganancia o pérdida de dicho ejercicio. d. Las diferencias de cambio que resulten de expresar en moneda nacional los saldos de moneda extranjera correspondientes a activos y pasivos deberán ser incluidas en la determinación de la materia imponible del periodo en el cual la tasa de cambio fluctúa, considerándose utilidad o pérdida. e. Las inversiones permanentes en valores en moneda extranjera se registrarán y mantendrán al tipo de cambio vigente de la fecha de su adquisición, cuando califiquen como partidas no monetarias. El Tribunal Fiscal ha establecido como criterio de observancia obligatoria, a través de la Resolución 8678-2-2016, lo siguiente: “Las diferencias de cambio son computables en la medida que sean generadas por operaciones o transacciones en moneda extranjera que se encuentran vinculadas o relacionadas con la obtención de potenciales rentas gravadas o con el mantenimiento de su fuente generadora o por los créditos obtenidos para financiar tales operaciones; no obstante, tratándose de la diferencia de cambio que resulte de la expresión de saldos de tenencia de dinero en moneda extranjera (saldo de caja efectivo y saldo de dinero en bancos), a la fecha del Balance General, así como en el caso del canje de moneda extranjera por moneda nacional, no será necesario que el contribuyente sustente el origen de dichos importes de moneda extranjera”. Por su parte, mediante la Casación 326-2016Lima1, la Corte Suprema señaló que los “gastos” por concepto de diferencia de cambio deben ser causales, por lo que los contribuyentes deben demostrar, de forma fehaciente, que las diferencias de cambio se produjeron por razones de créditos (obligaciones) obtenidos para

financiar las operaciones que fuesen objeto habitual de la actividad gravada, por lo que las diferencias de cambio para efectos del Impuesto a la Renta deberán cumplir el principio de causalidad establecido en el artículo 37° de la ley. Con esto, se revocó la sentencia de la Sala Superior que había interpretado que no era necesario que se acreditara que las diferencias de cambio negativas producidas en el ejercicio correspondan a operaciones relacionadas con el objeto habitual de la actividad gravada. Este criterio ha sido adoptado a nivel administrativo por el Tribunal Fiscal, tal como se observa en las resoluciones 4236-10-2019 y 6575-10-2019. De igual forma, en la Resolución 08039-4-2019, el Tribunal Fiscal consideró que el tratamiento tributario del resultado por diferencia de cambio (ganancia o pérdida) era distinto al tratamiento aplicable a la renta o gasto, por lo que aun cuando el contribuyente se encontraba en etapa preoperativa (dado que no generó renta ni dedujo gasto alguno en el ejercicio fiscalizado) debía computar la ganancia por diferencia de cambio, como resultado del ejercicio y tributar por dicho concepto. Es importante también recordar que para efectos de la determinación del coeficiente aplicable en la determinación de los pagos a cuenta del Impuesto a la Renta la diferencia de cambio es computable tanto en el numerador (i. e. Impuesto Calculado) como también en el denominador (i. e. ingresos netos del ejercicio) según el criterio vertido por el Tribunal Fiscal de Observancia Obligatoria 2015-4-11116, sin que esto signifique que la ganancia por diferencia de cambio califique fiscalmente como ingreso. Ahora bien, conforme al artículo 34° del Reglamento de la Ley del Impuesto a la Renta, para efecto de lo dispuesto en los incisos d) y en el último párrafo del artículo 61° de la ley, con el fin de expresar en moneda nacional los saldos en moneda extranjera correspondientes a cuentas del balance general, se deberá considerar lo siguiente: a. Tratándose de cuentas del activo, se utilizará el tipo de cambio promedio ponderado compra

1 Publicada el 2 de julio de 2019.

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

cotización de oferta y demanda que corresponde al cierre de operaciones de la fecha del balance general, de acuerdo con la publicación que realiza la Superintendencia de Banca, Seguros y Administradoras Privadas de Fondos de Pensiones. b. Tratándose de cuentas del pasivo, se utilizará el tipo de cambio promedio ponderado venta cotización de oferta y demanda que corresponde al cierre de operaciones de la fecha del balance general, de acuerdo con la publicación que realiza la Superintendencia de Banca, Seguros y Administradoras Privadas de Fondos de Pensiones. 1.5 Casuística › Caso 1: ¿Cuál es la moneda funcional de una transmisora de energía con sede en el Perú, pero que valora sus operaciones en dólares estadounidenses? ›› Antecedentes La entidad EnerPerú opera transmitiendo la energía eléctrica de una planta de energía hidráulica en la ciudad de Ica, Perú. La entidad debe considerar los siguientes factores para determinar su moneda funcional:  Las ofertas económicas ganadas por las compañías en las licitaciones públicas de las concesiones eléctricas se determinaron en dólares estadounidenses; es decir, todos los pagos previstos en los contratos de concesión serán efectuados en dicha moneda.  EnerPerú adquiere por importación los suministros de bienes y equipos utilizados en su operación.  La compañía realiza su facturación de sus ingresos en dólares estadounidenses.

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 Los costos de la inversión (por los que actualmente generan los ingresos) fueron contratados en su gran proporción en dólares estadounidenses y los contratos por reposición de equipos por lo general se importan desde los Estados Unidos.  Los sueldos, gastos de viaje y tributos se determinan en nuevos soles.

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 Los costos de mantenimiento de Red de Energía del Perú son subcontratados a contratistas nacionales, quienes determinan sus precios en nuevos soles.  La compañía mantiene actividades de financiamiento externas en dólares estadounidenses. ›› Solución Los resultados del análisis realizado de los factores primarios y secundarios establecidos por la NIC 21 han sido concluyentes: la moneda funcional para la preparación de sus estados financieros es el dólar estadounidense, debido a lo siguiente:  La mayor proporción de los ingresos son denominados y liquidados en dólares estadounidenses, ya que la inversión licitada con el Estado por los servicios de transmisión eléctrica está denominada en esa moneda. Esto es soportado por los contratos de concesión celebrados por las compañías y el Estado (ProInversión).  La mayor proporción del costo del servicio se denomina y liquida en dólares estadounidenses.  Todo el financiamiento es denominado en dólares estadounidenses.  La mayor proporción de excedentes de caja son mantenidos en dólares estadounidenses.  La información económico-financiera de la compañía se prepara y presenta en dólares estadounidenses para la toma de decisiones de accionistas y directores. Es decir, el análisis de los resultados del negocio se realiza en esa moneda.

2. Aspectos tributarios de mayor relevancia en el sector energía Si bien no existe una regulación tributaria sectorial específica para el sector energía, existen algunos conceptos y normas que conviene abordar. En el caso de contratos de concesión suscritos al amparo de las normas de APP, los activos deberán ser reconocidos por la sociedad

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concesionaria como un activo fijo o intangible (dependiendo del tipo de contrato), y deberán depreciarse o amortizarse conforme régimen tributario especial establecido en el Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el Decreto Supremo 059-96-PCM. Así, pues, se tiene que existen dos (2) opciones de depreciación o amortización2 respecto de los bienes materia de la concesión:  Anualmente, de acuerdo a su vida útil, no pudiendo exceder en este caso la tasa anual de 20%.  Durante el periodo que reste para el vencimiento del plazo de la concesión, aplicando para tal efecto el método lineal.

3. Consolidación de estados financieros-NIIF 10   3.1 Definición técnica A continuación, se incluyen conceptos relevantes incluidos en la norma:  Control de una participada: un inversor controla a una participada cuando está expuesto, o tiene derecho, a rendimientos variables procedentes de su implicación en la participada, y tiene la capacidad de influir en esos rendimientos a través de su poder sobre la participada.  Controladora: una entidad que controla a una o más entidades.  Derecho de destitución: derechos que privan de su autoridad a quien toma decisiones.

Asimismo, nuestra legislación ha dispuesto la aplicación de un régimen especial de depreciación acelerada para la actividad de generación de energía eléctrica a base de recursos hídricos o a base de otros recursos renovables, tales como el eólico, el solar, el geotérmico, la biomasa o la mareomotriz. La depreciación acelerada es aplicable a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la instalación y operación de la central, que sean adquiridos y/o construidos a partir de la vigencia del Decreto Legislativo 1058, norma que regula lo descrito. Para estos efectos, la tasa anual de depreciación será no mayor de veinte por ciento (20%) como tasa global anual3.

 Derechos protectores: los derechos diseñados para proteger la participación de la parte que mantiene esos derechos, sin otorgar a esa parte poder sobre la entidad con la que esos derechos se relacionan.

Una vez obtenida la concesión, los concesionarios pueden acceder al régimen de recuperación anticipada del IGV, que consiste en la devolución del crédito fiscal del IGV, cuya obligación tributaria se origine desde la solicitud de acogimiento al régimen hasta la puesta en operación comercial de los activos.

 Participación no controladora: el patrimonio de una subsidiaria no atribuible, directa o indirectamente, a la controladora.

 Estados financieros consolidados: los estados financieros de un grupo en el que los activos, pasivos, patrimonio, ingresos, gastos y flujos de efectivo de la controladora, y de sus subsidiarias se presentan como si se tratase de una sola entidad económica.  Grupo: una controladora y todas sus subsidiarias.

 Poder: derechos existentes que otorgan la capacidad presente de dirigir las actividades relevantes.

2 Cabe tener en cuenta que mediante el Informe 186-2016-Sunat se señaló que el régimen comprendido en el artículo 22 del Decreto Supremo 059-96-PCM es un tratamiento especial de depreciación y amortización, por lo que corresponde únicamente aplicar este y no sería posible acogerse al régimen considerado en el inciso g) del artículo 44 de la Ley del IR, el cual prevé que el precio pagado por los activos intangibles de duración limitada, a opción del contribuyente, podrá ser considerado como gasto y aplicado a los resultados del negocio en un solo ejercicio o amortizarse proporcionalmente en el plazo de diez (10) años. 3 La tasa de depreciación podrá ser variada anualmente por el titular de generación, previa comunicación a la Sunat sin exceder el límite de 20% anual.

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 Quien toma decisiones: una entidad con derechos a tomar decisiones, que es un principal o un agente para otras partes.  Subsidiaria: una entidad que está controlada por otra entidad. 3.2 Reconocimiento en los estados financieros La NIIF 10 requiere que una entidad controladora elabore los estados financieros consolidados. Para ello, la entidad utilizará políticas contables uniformes para transacciones y otros sucesos que, siendo similares, se hayan producido en circunstancias parecidas. La consolidación de una participada comenzará desde la fecha en que el inversor obtenga el control de esta y cesará cuando lo pierda. Los estados financieros consolidados contienen los siguientes aspectos: a. Combinan partidas similares de activos, pasivos, patrimonio, ingresos y gastos, y flujos de efectivo de la controladora con los de sus subsidiarias. b. Compensan (eliminan) el importe en libros de la inversión de la controladora en cada subsidiaria y la parte de la controladora en el patrimonio de cada subsidiaria (la NIIF 3 explica la forma de contabilizar la plusvalía relacionada). c. Eliminan en su totalidad los activos y pasivos, patrimonio, ingresos, gastos y flujos de efectivo intragrupo relacionados con transacciones entre las entidades del grupo (resultados del periodo procedente de transacciones intragrupo que están reconocidos en activos, como inventarios y activos fijos, se eliminan totalmente). Las pérdidas intragrupo pueden indicar un deterioro de valor, que requerirá su reconocimiento en los estados financieros consolidados. La NIC 12 “Impuesto a las Ganancias” se aplicará a las diferencias temporarias que surjan como consecuencia de la eliminación de las ganancias y pérdidas derivadas de las transacciones intragrupo. › Participación no controladora

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Una controladora presentará las participaciones no controladoras en el estado de situación financiera consolidado, dentro del patrimonio, de forma separada del patrimonio de los propietarios de la controladora.

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Los cambios en la participación en la propiedad de una controladora en una subsidiaria que no den lugar a una pérdida de control son transacciones de patrimonio (es decir, transacciones con los propietarios en su calidad de tales). Una entidad atribuirá el resultado del periodo y cada componente de otro resultado integral a los propietarios de la controladora y a las participaciones no controladoras. La entidad atribuirá también el resultado integral total a los propietarios de la controladora y a las participaciones no controladoras, incluso si los resultados de las participaciones no controladoras originan un saldo deudor. Si una subsidiaria tiene en circulación acciones preferentes con derechos acumulativos que estén clasificados como patrimonio, y cuyos tenedores sean las participaciones no controladoras, la entidad computará su participación en el resultado del periodo después de ajustar los dividendos de estas acciones, al margen de que estos hayan sido declarados o no. Cuando cambie la proporción de patrimonio mantenido por las participaciones no controladoras, una entidad ajustará los importes en libros de las participaciones controladoras y no controladoras para reflejar los cambios en sus participaciones relativas en la subsidiaria. La entidad reconocerá directamente en patrimonio la diferencia entre el importe por el que se ajusten las participaciones no controladoras y el valor razonable de la contraprestación pagada o recibida y atribuida a los propietarios de la controladora.  Pérdida de control Cuando una controladora pierda el control de una subsidiaria, esta hará lo siguiente: a. Dará de baja en cuentas los activos y pasivos de la entidad que ha dejado de ser subsidiaria del estado de situación financiera consolidado. b. Reconocerá cualquier inversión conservada en la antigua subsidiaria a su valor razonable, y posteriormente contabilizará dicha inversión conservada, así como los importes adeudados por la antigua subsidiaria o a esta, de acuerdo con las NIIF correspondientes. Ese valor razonable se considerará el valor razonable en el mo-

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mento del reconocimiento inicial de un activo financiero de acuerdo con la NIIF 9 o, cuando proceda, como el costo en el momento del reconocimiento inicial de una inversión en una asociada o negocio conjunto. c. Reconocerá la ganancia o pérdida asociada con la pérdida de control atribuible a la anterior participación controladora. › Ejemplos de pérdida de control La pérdida de control puede ocurrir con o sin un cambio en los niveles absolutos o relativos de propiedad. Podría ocurrir, por ejemplo, en los siguientes casos: a. Cuando una subsidiaria se vuelve sujeta al control de un gobierno, corte, administrado o regulador. También podría ocurrir como resultado de un acuerdo contractual. b. Un ejemplo común de pérdida de control, sin ningún cambio en los intereses de propiedad absoluta o relativa, es cuando se convierte en una filial sujeta a los procedimientos de insolvencia que implican el nombramiento de un síndico o liquidador, si el efecto es que los accionistas dejan de tener el control. Aunque esto a menudo será el caso de una liquidación, una orden judicial o la administración no puede dar lugar a la pérdida de control por parte de los accionistas. c. Otro ejemplo de la pérdida de control sin ningún cambio en los intereses de propiedad absoluta o relativa sería la incautación de los bienes u operaciones de una subsidiaria en el extranjero por el gobierno local.

 Estados financieros separados Estados financieros separados son los presentados por la entidad que mantiene inversión en subsidiarias, asociadas o negocios conjuntos ya sea al costo, de acuerdo con NIIF 9 “Instrumentos Financieros” o según el método de participación patrimonial señalado por la NIC 28 “Inversiones en Asociadas y Negocios Conjuntos”. Los estados financieros separados son aquellos presentados en adición con los estados financieros consolidados. Los estados financieros de entidades que no mantienen inversiones en subsidiarias, asociadas o negocios conjuntos no se identifican como estados financieros separados. En las siguientes excepciones, la entidad que reporta puede presentar los estados financieros separados como sus únicos estados financieros: (i) Las entidades que estén exceptuadas por el párrafo 4(a) de la NIIF 10, (ii) las entidades que estén exceptuadas por el párrafo 17 de la NIC 28, y (iii) las entidades de inversión que estén exceptuadas por el párrafo 31 de la NIIF 10. Estos estados se elaborarán de acuerdo con todas las NIIF aplicables, excepto por lo previsto a continuación: — Medición de las inversiones. Cuando una entidad elabore estados financieros separados, contabilizará las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas: a. Al costo b. De acuerdo con la NIIF 9

Restricciones a corto plazo sobre los flujos de efectivo de una subsidiaria, tal vez debido a los controles de cambio o las restricciones a las distribuciones de beneficios en una jurisdicción extranjera, por lo general no motivan una pérdida de control. El hecho de que una matriz no puede ser capaz de remitir dividendos de la subsidiaria, o usar los fondos para otras partes del grupo fuera del país de operación, por sí mismo no indica que la capacidad de transferir fondos a largo plazo ha sido significativamente deteriorada. En efecto, las subsidiarias se establecen a menudo de cara a esas restricciones y se espera, presumiblemente, que produzcan beneficios económicos para la matriz.

c. Usando el método de la participación descrito en la NIC 28 La entidad aplicará el mismo tratamiento contable a cada categoría de inversión. Las inversiones contabilizadas al costo o usando el método de la participación se reconocerán de acuerdo con la NIIF 5 “Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Discontinuadas”, en aquellos casos en que estas se clasifiquen como mantenidas para la venta (o se incluyan en un grupo de activos para su disposición, que se clasifique como mantenido para la venta). En estas circunstancias no se

TITULO V TEMAS GENERALES

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

modificará la medición de las inversiones contabilizadas, de acuerdo con la NIIF 9. Si una entidad opta, de acuerdo con el párrafo 18 de la NIC 28 (modificada en el 2011), por medir sus inversiones en asociadas o negocios conjuntos a valor razonable con cambios en resultados de acuerdo con la NIIF 9, contabilizará también esas inversiones de la misma forma en sus estados financieros separados. Una entidad reconocerá un dividendo procedente de una subsidiaria, negocio conjunto o asociada en el resultado de periodo en sus estados financieros separados cuando se establezca su derecho a recibirlo. El dividendo se reconoce en el resultado del ejercicio a menos que la entidad haya optado por medir las inversiones por el método de la participación, en cuyo caso el dividendo se reconoce como una reducción de la inversión. — Reorganización de grupos económicos Ocurre cuando una entidad reorganiza la estructura del grupo económico, estableciendo una nueva entidad como la tenedora de la inversión, de modo que se cumplan las siguientes condiciones: (i) La nueva entidad obtiene el control por la emisión de títulos de patrimonio a cambio de los títulos de patrimonio preexistentes en la entidad originaria. (ii) Los activos y pasivos son los mismos antes y después de la reorganización. (iii) La participación de los inversores en la entidad originaria y la nueva entidad se mantienen, entonces, la nueva entidad habrá de reconocer la inversión al costo según los libros contables de la entidad originaria. › Presentación

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Los estados financieros de la controladora y de sus subsidiarias, utilizados para la elaboración de los estados financieros consolidados, deberán estar referidos a la misma fecha de presentación. Cuando los finales de los periodos sobre los que informan la controladora y una de las subsidiarias son diferentes, esta última elaborará, a efectos de la consolidación, información financiera adicional a la misma fecha que los estados financieros de la controladora,

TITULO V TEMAS GENERALES

para permitir a esta consolidar la información financiera de la subsidiaria, a menos que sea impracticable hacerlo. Si fuera impracticable hacerlo, la controladora consolidará la información financiera de la subsidiaria utilizando los estados financieros más recientes de esta ajustados por los efectos de transacciones significativas o sucesos que tengan lugar entre la fecha de esos estados financieros y la fecha de los estados financieros consolidados. En cualquier caso, la diferencia entre la fecha de los estados financieros de la subsidiaria y la de los estados financieros consolidados no será mayor de tres meses, y la duración de los periodos sobre los que se informa y cualquier diferencia entre las fechas de los estados financieros será la misma de periodo a periodo. › Revelación Las revelaciones exigidas por las NIIF en los estados financieros consolidados con respecto a las inversiones en subsidiarias, acuerdos conjuntos, asociadas y entidades estructuradas no consolidadas se presentan según la NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades”. Una entidad aplicará todas las NIIF que correspondan cuando proporcione información en sus estados financieros separados, incluyendo: 1. Cuando una controladora, de acuerdo con el párrafo 4(a) de la NIIF 10, opte por no elaborar estados financieros consolidados y, en su lugar, prepare estados financieros separados, revelará en esos estados financieros separados lo siguiente: a. El hecho de que los estados financieros sean estados financieros separados; que se ha usado la exención que permite no consolidar; el nombre y domicilio principal donde desarrolle sus actividades (y país donde está constituida, si fuera diferente) la entidad que elaboró y produjo los estados financieros consolidados para uso público; que cumplen las Normas Internacionales de Información Financiera; y la dirección donde se pueden obtener esos estados financieros consolidados. b. Una lista de inversiones significativas en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas, incluyendo:

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i. El nombre de las participadas. ii. El domicilio principal donde realizan sus actividades las participadas (y país donde están constituidas, si fuera diferente). iii. Su proporción de participación mantenida en la propiedad de las participadas (y su proporción en los derechos de voto, si fuera diferente). c. Una descripción del método utilizado para contabilizar las inversiones incluidas en la lista en el apartado (b). 2. Cuando una controladora (distinta de una controladora mencionada en el párrafo anterior) elabore estados financieros separados, como únicos estados financieros, deberá revelar este hecho. Cuando una controladora (distinta de una controladora contemplada en los párrafos anteriores) o un inversor con control conjunto en una participada, o con influencia significativa sobre esta, elabore estados financieros separados, la controladora o inversor identificará los estados financieros elaborados, de acuerdo con la NIIF 10, NIIF 11 o NIC 28 (modificada en 2011) con los que se relacionan. La controladora o inversor revelará también en sus estados financieros separados lo siguiente: a. El hecho de que se trata de estados financieros separados y las razones por las que se han preparado, en caso de que no fueran requeridos por estatuto.

proporción en los derechos de voto, si fuera diferente). c. Una descripción del método utilizado para contabilizar las inversiones incluidas en la lista en el apartado (b). d. Prácticas seguidas en la industria NIIF 10 no es sectorial, siendo para todas igual. d. Aspectos tributarios para considerar No existen regulaciones tributarias específicas para las sociedades controladoras; sin embargo, es importante tener en cuenta que la determinación de los tributos se debe realizar teniendo en cuenta los estados financieros individuales y no aquellos que reflejen resultados o cuentas consolidadas. Cualquier resultado que se reconozca como consecuencia de la consolidación no surte efectos tributarios. No obstante, sí es muy relevante conocer la existencia de entidades controladoras en la medida en que —casi siempre— ello implicará la aplicación de normas de precios de transferencia para efectos tributarios en operaciones que se realicen entre las entidades controladoras y controladas. Cabe indicar que nuestra legislación establece diversos supuestos para determinar la existencia de una vinculación que conlleve a la aplicación de normas de precios de transferencia, siendo, entre otras, aquellas entidades las que consoliden estados financieros.

ii. El domicilio principal donde realizan sus actividades las participadas (y país donde están constituidas, si fuera diferente).

En efecto, para el caso de las transacciones realizadas por grupos4 empresariales que deban presentar estados financieros consolidados (que, por tanto, califican como partes vinculadas)5, la determinación del valor de mercado se realiza aplicando las normas de precios de transferencia, las cuales son hoy en día imprescindibles para una correcta determinación del Impuesto a la Renta.

iii. Su proporción de participación mantenida en la propiedad de las participadas (y su

Adicionalmente, la Ley del IR establece como obligaciones formales que los contribuyentes

b. Una lista de inversiones significativas en subsidiarias, negocios conjuntos y asociadas, incluyendo: i. El nombre de las participadas.

4 De conformidad con el artículo 116 del Reglamento de la Ley del IR, se define como “Grupo” entre otros, a quienes ostenten la obligación de presentar EE. FF consolidados. 5 Es decir, transacciones que se realicen desde, hacia o a través de países o territorios no cooperantes o de baja o nula imposición, o que se realicen con sujetos cuyas rentas, ingresos o ganancias provenientes de dichas transacciones están sujetos a un régimen fiscal preferencial.

TITULO V TEMAS GENERALES

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sujetos al ámbito de aplicación de las normas de precios de transferencia presenten las siguientes declaraciones juradas informativas: Reporte Local, Reporte Maestro y Reporte País por País. 3.3 Casuística › Caso 1: Entidades que no requieren de la presentación de estados financieros consolidados La NIIF 10.4 (a) dispone que una entidad con subsidiarias no necesita presentar estados financieros consolidados si cumple una serie de condiciones detalladas en la norma. En esencia, que la entidad no sea pública y que, a su vez, sea una subsidiaria propiedad total de una matriz última o intermedia que prepara estados financieros que cumplen con las NIIF que están disponibles para uso público (o una subsidiaria de propiedad parcial de una matriz última y ninguno de sus otros propietarios se han opuesto). Ver NIIF 10.4 (a), 4A y 4B para condiciones detalladas. › Caso 2: ¿Cómo debería interpretarse que la matriz última de la entidad que produce estados financieros cumpla con las NIIF? Los criterios de la NIIF 10.4 (a) solo se cumplen si la matriz última de la entidad elabora estados financieros disponibles para uso público, que cumplen con las NIIF emitidas por el IASB. Dichos estados financieros de la matriz última o intermedia relacionada con la entidad deben incluir las subsidiarias de esa matriz última, ya sea por consolidación o por medición a valor razonable con cambios en resultados de acuerdo con la NIIF 10.

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Si la matriz última de la entidad cumple con una versión modificada de las NIIF (por ejemplo, las NIIF según lo aprobado para su uso en una jurisdicción en particular), pero no cumple con las NIIF emitidas por el IASB (porque se aplica contabilidad permitida en la versión modificada de las NIIF, pero no en las NIIF emitidas por el IASB), no se cumplen los criterios establecidos en la NIIF 10.4 (a). › Caso 3:

TITULO V TEMAS GENERALES

Deterioro de inversiones en estados financieros separados Cuando una entidad contabiliza sus inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos o asociadas al costo en sus estados financieros separados de acuerdo con la NIC 27 (2011), en caso de aplicar los requerimientos de la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos” o la NIIF 9 “Instrumentos Financieros”, ¿deben evaluarse esas inversiones por pérdidas de deterioro? Sí, la entidad debe aplicar los requerimientos de la NIC 36 para comprobar el deterioro del valor de sus inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos o asociadas contabilizados al costo de acuerdo con la NIC 27 (2011). Las disposiciones de alcance de la NIC 36 (NIC 36.4 y 5) y la NIIF 9 dejan claro que las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos o asociadas que no se contabilizan en NIIF 9 están bajo el alcance de la NIC 36 para fines de deterioro.

TÍTULO VI

ANEXOS

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 ANEXOS 1. Listado de Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF (vigentes a setiembre 2020). También son conocidas por sus siglas en inglés IFRS (International Financial Reporting Standards) Prefacio Prefacio a los Estándares Internacionales de Información Financiera Estructura Estructura (marco) conceptual para la preparación y presentación de estados financieros. IFRS 1

Adopción por primera vez de los Estándares Internacionales de Información Financiera

IFRS 2

Pago basado de acciones

IFRS 3

Combinaciones de negocios

IFRS 5

Activos no corrientes tenidos para la venta y operaciones descontinuadas

IFRS 6

Exploración y evaluación de recursos minerales

IFRS 7

Instrumentos financieros: revelaciones

IFRS 8

Segmentos de operación

IFRS 9

Instrumentos financieros

IFRS 10

Estados financieros consolidados

IFRS 11

Acuerdos conjuntos

IFRS 12

Revelación de intereses en otras entidades

IFRS 13

Mediciones a valor razonable

IFRS 14

Cuentas regulatorias diferidas

IFRS 15

Ingresos procedentes de contratos con clientes

IFRS 16

Arrendamientos

IFRS 17

Contratos de seguro

IAS 1

Presentación de estados financieros

IAS 2 Inventarios

272

IAS 7

Estado de flujos de efectivo

IAS 8

Políticas de contabilidad, cambios de estimados de contabilidad y errores

IAS 10

Eventos ocurridos después del periodo de presentación de reporte

IAS 12

Impuestos a los ingresos

IAS 16

Propiedad, planta y equipo

IAS 19

Beneficios para empleados

IAS 20

Contabilidad para la subvenciones gubernamentales y revelación de la ayuda del gobierno

IAS 21

Los efectos de las variaciones en las tasas de cambio

IAS 23

Costos por préstamos

IAS 24

Revelaciones de partes relacionadas

IAS 26

Contabilidad y presentación de reportes de planes de beneficio de retiro

IAS 27

Estados financieros separados

IAS 28

Inversiones en asociadas y negocios conjuntos

IAS 29

Información financiera en economías hiperinflacionarias

IAS 32

Instrumentos financieros: presentación

IAS 33

Ganancias por acción

IAS 34

Información financiera intermedia

IAS 36

Deterioro del valor de los activos

IAS 37

Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes

IAS 38

Activos intangibles

TITULO VI ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

IAS 39

Instrumentos financieros: Reconocimiento y medición

IAS 40

Propiedad de inversión

IAS 41 Agricultura IFRIC 1

Cambios en pasivos existentes por desmantelamiento, restauración y similares

IFRIC 2

Participaciones de los miembros en entidades cooperativas e instrumentos similares

IFRIC 5

Derechos a intereses que surgen de fondos por desmantelamiento, restauración y rehabilitación ambiental

IFRIC 6

Pasivos que surgen de la participación en un mercado específico: equipo eléctrico y electrónico de desecho

IFRIC 7

Aplicación del enfoque de reexpresión, según el IAS 29 Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias

IFRIC 10

Información financiera intermedia y deterioro

IFRIC 12

Acuerdos de servicios de concesión

IFRIC 14

IAS 19: El límite en el activo de beneficio definido, requerimientos mínimos de financiación y su interacción

IFRIC 16

Coberturas de la inversión neta en una operación en el extranjero

IFRIC 17

Distribuciones, a los propietarios, de activos que no son efectivo

IFRIC 19

Extinción de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio

IFRIC 20

Costos de desmonte en la fase de producción de una mina a cielo abierto

IFRIC 21 Gravámenes IFRIC 22

Transacciones en Moneda Extranjera y Contraprestaciones Anticipadas

IFRIC 23

La Incertidumbre frente a los Tratamientos del Impuesto a las Ganancias

SIC 7

Introducción del euro

SIC 10

Ayuda del gobierno: sin relación específica con las actividades de operación

SIC 25

Impuestos a los ingresos: cambios en la condición tributaria de la entidad o de sus accionistas

SIC 29

Acuerdos de servicios de concesión: revelaciones

SIC 32

Activos intangibles: costos de sitios web

2. Siglas COSO

Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway) www.coso.org

CEO

Chief Executive Officer (Director ejecutivo jefe)

CFO

Chief Financial Officer (Ejecutivo financiero jefe, también conocido como director financiero)

Currency units (Unidades monetarias)

FASB

Financial Accounting Standards Boards (US) (Junta de Estándares de Contabilidad Financiera de Estados Unidos)

IAS

International Accounting Standards (Estándares Internacionales de Contabilidad, también conocidos como Normas Internacionales de Contabilidad NIC)

IASB

International Accounting Standards Board (Junta de Estándares Internacionales de Contabilidad. Reemplazó a su antecesor: TITULO VI ANEXOS

273

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

International Accounting Standards Committee-IASC,Comité de Estándares Internacionales de Contabilidad) www.iasb.org IASCF

International Accounting Standards Committee Foundation (Fundación del Comité de Estándares Internacionales de Contabilidad) Reemplazada por la IFRSF

ICGN

International Corporate Governance Network (Red Internacional de Gobierno Corporativo)

IFRIC

International Financial Reporting Interpretations Committee (Comité Internacional de Interpretaciones sobre Información Financiera)

IFRS

International Financial Accounting Standards (Estándares Internacionales de Información Financiera, también conocidos como Normas Internacionales de Información Financiera NIIF) Incluyen tanto los IFRS (1-17), los IAS (1-41, con algunos retirados), las Interpretaciones IFRIC y las Interpretaciones SIC Sus textos completos y actualizados (en inglés, español y otros idiomas) pueden obtenerse a través de: www.iasb.orgI

IFRSF International Financial Reporting Standards Foundation (Fundación de los Estándares Internacionales de Información Financiera) Reemplazó la IASCF IOSCO International Organization of Securities Commissions (Organización Internacional de Comisiones de Valores) ww.iosco.org NCI Non-controlling interest(s) (Intereses no controlantes) PCAOB Public Company Accounting Oversight Board (United States) (Junta de Supervisión de la Contabilidad de las Compañías Públicas de Estados Unidos) www.pcaobus.org PCGA Principios de contabilidad generalmente aceptados Los de cada país se diferencian antecediéndole las iniciales del país, así: Col-PCGA: Principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia Japan-PCGA: Principios de contabilidad generalmente aceptados en Japón Arg-PCGA: Principios de contabilidad generalmente aceptados en Argentina SEC Securities and Exchange Commission (Comisión de Valores de Estados Unidos) www.sec.gov SFAS Statement of Financial Accounting Standards (US) (Declaración sobre los Estándares de Contabilidad Financiera de Estados Unidos) US FASB Financial Accounting Standards Board (United States) Junta de Estándares de Contabilidad Financiera de Estados Unidos www.fasb.org US GAAP Generally Accepted Accounting Principles (United States) Principios de contabilidad generalmente aceptados de Estados Unidos

274

BOT

Build, operate and transfer (Construir-Operar-Transferir)

BOOT

Build, Own, Operate and Transfer (Construir-Poseer-Operar-Transferir)

COES

Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

FONDECYT

Fondo Nacional de Desarrollo Científico Tecnológico y de Innovación Tecnológica

TITULO VI ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

INDECOPI

Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual

LCE

Ley de Concesiones Eléctricas

LIR

Ley de Impuesto a la Renta

MINAM

Ministerio del Ambiente

MINEM

Ministerio de Energía y Minas

OEFA

Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental

OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Antes OSINERG) Pronatel

Programa Nacional de Telecomunicaciones

Precio de Transmisión

SEIN

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

RER

Recursos Energéticos Renovables

SBS

Superintendencia de Banca, Seguros y AFP

SFE

Saldo a favor del Exportador

SFMB

Saldo a favor materia del beneficio

SNGA

Sistema Nacional de Gestión Ambiental

SUNAT

Superintendencia Nacional de Aduanas y de Administración Tributaria

SVP

Sociedad Vehículo del Proyecto

TUO

Texto Único Ordenado

UGE

Unidades generadoras de efectivo

UIT

Unidad Impositiva Tributaria

3. Términos relativos A costos y aspectos financieros Análisis de regresión: Una técnica estadística que se puede usar para estimar la relación entre el costo y la producción. Capacidad ociosa: Son las instalaciones de producción o distribución no utilizadas temporalmente. Contabilidad de costos: Se relaciona básicamente con la acumulación y el análisis de la información de costos para uso interno, con el fin de ayudar a la gerencia en la planeación, el control y la toma de decisiones. Costo: Los beneficios sacrificados para adquirir bienes y servicios. El valor del sacrificio hecho para adquirir bienes o servicios. Costos administrativos: Los que se incurren en la dirección, el control y la operación de una empresa. Costo controlable: Es un costo sobre el que un jefe de un departamento puede ejercer influencia con relación a la cantidad gastada. Costos sobre los cuales pueden ejercer influencia directa los gerentes en un periodo dado. Costo de artículos vendidos: Representa la parte de los costos incurridos en el proceso de producción que fueron asignados durante un periodo a los artículos vendidos. TITULO VI ANEXOS

275

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Costos de conversión: Aquellos costos incurridos en la transformación de los materiales directos en artículos terminados. Costo de oportunidad: El valor medible de los beneficios que pudiera ser obtenido al escoger un curso de acción alterno. Beneficios perdidos al descartar la siguiente mejor alternativa. Costos del periodo: Los costos no relacionados con la manufactura de un producto. Costos del producto: Los costos de producción incurridos en la manufactura de un producto. Costos directos: Los costos que la Gerencia es capaz de asociar con artículos o áreas específicas. Costos estándar: El costo por unidad en que debería incurrirse en un proceso particular. Costos evitables: Costos que se pueden eliminar si se cambia o suspende alguna actividad económica. Costos fijos: Aquellos costos cuyo total permanece constante en un nivel dado de producción, mientras que el costo unitario varía con la producción. Costos indirectos: Costos que son comunes a muchos artículos y que por lo tanto son directamente asociables a un artículo o área específica. Costos indirectos de fabricación: Incluye todos los costos de manufactura distintos de materiales directos y mano de obra directa (los gastos de ventas, generales y de administración son costos del período y no se incluyen en los costos indirectos de fabricación). Se usa para acumular los materiales indirectos, la mano de obra indirecta y todos los otros costos indirectos de manufactura, tanto de costos indirectos fijos como de variables. Costo no controlable: Son los costos asignados a un departamento o centro de costo que no son incurridos o controlados por el jefe del departamento. Ejemplo de ellos son los costos del departamento de servicio u otros, controlados por un nivel más alto de la Gerencia. Costos que no están directamente regulados por un determinado nivel de la autoridad gerencial. Costos presupuestados: El total de costos que se espera incurran durante un determinado período. Costos primos: Aquellos costos directamente relacionados con la producción de un artículo. Aquellos costos directamente relacionados con la fabricación del producto. Costos totales: Es la suma de los costos fijos más los costos variables en un volumen dado. Costos variables: Aquellos costos que varían en su total, en proporción directa a los cambios en el volumen y cuyo costo unitario permanece constante dentro del rango relevante. Costo de mano de obra: Es el precio pagado por usar recursos humanos. Costos de pensiones: Son las cantidades con que el patrono contribuye a los beneficios de retiro de los empleados.

276

Costeo directo: Es el método de costeo bajo el que solo los costos que tienden a variar con el volumen de producción se cargan a los costos del producto. Costeo estándar: Todos los costos fijos a los productos que se basan en cifras estándar o predeterminadas.

TITULO VI ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

Costeo por órdenes de trabajo: Método de acumulación y distribución de costo por órdenes de producción. Costeo por procesos: El sistema de acumulación de costos de producto de acuerdo al departamento, centro de costos o procedimiento utilizado cuando un producto se fabrica mediante un proceso de producción masiva o un proceso continuo. Costeo existencias básicas: Es un método de costeo por el cual se debe tener una cantidad mínima de existencia en stock. Siempre debe existir un número de artículos que sirvan para cubrir las necesidades de los clientes o de la producción. Su función es de reserva. La valuación se hará a precios considerados normales, como si fueran activos fijos. Costeo identificación específica: Es un método de costeo que consiste en valorar las compras u órdenes de producción al costo de adquisición según facturas, o costos específicos acumulados en los registros. Requiere que se lleven registros que permitan identificar los bienes adquiridos y determinar su costo con exactitud. Costeo inventario al detalle o por menor: Es un método de costeo en el cual es necesario mantener registros pormenorizados de las compras al costo y al precio de venta y de las ventas, al precio de venta. Con ésta informa¬ción se calcula la relación porcentual entre el costo y el precio, con el objetivo de aplicar el resultado al inventario final detallado y obtener el costo de la mercancía vendida: Costeo promedio ponderado: Es un método de costeo por el cual los costos de trabajo en proceso inicial se agregan a los costos del periodo corriente y el total se divide por la producción equivalente para obtener el costo unitario. Los costos asociados con las unidades aún en proceso pierden su identidad por causa de la fusión. El inventario inicial se trata como si fueran costos del periodo actual. No hay distinción entre unidades terminadas y trabajo en proceso inicial. Costeo según las primeras en entrar, primeras en salir (PEPS): Es un método de costeo por el cual las unidades en el inventario inicial se reportan separadamente de las unidades para el actual periodo. En él se supone que las unidades de trabajo en proceso se terminaron antes de que se terminaran las unidades iniciales en este periodo. Los costos asociados con las unidades iniciales en proceso se separan de los costos de las unidades iniciadas y terminadas durante el periodo. Como secuencia de la separación, hay dos cifras del costo por unidad terminada. Gasto: Un costo que ha producido un beneficio y ahora ha expirado. Gastos de capital: Los costos que benefician más de un periodo. Mano de obra directa: Toda mano de obra directamente relacionada con la producción de un artículo terminado, que pueda fácilmente ser identificada en el producto o servicio y que representa el principal costo de mano de obra en la producción del bien o prestación del servicio.

4. Glosario de terminología sector eléctrico Adecuación (Adequacy): es la habilidad del sistema eléctrico para suplir los requerimientos de demanda de los consumidores en todo momento. Arranque en negro (Black Start): capacidad que tiene una unidad generadora para arrancar sin alimentación exterior del sistema en un tiempo inferior a un máximo establecido, generando de forma estable. Barra (Bus): es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar o retirar electricidad. Se conoce también como nodo (node).

TITULO VI ANEXOS

277

GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Bien público: es aquel bien donde la rivalidad en el consumo es baja y las posibilidades de excluir de los beneficios —por medios físicos o legales— a terceros es relativamente difícil. btu (British Thermal Unit): unidad de energía inglesa que representa la cantidad de energía que se requiere para elevar un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua en condiciones atmosféricas normales. Central hidráulica de embalse: central hidráulica que posee facilidades para almacenar agua — embalses—, que le permiten mantener un nivel de producción relativamente estable a través de la regulación de sus embalses. Central hidráulica de pasada: central hidráulica que utiliza caudal natural, es decir, agua fluente que no se almacena en reservorios, para generación de energía eléctrica. Confiabilidad (Reliability): es la habilidad de un sistema eléctrico para enviar la energía con el voltaje y frecuencia dentro de determinados límites. Un sistema eléctrico es confiable cuando cumple con las condiciones de adecuación y seguridad. Congestión: cuando el flujo de energía que pasa por una determinada línea de transmisión ya no puede incrementarse debido a que ha llegado a su límite de capacidad de transmisión. Consumo específico: es el consumo de combustible por unidad de generación de energía eléctrica utilizada por una central termoeléctrica. Contrato bilateral: contrato usado para hacer transacciones entre dos partes o agentes privados. Contrato por diferencias (Contract for Differences): es un instrumento financiero o contrato futuro en el cual un vendedor —generador o comercializador— se compromete a cobrar un precio fijo a un distribuidor o cliente libre. Este a su vez se compromete a pagarle dicho precio fijo por sus compras de energía. Por ello a este contrato se le conoce como two-way o de mutuo aseguramiento. Si la cantidad despachada por el generador es igual a la contratada, este instrumento le permite eliminar la exposición al precio spot del sistema eléctrico, permitiendo a los agentes conseguir un flujo de caja más estable para ambas partes respecto del que habrían obtenido transando al precio spot. Curva de carga (Load Curve): representa el comportamiento de la demanda a lo largo de un período de tiempo —anual, mensual, semanal—. Glosario Curva de duración (Screening Curve): es la demanda en un período de tiempo ordenada de mayor a menor, y se utiliza para tomar decisiones de planificación de inversiones y para el despacho económico. Demanda máxima anual: es la máxima generación bruta horaria del total de las unidades generadoras del sistema dentro de las horas de punta del mismo. Despacho (Dispatch): proceso de toma de decisiones de producción —tanto en niveles como períodos— de las centrales en un sistema eléctrico considerando aspectos técnicos y económicos. Se denomina despacho económico (economic dispatch) a la búsqueda del menor costo de producción de electricidad en un horizonte de tiempo determinado teniendo en cuenta los recursos disponibles del sistema eléctrico.

278

Diseño de mercado (Market Design): se refiere al conjunto de reglas e instituciones existentes en un sistema eléctrico que regulan la forma como se toman las decisiones de operación, formación de precios y contratación. Energía (E): mide el uso de la potencia en el tiempo. Se mide en kilovatios-hora (kWh) y se define como: E ≡ P x t.

TITULO VI ANEXOS

SOCIEDAD NACIONAL DE MINERÍA, PETRÓLEO Y ENERGÍA

Externalidades: un tipo de fallas de mercado que surgen cuando las decisiones de un agente pueden afectar el bienestar de otro agente, siendo estas consecuencias no tomadas en cuenta por el primero, como puede ser la producción de una fábrica que contamina el río y reduce la pesca de los pobladores aguas abajo. Factor de carga (Load Factor): es un indicador de la eficiencia en el consumo en un sistema eléctrico, definido como la demanda promedio de potencia en un periodo entre la máxima demanda del mismo. Factor de planta (Capacity Factor): es un indicador del uso de la capacidad efectiva de una central de generación, definido como la ratio de la producción promedio en un período entre la potencia efectiva de la central. Información asimétrica: es una falla de mercado referida a la situación donde un agente involucrado en la transacción tiene mayor información que el otro y aprovecha esta situación para su beneficio. Inframarginal: denominación aplicada a un agente cuando, en un mercado donde existen límites o restricciones de capacidad, este no fija el precio del mercado debido a que entró a operar antes que el último agente que entró a producir o agente marginal, siendo este quien fija el precio del mercado a un nivel igual a su oferta o costo marginal si todavía no ha alcanzado su máxima capacidad, a la cual operan los agentes inframarginales. Intensidad de la corriente (I): se refiere a la cantidad de electrones que pasa por una sección del conductor por unidad de tiempo. Se mide en amperios (A). Glosario Loop Flows: es la diferencia entre el despacho esperado en un sistema donde se considera el efecto de las leyes físicas respecto del que se obtendría si no se consideraran estos efectos. Por ejemplo, una ley física que se suele considerar para evaluar esta diferencia es que la energía se desplaza en proporción a la resistencia existente en cada línea. Monopolio natural: situación en la cual es más eficiente que toda la producción de determinadas cantidades de uno o más bienes se realice en una sola empresa antes que en dos o más empresas. En el caso de la producción de un solo producto, la existencia de economías de escala —costos medios decrecientes— es condición suficiente para que se cumpla la condición de monopolio natural, mas no condición necesaria, pues puede existir subaditividad de costos aun cuando estas ya se agotaron. Poder de mercado (Market Power): es la habilidad de alterar rentablemente los precios por encima de los niveles competitivos sin inducir una rápida entrada de otros agentes al mercado. Potencia (P): es la capacidad de desarrollar trabajo mecánico o realizar una acción. Se mide en vatios o watts (W). Se define como la intensidad de corriente (I) por la tensión (V): P ≡ V x I. Se suelen utilizar los siguientes múltiplos: 1.000 W = 1 kW (kilovatio o kilowatt), 1.000 kW = 1 MW (megawatt), 1.000 MW = 1 GW (gigawatt). Potencia efectiva: también denominada potencia real, es la que en el proceso de transformación de la energía eléctrica se aprovecha como trabajo. Potencia firme: es la potencia máxima que sería capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema una central, considerando su indisponibilidad probable. Potencia reactiva: es la encargada de generar el campo magnético que requieren para su funcionamiento los equipos inductivos como los motores y transformadores. Precios rayo (Price Spikes): son incrementos súbitos en los precios de un mercado eléctrico en los periodos donde la demanda supera a la oferta del sistema debido a los límites de capacidad instalada. Estos contribuyen a financiar los costos fijos de las centrales. TITULO VI ANEXOS

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GUÍA CONTABLE DEL SECTOR ELÉCTRICO

Probabilidad de pérdida de carga (Loss of Load Probability, lolp): es un índice que permite medir el nivel de confiabilidad del sistema de generación. Cuanto más pequeño es el lolp, el nivel de confiabilidad será mayor. Consecuentemente, si el margen de reserva es más grande el lolp será más pequeño. Renta de escasez(Scarcity Rent): es el ingreso adicional al costo variable total que obtienen las generadoras en un mercado competitivo, donde no existe pago por capacidad. Esta renta de escasez le permite amortizar sus costos fijos a la última central que entró a despachar y los costos fijos restantes a las otras centrales —pues ya han recuperado una parte de sus costos fijos con las rentas inframarginales—. Las últimas centrales en entrar no fijan el precio directamente, pues este surge de la intersección de la curva de demanda y la curva de oferta que tiene un último tramo vertical que indica el límite de la capacidad instalada. Reserva fría: capacidad de reserva de generación que puede entrar en operación ante una contingencia en el sistema en unos pocos minutos. Reserva rotante: es la diferencia entre la suma de las capacidades disponibles en el corto plazo de las unidades sincronizadas al sistema y la suma de las potencias realmente entregadas al sistema en un momento dado. Seguridad (Security): se refiere a la capacidad del sistema eléctrico para soportar disturbios imprevistos sin pérdida de carga. Servicios complementarios (Ancillary Services): son aquellos servicios que se requieren para mantener la seguridad del suministro debido a que la producción debe adaptarse en todo momento a la variabilidad de la demanda tanto en cantidad y rapidez, lo que motivará cambios en los parámetros del sistema que deben superarse a riesgo de colapsar. Muchos de estos servicios tienen características de «bienes públicos», por lo que su provisión privada puede no ser eficiente económicamente. Por ello, la demanda de estos servicios suele centralizarse en el operador del sistema, el cual requiere estos servicios de los generadores más adecuados para brindarlos dentro de un mercado de servicios complementarios o vía procedimientos administrativos. Tensión o voltaje (V): es el nivel de potencial o la fuerza que hace circular la corriente; se mide en voltios (V). Valor de la energía no suministrada (Value of Lost Load, voll): es el costo promedio causado a los consumidores de un sistema eléctrico por cada MWh dejado de consumir ante un corte imprevisto del suministro. Se puede estimar como la disponibilidad media a pagar de los consumidores por evitar cortes en el suministro de electricidad.

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TITULO VI ANEXOS