Últimas novedades en la contabilidad de PPAs 

Un PPA (Power Purchase Agreement) es un contrato entre un vendedor de energía (generalmente dueño de una o varias plantas de generación de energía renovable) y un comprador de dicha energía (el cual puede ser un consumidor final o una comercializadora).

A través del contrato PPA, el vendedor vende toda o un porcentaje de la producción de la energía renovable producida por la planta durante un período de tiempo, normalmente largo, por ejemplo, 20 o 25 años. La energía suele ser solar o eólica, aunque existen también PPAs sobre otras fuentes de energía. El comprador generalmente recibe los denominados “certificados de origen” o “certificados verdes” (Renewable Energy Certificates – RECs), lo cual es precisamente un incentivo importante para firmar este tipo de contratos.

El precio del PPA suele ser fijo por megavatio-hora (Mwh), no obstante, también existen PPAs con otra estructura de precios más compleja como, por ejemplo, túneles (collars) o suelos (floors).

Aunque, en la práctica, existen múltiples clasificaciones de los PPA y numerosos tipos, vamos a dividirlos en dos grandes grupos: PPAs “físicos” y PPAs “financieros”, también denominados “virtuales”. En los PPAs “físicos”, el dueño de la planta vende físicamente la energía al comprador, de hecho, la planta suele situarse cerca de las instalaciones del cliente para poder realizar la conexión física. En otras palabras, el vendedor entrega físicamente la energía al comprador y éste le paga el precio correspondiente.

En los PPAs “virtuales” no existe dicha entrega física, sino que el dueño de la planta vende la energía producida directamente al mercado (a precio de mercado), y el comprador de la energía también la compra al mercado (a precio de mercado). El PPA, en este caso, conlleva que las contrapartes liquidan en efectivo la diferencia entre el precio de mercado y el precio del PPA, con relación a la producción del parque al que se refiere el PPA. Si, por ejemplo, el precio del PPA es 50 euros el Mwh y en una hora determinada el precio de mercado es 54, el vendedor pagará 4 euros por Mwh al comprador. En cambio, si el precio de mercado es inferior a 50, será el comprador el que page el vendedor por la diferencia.

Desde un punto de vista contable, los dos aspectos más complejos con relación a los PPAs, y que más dudas suscitan en la práctica son:

1) ¿Debe el PPA reconocerse como un “contrato a ejecutar” (mero “contrato de suministro”) o como un derivado?

2) En caso de que el PPA se considere derivado ¿puede designarse como instrumento de cobertura en una relación contable de cobertura?

Recientemente (en diciembre de 2024) el International Accounting Standards Board (IASB) emitió una modificación de la Norma Internacional de Información Financiera (NIIF) 9 denominada Contracts Referencing Nature-dependent Electricity, con el objetivo de aclarar algún aspecto relacionado precisamente con los dos temas anteriores para su aplicación en el ámbito de las NIIF. Es importante destacar que la modificación aplica solamente a PPAs referenciados a producción de electricidad que depende de la naturaleza que, a su vez, depende de las condiciones climatológicas (NIIF 9 p. 2.3A). Esto es, contratos (físicos o virtuales) cuyo nominal depende de la producción de uno o varios parques de energía renovable (PPAs as generated). La modificación no aplicaría a contratos con nominal fijo, o que dependen de otras variables, y tampoco aplicaría a otros subyacentes como, por ejemplo, de gas natural.

La fecha de primera aplicación de la modificación (según el nuevo párrafo 7.1.5 de la NIIF 9) sería para ejercicios que comiencen a partir del 1 de enero de 2026, no obstante, se permite la aplicación anticipada de forma voluntaria. A efectos de las NIIF adoptadas por la UE, aún no se ha aprobado la modificación.

Con relación al primero de los aspectos, el referido a si un PPA debe o no contabilizarse como derivado, en primer lugar es necesario aclarar que, en general, las condiciones que deben cumplirse para que un PPA (o cualquier contrato similar sobre un subyacente no financiero) no se contabilice como derivado son: que el contrato se liquide en físico (con la recepción y entrega de la electricidad, esto es, que se trata de un PPA “físico”) y que, además, se haya firmado, y este se mantenga, en el contexto de las necesidades de “compra, venta o utilización de la empresa”, lo que se denomina la excepción de uso propio (NIIF 9 párrafos 2.4 a 2.6).

En la práctica existen casos en los que una empresa compradora de electricidad puede revender puntualmente una parte de la energía, comprada a través del PPA, al mercado y no utilizarla para “uso propio” debido a aspectos como cierre por mantenimiento de una fábrica, desfases puntuales entre la producción y las necesidades, etc. En estos casos ¿contaminarían estas ventas la posibilidad de aplicar la excepción de uso propio al contrato completo? Los nuevos párrafos B2.7 y B2.8 de la NIIF 9 aclaran que la excepción de uso propio puede utilizarse en casos como el comentado, de ventas puntuales, siempre que la entidad se considere una “compradora neta de electricidad” (net purchaser of electricity). Las claves, en este sentido, son que:

1) Las ventas al mercado deben ser ventas que la entidad no tenga la “habilidad práctica de evitar”, considerando la estructura del mercado.  La entidad debe estar a merced del mercado (y sus precios) sin poder elegir del momento en el que la electricidad es vendida (NIIF 9 BC2.18F).

2) La entidad tenga más compras totales de electricidad que la producción adquirida del parque al que se refiere el PPA, esto es, que compre suficiente energía como para “netear” las ventas, en un período máximo de un año.

En otras palabras, los Mwh que la entidad se ve obligada a vender (debido a que no los utiliza), posteriormente los tendrá que volver a comprar debido a desajustes temporales entre la producción del parque y las necesidades de la entidad. Es decir, de alguna manera la entidad utiliza el mercado como “un almacén” de excedentes de electricidad.

El análisis de si la entidad es “compradora neta de electricidad” debe referirse a un período de tiempo “razonable” (a reasonable amount of time) considerando “la variabilidad en la cantidad de electricidad que se espera generar debido al ciclo estacional de las condiciones naturales y la variabilidad en la demanda de electricidad de la entidad debido a su ciclo operativo”. En cualquier caso, el período de tiempo “razonable” no debe superar el año. No obstante, el análisis debe realizarse sobre la demanda global, es decir, la compensación no tiene por qué realizarse hacia adelante, si no que las ventas pueden estar compensadas por compras anteriores (NIIF 9 BC2.18G), sin perder de vista que dicho estudio debe referirse al plazo máximo de un año.

Por otro lado, con relación a la contabilidad de coberturas, los nuevos párrafos de la NIIF 9 facilitan la posibilidad de designar como instrumento de cobertura PPAs que se consideran derivados. Básicamente se permiten dos nuevas excepciones al tratamiento general:

1) A la hora de designar el elemento cubierto en estos casos, normalmente compras o ventas previstas de electricidad, puede designarse como toda o un porcentaje de la producción de un parque, es decir, , un importe variable. El nuevo párrafo 6.10.1 de la NIIF 9 establece que: “se permite a una entidad designar como elemento cubierto un importe nominal variable de transacciones de electricidad previstas que esté alineado con el importe variable de electricidad dependiente de la naturaleza que se espera que entregue la instalación de generación, a la que está referenciado el instrumento de cobertura”. Hasta la entrada en vigor de los nuevos párrafos, en teoría era necesario designar Mwh fijos.

2) Consideración de “altamente probable” para el elemento cubierto: a la hora de valorar el denominado “derivado hipotético” que se utiliza para medir la inefectividad y/o la relación económica de la cobertura, se puede utilizar la misma asunción que se utiliza en el PPA con relación a la estimación de la producción del parque (NIIF 9 nuevo párrafo 6.10.2). Hasta la entrada en vigor de los nuevos párrafos, era común utilizar el denominado P50 (producción estimada con un 50% de probabilidad) para valorar el PPA y el denominado P90 (producción estimada con un 90% de probabilidad) para valorar el “derivado hipotético”.

Finalmente, y a pesar de los avances que trae consigo la reciente modificación de la NIIF 9, aún persisten zonas grises que generan inquietud entre los profesionales del sector. Aspectos como la contabilidad de los certificados de origen o el tratamiento del “day 1 P&L” —ese resultado que surge el primer día al valorar los acuerdos de compra de energía (PPAs)— siguen sin recibir una guía clara por parte del estándar. Esta falta de precisión deja a las entidades en una posición de interpretación, lo que puede afectar la comparabilidad y transparencia de la información financiera. En un entorno donde la sostenibilidad y la innovación financiera avanzan a gran velocidad, contar con normas contables que acompañen esa evolución no es solo deseable, sino imprescindible.