Вход
Применение ГААП США в российских нефтегазодобывающих компаниях (С.Л. Маковей, "Финансовые и бухгалтерские консультации", N 1, январь 2004 г.)
-
Применение ГААП США в российских нефтегазодобывающих компаниях (С.Л. Маковей, "Финансовые и бухгалтерские консультации", N 1, январь 2004 г.)
-
Классификация затрат
-
Затраты на приобретение месторождений полезных ископаемых
-
Затраты на поисково-разведочную деятельность
-
Затраты на освоение (разработку) месторождения
-
Затраты на добычу нефти (производственные затраты)
-
Затраты на вспомогательные производства и оборудование
-
Представление затрат в финансовой отчетности
-
Дополнительные требования к раскрытию информации о деятельности нефтегазодобывающих компаний
-
Объемы доказанных нефтяных и газовых запасов
-
Капитализированные расходы по нефтегазодобывающей деятельности
-
Расходы на приобретение, разведку и разработку месторождений
-
Результаты деятельности по добыче нефти и газа
-
Стандартизированная оценка доказанных резервов нефти и газа методом дисконтированных денежных потоков
-
Заключение
Применение ГААП США в российских нефтегазодобывающих компаниях
В настоящее время среди крупных и средних российских компаний широко распространяется практика подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности (МСФО), а также общепринятыми принципами бухгалтерского учета США (ГААП США). Кроме того, Правительство РФ провозгласило курс на сближение российских стандартов учета с МСФО. Таким образом, в ближайшее время российским компаниям придется столкнуться со специфическими требованиями зарубежных стандартов отчетности. И опыт, наработанный при составлении отчетности в соответствии с ГААП США, вскоре им очень пригодится.
Российские нефтяные компании одними из первых в стране начали составлять финансовую отчетность в соответствии с ГААП США. Это было обусловлено стремительным увеличением числа иностранных инвесторов и кредиторов в отрасли, одним из главных требований которых было составление отчетности по понятным им стандартам, выходом на фондовые рынки США и Европы, выпуском американских депозитарных расписок (АДР) и размещением еврооблигаций.
Публикация отчетности в соответствии с ГААП США расценивается инвесторами как один из основных моментов, свидетельствующих об открытости и прозрачности компании. Анализ такой отчетности помогает инвесторам и кредиторам принимать обоснованные решения относительно покупки и продажи акций, выдачи кредита, предоставления гарантий. Широкое признание ГААП США нашли в силу развитости экономики и фондового рынка США, распространенности американских бухгалтерских стандартов в деловом мире (большинство международных кредиторов и деловых партнеров предпочитают иметь дело с компаниями, применяющими ГААП США).
Необходимо отметить, что идет процесс укрепления позиций МСФО: начиная с 2005 г. все компании, акции которых котируются на европейских биржах, будут обязаны предоставлять консолидированную отчетность, подготовленную в соответствии с МСФО, идут переговоры с Комиссией по ценным бумагам и биржам США (SEC) о применении МСФО наравне с ГААП США для вышедших на американский рынок компаний.
Поскольку в МСФО, по сути, определен только общий подход к составлению финансовой отчетности, они не содержат специальных правил для нефтегазовых компаний. В ГААП США изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности. Это позволяет избежать разночтений и обеспечить сопоставимость финансовой отчетности компаний нефтегазового сектора экономики страны. Для подготовки отчетности в соответствии с МСФО и с учетом специфики отрасли фактически используются требования, изложенные в ГААП США.
Во многих странах практика бухгалтерского учета в добывающих отраслях значительно отличается от практики бухгалтерского учета, характерной для других отраслей. Поэтому пользователям нелегко сравнивать финансовую отчетность нефтегазовых компаний разных стран, а также компаний нефтегазодобывающей и других отраслей в пределах одной страны. Комитет по международным стандартам финансовой отчетности обратил внимание на отсутствие специальных стандартов финансовой отчетности для компаний добывающих отраслей. Так что, весьма вероятно, в скором времени такие стандарты появятся.
Далее будут рассмотрены требования, предъявляемые ГААП США к раскрытию информации о поиске и разведке нефтегазовых месторождений, добыче нефти, природного газа и газового конденсата, а также требования, предъявляемые SEC к нефтегазодобывающим компаниям.
Принципы бухгалтерского учета нефтегазодобывающей деятельности разработаны Советом по стандартам финансового учета (FASB), они в основном изложены в Положениях о стандартах финансового учета (SFAS) 19 и 69. Следует также упомянуть недавно вышедший стандарт SFAS 143, который регламентирует начисление резервов на рекультивацию земель (этот резерв представляет собой достаточно крупную сумму в отчетности нефтяных компаний). Компании, акции которых котируются на биржах, также должны выполнять требования, предъявляемые SEC.
Согласно SFAS 19 нефтегазодобывающая деятельность - это деятельность, связанная с приобретением прав на полезные ископаемые, поисково-разведочная деятельность и деятельность по обустройству месторождений и добыче нефти, включая конденсат и природный газ. Она имеет свою специфику. Поэтому для учета в нефтегазодобывающей отрасли используются своя классификация затрат и свойственные ей статьи затрат (например, расходы на геологические и геофизические исследования). Еще до начала разработки месторождения требуются значительные капитальные затраты, часть из которых могут не дать ожидаемого результата. Количественная оценка нефтяных и газовых ресурсов месторождений со временем может измениться (в результате открытия новых запасов, ресурсов или пересмотра оценок).
Несмотря на усилия, унифицировать способы учета затрат на приобретение минеральных ресурсов пока не удается. В настоящее время применяются два метода: метод успешно завершенных изысканий и метод полных затрат. Поскольку методы сильно различаются, при сопоставлении отчетности компаний возникают определенные трудности. Наиболее распространен метод успешно завершенных изысканий, к которому приближены российские методы учета.
Ввиду специфики отрасли пользователю финансовой отчетности необходимо дополнительное раскрытие информации о деятельности нефтяных компаний и их основных активах (нефтегазовые резервы). В ГААП США установлены требования к содержанию дополнительной информации, которая включается в годовую отчетность компании, а также в дополнительные формы, заполняемые в соответствии с требованиями SEC. Эта информация не заверяется аудиторскими компаниями, проверяющими финансовую отчетность. Достоверность ее подтверждается при оценке резервов независимыми инженерными оценочными компаниями.
Основные активы нефтяных компаний - запасы нефти и газа. Затраты на их приобретение значительны, их классификация и способ капитализации сильно влияют на финансовую отчетность.
Подготовка отчетности нефтегазодобывающими компаниями имеет свою специфику (рис. 1).
/--------------------------------------------------------\
|Специфика отчетности по нефтегазодобывающей деятельности|
\--------------------------------------------------------/
/------------------------------------------------\
/-------------\ /----------------------\ /--------------------------\
|Классификация| |Представление затрат в| /--|Раскрытие дополнительной|
|затрат | |финансовой отчетности | | |информации |
\-------------/ \----------------------/ | \--------------------------/
| /----------------\ | /--------------------------\
|---|Расходы периода| |--|Представление нефтегазовых|
| \----------------/ | |резервов в балансе |
| /----------------\ | \--------------------------/
\---|Стоимость актива| | /--------------------------\
\----------------/ | |Детализация расходов по|
|--|нефтегазодобывающей дея-|
| |тельности |
| \--------------------------/
| /--------------------------\
\--|Прочие необходимые приме-|
|чания |
\--------------------------/
Рис. 1. Специфика отчетности по нефтегазодобывающей деятельности
Классификация затрат
Определение и классификация затрат нефтегазодобывающей деятельности приводится в SFAS 19. Не менее наглядно затраты классифицированы в Правилах SEC Regulation S-X 4-10. Согласно этим документам затраты, связанные с нефтегазодобывающей деятельностью, принято классифицировать следующим образом:
затраты на приобретение месторождений полезных ископаемых;
затраты на поисково-разведочную деятельность;
затраты на освоение (разработку) месторождения;
затраты на добычу нефти;
прочие затраты.
Далее будут приведены краткие определения видов затрат по добыче нефти и газа, а также статистическая информация о размерах и их относительной доле в общих расходах по трем крупнейшим российским нефтяным компаниям. Чтобы показать, насколько значительна доля этих затрат в общих расходах, обратимся к финансовой отчетности двух крупнейших частных нефтяных компаний России (ОАО "НК "Лукойл" и ОАО "НК "Юкос") и крупнейшей государственной нефтяной компании (ОАО "НК "Роснефть"), составляющих отчетность в соответствии с ГААП США. Для учета затрат они используют метод успешно завершенных изысканий.
Затраты на приобретение месторождений полезных ископаемых
Затраты данного вида включают расходы на покупку, аренду или получение активов другим способом. К ним относятся арендные платежи, часть расходов, относящаяся к полезным ископаемым, в случае покупки земли вместе с правом на добычу полезных ископаемых, плата посредникам, расходы на оформление, прочие расходы, связанные с приобретением указанных прав, косвенные расходы (затраты на оплату связанных с приобретением месторождений полезных ископаемых юридических услуг и услуг консультантов, ведение переговоров, подготовку договоров, а также выплату заработной платы, оплату командировочных расходов и иных затрат сотрудников).
Затраты на приобретение месторождений полезных ископаемых значительны по величине и занимают не последнее место в расходах нефтяных компаний. Анализ финансовой отчетности крупнейших российских нефтяных компаний, проведенный автором (табл. 1), показывает, что затраты со временем сильно изменяются в силу больших размеров и некоторой уникальности сделок. Причиной тому - неразвитость рынка минеральных ресурсов Российской Федерации, сильное влияние со стороны государства на распределение ресурсов, высокий уровень обеспеченности компаний полезными ископаемыми, достигнутый ими в результате приватизации, а также ограниченность возможности перспективного планирования деятельности отечественных компаний, обусловленная непредсказуемостью инвестиций.
Таблица 1. Затраты на приобретение месторождений
полезных ископаемых крупнейших российских нефтяных компаний
в 2001-2002 гг.
| Компания | Затраты на приобретение месторождений полезных ископаемых, млн дол. США |
Доля затрат на приобретение месторождений полезных ископаемых в расходах по операционной деятельности, % |
||
| 2001 г. | 2002 г. | 2001 г. | 2002 г. | |
| Лукойл | 784 | 35 | 7,4 | 0,3 |
| Юкос | 0 | 406 | 0,0 | 5,1 |
| Роснефть | 0 | 10 | 0,0 | 0,5 |
Источник: Финансовая отчетность компаний.
Затраты на поисково-разведочную деятельность
К этому виду затрат относятся расходы на определение областей для дальнейших изысканий, изучения областей с потенциальными запасами нефти и газа, затраты на бурение разведочных и параметрических разведочных тестовых скважин. Затраты на разведку могут быть понесены как до, так и после приобретения актива. К основным видам издержек на разведку, включающих амортизацию и соответствующие операционные затраты вспомогательных производств, относятся:
стоимость топографических, геологических и геофизических исследований, плата за право доступа к объектам для проведения исследований, заработная плата и прочие расходы геологических и геофизических бригад и другого персонала, участвующих в поисковых работах (эти расходы иногда называют геологическими или геофизическими);
расходы на содержание неразрабатываемых активов, в том числе арендные платежи, налог на имущество, затраты на правовую защиту собственности, содержание земельного участка;
плата за получение информации о результатах бурения близлежащих разведочных скважин от другой компании;
расходы на бурение и оснащение оборудованием разведочных скважин;
расходы на бурение параметрических тестовых скважин разведочного типа.
Для большинства нефтегазовых компаний затраты на разведку и поиск нефти и газа составляют значительную часть всех затрат (табл. 2).
Таблица 2. Затраты на поисково-разведочную
деятельность крупнейших российских
нефтяных компаний в 2001-2002 гг.
| Компания | Затраты на поисково-разведочную деятельность, млн дол. США |
Доля затрат на поисково-разведочную деятельность в расходах по операционной деятельности, % |
||
| 2001 г. | 2002 г. | 2001 г. | 2002 г. | |
| Лукойл | 150 | 92 | 1,4 | 0,7 |
| Юкос | 102 | 85 | 1,8 | 1,1 |
| Роснефть | 44 | 7 | 2,6 | 0,4 |
Источник: Финансовая отчетность компаний.
Затраты на освоение (разработку) месторождения
Затраты данного вида включают расходы на получение доступа к доказанным запасам и создание соответствующей инфраструктуры, необходимой для добычи, подготовки и хранения нефти и газа. К затратам на освоение (разработку) месторождения относятся расходы:
на получение доступа к запасам, подготовку площадок под скважины для буровых работ, в том числе площадок для пробного бурения в целях определения состава необходимого оборудования, очистку земли, строительство дорог, газопроводов и линий электропередач, необходимых для разработки доказанных запасов, перемещение общественных дорог;
бурение и оснащение эксплуатационных скважин, стратиграфических скважин эксплуатационного типа и сервисных скважин, включая себестоимость платформы и оборудования скважины (обсадных труб, насосно-компрессорных труб, насосного и устьевого оборудования);
приобретение, строительство и наладку производственного нефтепромыслового оборудования (трубопроводов, сепараторов, очистителей, нагревателей, коллекторов, измерительной аппаратуры, нефтехранилищ, цехов по отделению и подготовке газа, централизованной системы утилизации отходов);
предоставление улучшенных систем регенерации.
Затраты на освоение и разработку месторождений (особенно в условиях Севера, где и расположены основные нефтегазовые запасы российских нефтяных компаний) являются значительной статьей расходов нефтяных компаний (табл. 3).
Таблица 3. Затраты на освоение (разработку)
месторождений крупнейших российских
нефтяных компаний в 2001-2002 гг.
| Компания | Затраты на освоение (разработку) месторождений, млн дол. США |
Доля затрат на освоение (разработку) месторождений в расходах по операционной деятельности, % |
||
| 2001 г. | 2002 г. | 2001 г. | 2002 г. | |
| Лукойл | 1 724 | 1 480 | 16,2 | 11,6 |
| Юкос | 647 | 787 | 11,1 | 10,0 |
| Роснефть | 348 | 433 | 20,2 | 21,8 |
Источник: Финансовая отчетность компаний.
Затраты на добычу нефти (производственные затраты)
К затратам на добычу нефти относятся расходы на эксплуатацию и ремонт скважин, производственного оборудования и объектов инфраструктуры, заработная плата персонала, налоговые и страховые платежи, связанные с эксплуатацией промыслового оборудования.
Добыча представляет собой извлечение запасов природных ресурсов из земных недр и соответствующие процессы, необходимые для придания добытым полезным ископаемым товарного вида или для обеспечения возможности их транспортировки. Нефть необходимо поднять на поверхность, отделить от воды, сепарировать, подготовить для транспортировки, хранить в резервуарах на месторождении.
Кроме того, под понятие "добыча" часто подпадают действия по доставке нефти до арендованного либо собственного резервуара для ее хранения, магистрального трубопровода, нефтеперерабатывающего завода, морского терминала.
Затраты на добычу нефти и газа - крупная статья затрат (табл. 4). Для большей инвестиционной привлекательности компании стремятся к снижению величины этих затрат.
Таблица 4. Затраты на добычу нефти и газа
крупнейших российских нефтяных
компаний в 2001-2002 гг.
| Компания | Затраты на добычу нефти и газа, млн дол. США |
Доля затрат на добычу нефти и газа в расходах по операционной деятельности, % |
||
| 2001 г. | 2002 г. | 2001 г. | 2002 г. | |
| Лукойл | 1 470 | 1 424 | 13,8 | 11,1 |
| Юкос | 774 | 771 | 13,3 | 9,8 |
| Роснефть | 317 | 353 | 18,4 | 17,8 |
Источник: Финансовая отчетность компаний.
Затраты по добыче 1 т нефти являются одним из основных показателей экономической эффективности нефтяной компании, исходя из которого инвесторы и финансовые аналитики судят о ее инвестиционной привлекательности. (Среди российских компаний по этому показателю лидирует компания "Юкос", себестоимость подъема барреля нефти у которой составляет всего 1,43 дол. США/барр.)
Затраты на вспомогательные производства и оборудование
К этому виду затрат относятся расходы на автотранспорт, ремонтные и другие сервисные службы.
Представление затрат в финансовой отчетности
Как уже было сказано, в настоящее время в бухгалтерской практике США для учета затрат применяются два метода: метод успешно завершенных изысканий (или метод результативных затрат) и метод полных затрат. В соответствии с ГААП США любой из них можно использовать для учета затрат. SEC также разрешает использование обоих методов.
Метод успешно завершенных изысканий
Согласно данному методу затраты на поиск, приобретение и разработку нефтяных и газовых месторождений могут быть капитализированы только в случае положительного результата изысканий и разработки месторождения. Приобретенные активы ставятся на баланс еще до получения результатов поисковых работ, т.е. до того, как запасы нефти и газа доказаны.
Производится капитализация стоимости приобретенных основных средств, продуктивных разведочных скважин, всех затрат по разработке месторождений, а также вспомогательного оборудования и мощностей. Расходы, связанные с деятельностью, не повлекшей за собой приобретение или разработку природных ресурсов, должны относиться на расходы периода. Стоимость разведочных скважин, бурение которых не дало положительных результатов, списывается на расходы в момент подтверждения непродуктивности скважины. Прочие затраты на разведку, включая расходы на проведение геологических и геофизических изысканий, относятся на расходы по мере их возникновения.
Капитализированные затраты, относящиеся к разрабатываемым месторождениям, амортизируются в соответствии с добычей нефти и газа.
Метод успешно завершенных изысканий имеет множество разновидностей и только два принципиальных подхода. Согласно первому подходу (подход к учету затрат в разрезе перспективных территорий) в качестве центра затрат выделяется область исследования (перспективная территория). Понесенные затраты, ассоциированные с этим центром затрат, отражаются как расходы будущих периодов, а затем капитализируются или относятся на расходы - в зависимости от результата изысканий в данном центре затрат.
Второй подход предполагает отнесение расходов в зависимости от вида издержек и момента, когда они были понесены. В состав себестоимости нефтегазовых ресурсов затраты входят не напрямую, а через себестоимость скважин, инфраструктуры, оборудования и т.п. Соответственно принимается решение о капитализации или списании на расходы понесенных издержек. Именно такой подход используют российские нефтяные компании.
Метод полных затрат
Согласно данному методу все затраты по поиску, приобретению и разработке нефтяных и газовых ресурсов должны капитализироваться независимо от их результативности. Компания выделяет центры затрат (чаще всего по географическому или политическому принципу). Все затраты на приобретение прав на добычу полезных ископаемых, бурение, разведку, а также непроизводственные издержки по данному центру затрат признаются стоимостью ресурсов данного центра затрат.
Компания может выделить один центр затрат и относить на него все свои затраты на приобретение, поиск, разведку и разработку месторождений или несколько центров затрат по географическому или политическому признаку (страна, континент).
Во избежание завышения стоимости ресурсов устанавливается верхний предел стоимости и периодически проводится тест на обесценение актива. Капитализированные затраты на приобретение, поиск и разработку месторождений относятся к соответствующему центру затрат и амортизируются в зависимости от добычи в центре затрат.
В некоторых случаях значительные по объему инвестиции в разработку (шельфовые проекты и пр.) учитываются отдельно и начинают амортизироваться уже после начала работы соответствующих месторождений.
Амортизация капитализированных затрат на приобретение месторождений рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе данных о доказанных запасах, а капитализированных затрат по разведке и разработке месторождений - на основе данных о доказанных разработанных запасах. Предполагаемые затраты на демонтаж нефтегазодобывающего оборудования, в том числе затраты на прекращение разработки и восстановление месторождения, включаются в состав амортизации.
Таким образом, принципиальное отличие методов заключается в способе учета затрат, не приведших к нахождению нефтяных и газовых запасов. В соответствии с методом полных затрат они капитализируются, а в соответствии с методом успешно завершенных изысканий - относятся на расходы периода.
Метод полных затрат подразумевает, что такие нерезультативные затраты необходимы. Компании осознают, что не все затраты будут результативными, но выгоды от успешных изысканий и полученные в результате изысканий знания перекроют все затраты как по успешным, так и по неуспешным изысканиям.
При использовании метода успешно завершенных изысканий устанавливается прямая связь между понесенными издержками и результатами. Затраты, не приведшие к нахождению запасов, должны быть отнесены на расходы периода.
В рамках обоих методов существуют различные подходы к расчету амортизации:
определение видов запасов, входящих в амортизационную базу;
способ группирования активов для целей амортизации;
определение ставок амортизации (при совместной добыче нефти и газа);
выбор видов запасов и метода их оценки для определения их стоимостных границ;
отнесение накладных расходов.
Различия между двумя методами хорошо видны на представленных ниже схемах (рис. 2 и 3).
/-----------------------\
|Инвестиции в разработку|
\-----------------------/
/-------------------------------------------------------------------\
/-------------------\ /----------\ /----------\ /----------------\ /-------------------\
|Затраты на приобре-| |Затраты на| |Затраты на| |Производственные| |Затраты вспомога-|
|тение активов | |разведку | |разработку| |затраты | |тельных производств|
\-------------------/ \----------/ \----------/ \----------------/ \-------------------/
| | | | |
| /----------\\-------+-----------------------+-------------/
| /----------\ /-------\ | |
| |Затраты на| |Прочие | \-------------\ |
| |бурение | |затраты| | |
| \----------/ \-------/ | |
\-------------\ |
/-------------------\ /-------------------\ |/----------------\|
/-|Временно капитали-| |Временно капитали-| ||Капитализируются||
| |зируются | |зируются | || ||
| \-------------------/ \-------------------/ |\----------------/|
| | | |
| /-------------------\ /-------------------\ | | |
| |Периодический пере-| |До окончания строи-| | | |
| |смотр | |тельства скважины | | | |
| \-------------------/ \-------------------/ | | | /-------\
| | | | \-------------| |
| /------------------\Да | \--------+-----------------------|Затраты|
| |Обесценение актива|-----------+--------------------+-----------------------|периода|
| \------------------/ | | /----------------| |
| Нет | | \-------/
| /------------------\ /-------------------\ | | |
|Нет|Обнаружены дока-| |Обнаружены доказан-|Нет | | |
\---|занные резервы | |ные резервы |----------+------/ |
\------------------/ \-------------------/ | |
Да Да |
/------------------\ /----------------------------------\ |
|Доказанные резервы| |Скважины и оборудование скважин| |
\------------------/ \----------------------------------/ |
|
/---------------------------\ |
| Амортизация | |
\---------------------------/ |
|
/---------------------------\ |
|Отчет о прибылях и убытках |---------------------------------------------/
\---------------------------/
Рис. 2. Схема учета затрат методом успешно завершенных изысканий
Источник: Block, Horace R. Petroleum Accounting.- Texac, Дентон. Professional Development Institute, 1990.
/-------------------\ /----------\ /----------\ /--------------\
|Затраты на приобре-| |Затраты на| |Затраты на| |Производствен-|
|тение активов | |разведку | |разработку| |ные затраты | /---------------------\
\-------------------/ \----------/ \----------/ \--------------/ | Отчет о прибылях |
| | | и убытках |
| /-------------\ /-------\ | /--------------\ | /------------------\|
| |Себестоимость| |Прочие | | |Прочие затраты| | |Производственные ||
| |скважин | |затраты| | \--------------/ | |издержки ||
| \-------------/ \-------/ | | \------------------/|
| /------------------\|
/---------------------------------------\ | |Потери от обесце-||
|Капитализация в страновом центре затрат| | |нения (превышение||
\---------------------------------------/ | |себестоимости за||
| |вычетом отложенных||
/--------------------------------------------------------------\ | |налогов над уста-||
| Нефтегазовые активы | | |новленным "потол-||
\--------------------------------------------------------------/ | |ком") ||
| \------------------/|
/--------------------------------------------------------\ | /------------------\|
|Себестоимость некоторых объектов временно исключается из| /+| Амортизация ||
|амортизационной базы | || \------------------/|
\--------------------------------------------------------/ |\---------------------/
| |
/------------------------------\ |
|Исключаются из амортизационной| /---------------------\ |
|базы | |Аморизируемые капита-| |
\------------------------------/ |лизированные издержки| |
| |1. В основном себе-| |
| /--------------------\ /-------------------\ |стоимость доказанных,| |
| |Прямые издержки по| |Переклассификация, | |разрабатываемых акти-| |
| |приобретению и оцен-| |если | |вов (включая G&G) | |
| |ке неисследованных|-|1. Запасы доказаны |-|2. Обесценение | |
| |активов (+ разведоч-| |2. Дальнейшее обес-| |3. Нефтепродуктивные | |
| |ное бурение и капи-| |ценение | |скважины | |
| |тали зированный про-| |3. Продажа без при-| |4. Издержки по прек-| |
| |цент) | |были (убытка) | |ращенной аренде | |
| \--------------------/ \-------------------/ \---------------------/ |
|
/------------------------\ | /-----------------------------\ |
|Издержки по значительным| | |Амортизационная база | |
|проектам по разработке,|------/ |1. Себестоимость, приведенная| |
|требующим дальнейших| |выше | |
|крупных вложений | |2. Ожидаемые будущие издержки|----------/
\------------------------/ |на: |
| - разработку |
| - демонтаж и рекультивацию|
\-----------------------------/
Рис. 3. Схема учета затрат методом полных затрат
Источник: Block, Horace R. Petroleum Accounting.- Texac, Дентон. Professional Development Institute, 1990.
Метод успешно завершенных изысканий используют большинство крупнейших американских нефтяных компаний, а также недавно организованные компании (метод позволяет перенести отражение расходов на более поздний срок). Крупнейшие российские нефтяные компании (такие как Лукойл, ЮКОС, Роснефть) используют метод успешно завершенных изысканий. Небольшие российские нефтяные компании, являющиеся дочерними по отношению к крупным российским и иностранным нефтяным компаниям, в целях унификации учетной политики также используют метод успешно завершенных изысканий. Таким образом, этот метод доминирует в российской практике. Как уже было отмечено, традиционный учет деятельности по разведке и добыче нефти и газа по российским стандартам наиболее близок к методу успешно завершенных изысканий.
Координационный комитет по МСФО, разрабатывающий в данный момент специальные стандарты для добывающих отраслей, склоняется в пользу принятия метода учета, который бы соответствовал концепции учета по методу успешно завершенных изысканий.
Дополнительные требования к раскрытию информации о деятельности
нефтегазодобывающих компаний
Требования по раскрытию дополнительной информации о нефтегазодобывающей деятельности изложены в SFAS 69. Этот стандарт заменил собой требования SFAS 19 в части раскрытия информации. SEC также предъявляет свои требования к раскрытию информации, которые несколько шире требований FASB.
Согласно SFAS 69 компании, и публичные и частные, должны раскрывать метод учета затрат и способ амортизации капитализированных затрат по нефтегазодобывающей деятельности.
Нефтегазодобывающие компании, чьи акции котируются на рынке ценных бумаг, в дополнение к обычному набору форм финансовой отчетности должны дополнительно раскрыть следующую информацию.
Объемы доказанных нефтяных
и газовых запасов
В финансовой отчетности компания должна раскрыть информацию о запасах нефти (включая конденсат) и природного газа на начало и конец года, произошедшие изменения за отчетный период. Отдельно должны быть указаны изменения, произошедшие:
в связи с пересмотром предыдущих оценок (обычно по результатам эксплуатационного бурения, изучения исторических характеристик добычи или изменения экономических условий деятельности компаний);
улучшением технологий добычи (в случае незначительных изменений, вызванных данным фактором, приводятся в составе изменений в связи с пересмотром предыдущих оценок);
приобретением запасов;
открытием и переоценкой запасов месторождения;
добычей полезных ископаемых;
продажей запасов.
Компания, имеющая запасы в других странах, должна отдельно указать информацию о ее ресурсах в своей стране и по географическим регионам, в которых ей принадлежат значительные запасы (п. 10-17 SFAS 69).
Резервы, раскрываемые в отчетности, должны оцениваться в соответствии с требованиями и методикой Общества инженеров-нефтяников США (US SPE). Следует отметить, что оценка резервов по американской классификации значительно отличается от российской.
Капитализированные расходы
по нефтегазодобывающей деятельности
На конец года раскрываются совокупные данные о капитализированных расходах по нефтегазодобывающей деятельности, агрегированная величина накопленной амортизации, амортизационные начисления за период, резервы на переоценку. Значительные капитализированные затраты, относящиеся к недоказанным запасам, также должны быть раскрыты в отчетности в качестве дополнительной информации (п. 18-20 SFAS 69).
Расходы на приобретение, разведку
и разработку месторождений
Раздельно представляются данные о следующих видах затрат независимо от того, были они капитализированы или отнесены на расходы периода: расходы на приобретение месторождений полезных ископаемых, поисково-разведочную деятельность, освоение месторождений. Информация о понесенных в других странах расходах раскрывается в разрезе географических регионов. В консолидированной отчетности расходы дочерних компаний показываются суммарно, а также раскрываются в разрезе географических регионов (п. 21-23 SFAS 69).
Результаты деятельности
по добыче нефти и газа
Раскрываются результаты нефтегазодобывающей деятельности за год. Представляются сводные данные и в разрезе географических регионов.
Представляются данные о выручке, затратах на добычу, поисково-разведочную деятельность (только при использовании метода успешно завершенных изысканий), об амортизации, истощении запасов, о переоценочном резерве, расходах по налогу на прибыль, результатах деятельности по добыче нефти и газа, за исключением общехозяйственных и процентных расходов (п. 24-29 SFAS 69).
Стандартизированная оценка доказанных
резервов нефти и газа
методом дисконтированных денежных потоков
Метод достаточно формализован: применяется ставка дисконтирования 10%, учитываются затраты на разработку и налоговые платежи. Для страны компании и географических регионов, в которых имеются значительные запасы, раскрывается следующая информация (п. 30-34 SFAS 69):
- ожидаемые поступления денежных средств. Для расчетов используются сложившиеся на конец года цены на нефть и газ и информация о запасах на конец года. Другие цены для расчетов применяются, только если существуют контрактные обязательства с установленными ценами;
- предстоящие расходы на разработку и добычу. Для расчетов используется себестоимость на конец года исходя из существующих экономических условий;
- предстоящие расходы по налогу на прибыль. При расчете используются ставка на конец года, налоговые вычеты и данные по кредитам;
- ожидаемый чистый денежный поток. Исчисляется путем вычитания предстоящих расходов на разработку, добычу и налога на прибыль из ожидаемого притока денежных средств;
- дисконт. Показывает уменьшение чистого денежного потока при дисконтировании, что позволяет оценить временной фактор. Ставка дисконтирования - 10%;
- стандартизированная оценка дисконтированного денежного потока. Рассчитывается как разница ожидаемого денежного потока и дисконта.
Дополнительная информация о нефтегазодобывающей деятельности раскрывается в приложении к финансовой отчетности после стандартных примечаний к отчетности и, как правило, не заверяется аудитором компании. Косвенное подтверждение данные получают при периодическом аудите запасов компании независимыми нефтяными инженерными компаниями.
Заключение
ГААП США предлагает достаточно регламентированный подход к учету нефтегазодобывающей деятельности. Существуют два принципиально различных метода учета затрат, разрешенных к применению, что мешает сопоставимости отчетности разных нефтегазовых компаний. Крупные компании предпочитают использовать метод успешно завершенных изысканий. В настоящее время идет разработка стандарта МСФО для добывающих отраслей, идеология которого будет близка к методу успешно завершенных изысканий. Так как в России существуют планы сближения национальных стандартов учета с международными, американский опыт может оказаться полезным.
С.Л. Маковей,
аналитик, аспирант кафедры учета, анализа и аудита
экономического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова
"Финансовые и бухгалтерские консультации", N 1, январь 2004 г.
Актуальная версия заинтересовавшего Вас документа доступна только в коммерческой версии системы ГАРАНТ. Вы можете подать заявку на получение полного доступа к системе бесплатно на 3 дня.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Журналы издательства "ФБК-Пресс"
Издательский дом ФБК-ПРЕСС выпускает журналы по бухгалтерскому учету, аудиту и налоговому праву с 1991 года. Специализированные издания уже тогда были хорошо известны на рынке деловой литературы и пользовались особой популярностью у широкого круга специалистов. В последующие годы издательству удалось закрепить достигнутое и добиться качества изданий, которое отвечает самым высоким требованиям специалистов. Это - результат слаженной работы высококвалифицированных профессионалов Издательского дома ФБК-ПРЕСС: экономистов, финансистов, юристов и полиграфистов.
Учредитель: ООО "ИД ФБК-ПРЕСС"
Почтовый адрес: 101990, г. Москва, ул. Мясницкая, д.44/1
Телефон редакции: (495) 737-53-53
E-mail: fbk-press@fbk.ru
Адрес в Интернете: www.fbk-press.ru