Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли ("Международный бухгалтерский учет", N 11, 12, ноябрь, декабрь 2008 г., N 1, январь 2009 г.)

Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли*(1)

Переход на международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) повышает прозрачность и сопоставимость данных финансовой отчетности компаний разных стран мира. Во многих странах подготовка компаниями финансовой отчетности в соответствии с МСФО является обязательной. В других странах происходит сближение национальных стандартов с МСФО. На укрепление глобальной тенденции перехода компаний на МСФО значительное влияние оказало доверие к этим стандартам со стороны Комиссии по ценным бумагам и биржам США (КЦББ США), начиная с ее решения отменить положение, которое обязывало иностранные компании приводить свою отчетность в соответствие с ОПБУ США.

Благодаря внедрению МСФО глобальные компании получают существенные долгосрочные преимущества, но вместе с тем перед ними встают и серьезные задачи. Нефтегазовая промышленность относится к тем мировым отраслям, которые носят глобальный характер. Она требует от компаний значительных инвестиций на начальном этапе, при этом часто существует большая неопределенность в отношении результатов в долгосрочной перспективе. Стоящие перед отраслью задачи геополитического и экологического характера, проблемы с поставками энергии и природных ресурсов в сочетании с нередко наблюдающимися сложными взаимоотношениями между компаниями и заинтересованными сторонами предполагают необходимость применения при переходе на МСФО ряда сложных суждений, касающихся способов внедрения новых стандартов.

В данной публикации внимание читателей акцентируется на трудных моментах составления отчетности в соответствии с МСФО в некоторых областях, которые были выбраны исходя из их особой значимости для компаний нефтегазовой отрасли. В статье представлено видение того, как компании отвечают на различные вызовы, стоящие перед отраслью. В нее включены примеры учетной политики и другой информации, раскрытой в опубликованной финансовой отчетности компаний, а также исследуются последние изменения в области применения МСФО в нефтегазовом секторе. Правлением Комитета по международным стандартам финансовой отчетности (КМСФО), например, создана рабочая группа по вопросам добывающих отраслей. Однако представляется маловероятным, что в течение ближайших нескольких лет будет выпущено официальное руководство по многочисленным вопросам, с которыми сталкиваются компании при применении МСФО. Еще одним важным событием безусловно является сближение с ОПБУ США и влияние на нефтегазовую отрасль последних сигналов, поступающих от КЦББ США.

В статье охвачены не все стандарты МСФО, применяемые к отчетности компаний нефтегазовой отрасли. Постоянно меняющаяся ситуация в отрасли означает, что руководству необходимо глубже изучать вопрос и консультироваться со специалистами в конкретных областях, прежде чем принимать решения по какому-либо из возникающих сложных вопросов. Специалисты аудиторско-консалтинговой сети фирм PricewaterhouseCoopers хорошо знают эту отрасль и активно помогают нефтегазовым компаниям обеспечивать эффективный выпуск финансовой отчетности. Более подробную информацию, а также помощь можно получить в ближайшем к Вам офисе фирмы PricewaterhouseCoopers, либо обратившись к одному из наших партнеров, отвечающих за предоставление услуг компаниям нефтегазовой отрасли.

Ричард Патерсон, руководитель глобальной практики по предоставлению аудиторских и консультационных услуг предприятиям ТЭК и горнодобывающей промышленности

Введение

Каким вопросам посвящена эта статья?

В публикации проводится анализ основных практических методов ведения бухгалтерского учета в соответствии с МСФО в компаниях нефтегазовой отрасли.

Потребность в данной публикации возникла благодаря:

- отсутствию стандарта МСФО, регулирующего вопросы финансовой отчетности в добывающих отраслях;

- переходу компаний нефтегазового сектора на МСФО в целом ряде юрисдикции, при этом подавляющее большинство компаний считают, что при применении МСФО в этой отрасли компании постоянно будут сталкиваться с многочисленными трудностями;

- продолжению осуществления проектов по переходу на МСФО в ряде юрисдикции, на основе которых компании могут получать информацию о существующих интерпретациях, касающихся применения МСФО в отрасли.

Кто может пользоваться данной статьей?

Статья предназначена для:

- руководителей и финансовых директоров нефтегазовых компаний, часто сталкивающихся с альтернативной практикой ведения бухгалтерского учета;

- инвесторов и прочих пользователей финансовой отчетности нефтегазовых компаний, чтобы они могли выделить для себя некоторые применяемые методы бухгалтерского учета, отражающие специфику отрасли;

- ассоциаций бухгалтеров, органов стандартизации и правительственных организаций по всему миру, интересующихся вопросами практического применения принципов бухгалтерского учета и отчетности и ответственных за формирование требований к финансовой отчетности.

Какие вопросы охвачены в статье?

В статью включены вопросы, которые специалисты посчитали интересными с точки зрения финансовой отчетности в связи с тем, что:

- они имеют особую значимость для нефтегазовых компаний;

- в мире исторически сложились различные подходы к составлению финансовой отчетности.

В нефтегазовой отрасли в последнее время наблюдался не только переход компаний на подготовку финансовой отчетности в соответствии с МСФО, но и значительный рост активности в области сделок по слиянию и поглощению, усиливающиеся тенденции к глобализации, продолжающийся рост использования сложных финансовых инструментов, а также повышенное внимание к обязательствам по охране окружающей среды и восстановлению участков проведения работ.

Предыдущий опыт PricewaterhouseCoopers

В основу этой публикации положен опыт PricewaterhouseCoopers, полученный благодаря ведущему положению фирмы в области предоставления услуг по вопросам ведения бухгалтерского учета на предприятиях нефтегазовой отрасли по всему миру. Это лидерство позволяет международному отделу PricewaterhouseCoopers по оказанию услуг предприятиям нефтегазовой отрасли давать рекомендации и вести обсуждение по вопросам международных стандартов и их практического применения. Правление КМСФО обратилось к группе национальных органов стандартизации с просьбой о реализации исследовательского проекта, который будет представлять собой первую ступень в разработке приемлемого подхода к решению вопросов бухгалтерского учета, специфичных для деятельности добывающих компаний по геологоразведке и добыче. Основное внимание исследовательского проекта сосредоточено на вопросах финансовой отчетности, касающихся ресурсов и запасов. В целях предоставления консультаций на протяжении всего исследовательского проекта была сформирована консультативная группа. PricewaterhouseCoopers участвует в работе этой консультативной группы. Руководство компании оказывает поддержку проекту Правления КМСФО, рассматривающему возможность разработки стандарта бухгалтерского учета для добывающих отраслей. Надеемся, что благодаря этому стандарту будет достигнута согласованность всех аспектов финансовой отчетности добывающих компаний. Нефтегазовая промышленность является, вероятно, одной из самых глобализованных отраслей, поэтому сопоставимость данных финансовой отчетности компаний в международном масштабе будет только приветствоваться.

Надеемся, что читатели найдут в предлагаемой статье полезную информацию.

1. Цепочка создания стоимости в нефтегазовой
отрасли и важнейшие вопросы бухгалтерского учета

Целью нефтегазовой компании является геологоразведка, добыча, переработка и реализация нефти и газа и нефте- и газопродуктов. Учитывая сложное состояние окружающей среды для обнаружения и добычи углеводородов, требуются значительные инвестиции капитала и длительный период подготовки проекта. При этом существует значительная неопределенность в отношении результатов проекта. В целях разделения существенных капитальных затрат геологоразведка, разработка и добыча часто осуществляются в рамках совместных предприятий или совместной деятельности. Добытые углеводороды часто требуется транспортировать на большие расстояния по трубопроводу либо в танкерах. Газ все чаще транспортируют в сжиженном состоянии с использованием специализированных перевозчиков, при этом по прибытии на место назначения его регазифицируют. Транспортировка газа остается сложным вопросом, поэтому многие добывающие и энергетические компании стремятся к заключению долгосрочных договоров в целях поддержания необходимой инфраструктуры для разработки крупных месторождений, особенно шельфовых.

На развитие отрасли оказывают значительное влияние такие макроэкономические факторы, как цены на сырьевые товары, колебания курса валют, риск изменения процентной ставки и изменения политической ситуации. Подготовка технико-экономического обоснования проекта по добыче углеводородов и его оценка весьма сложны и проводятся с использованием ряда существенных переменных. Деятельность отрасли может оказывать существенное воздействие на окружающую среду, поэтому предприятия часто несут обязательства по устранению всех негативных последствий от своей деятельности. Несмотря на все эти трудности, налогообложение деятельности по добыче нефти и газа, а также итоговая прибыль компаний являются важнейшим источником дохода для правительств многих стран. Государство также все больше и больше вовлекается в эту отрасль и стремится к обеспечению контроля за основной долей добычи нефти и газа на своей суверенной территории.

В статье рассматриваются наиболее важные для нефтегазовой отрасли вопросы бухгалтерского учета. Рассмотрение вопросов осуществляется в соответствии с этапами цепочки создания стоимости в нефтегазовой отрасли: геологоразведка и разработка месторождений, добыча и реализация продукции (см. таблицу). Одновременно рассматриваются вопросы, наиболее часто возникающие у предприятий отрасли.

1.1. Геологоразведка и разработка месторождений

1.1.1. Геологоразведка и оценка

Компании несут затраты по проведению работ по геологоразведке ресурсов углеводородного сырья, а также по подготовке и оценке технико-экономического обоснования проекта по добыче разведанных ресурсов. Согласно определению МСФО (IFRS) 6 "Разведка и оценка минеральных ресурсов" этап геологоразведки начинается после получения юридического права на проведение геологоразведочных работ. Затраты, понесенные до момента получения юридического права на проведение геологоразведочных работ, относятся на расходы.

Цепочка создания стоимости в нефтегазовой отрасли и важнейшие
вопросы бухгалтерского учета

Геологоразведка и разработка месторождений	Добыча и реализация
Геологоразведка и оценка Расходы по займам Затраты на разработку	Запасы и ресурсы (включая истощение, износ и амортизацию). Амортизация добывающих активов и активов по транспортировке, переработке и сбыту продукции. Вопросы оценки продукции. Обесценение добывающих активов и активов по транспортировке, пере- работке и сбыту продукции. Раскрытие информации о ресурсах. Обязательства по выводу активов из эксплуатации. Финансовые инструменты и встроенные производные финансовые инстру- менты. Вопросы признания выручки. Роялти и налоги на прибыль. Система торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружаю- щую среду
Вопросы, касающиеся деятельности всей компании: - соглашения о разделе продукции и концессии; - совместные предприятия; - объединение бизнеса; - функциональная валюта

Порядок бухгалтерского учета затрат на геологоразведку и оценку ресурсов (капитализация затрат или отнесение их на расходы) может оказать существенное влияние на финансовую отчетность и финансовые результаты, особенно тех предприятий, которые находятся на этапе проведения геологоразведочных работ и не ведут деятельность по добыче. В этом разделе рассматриваются доступные альтернативные подходы к учету таких затрат в соответствии с МСФО.

Метод учета результативных затрат ("продуктивных скважин") и метод учета по полной стоимости

Для учета затрат на геологоразведку и оценку ресурсов и последующих затрат на разработку согласно местным общепринятым стандартам бухгалтерского учета традиционно использовались два широко признанных метода: метод учета результативных затрат ("продуктивных скважин") и метод учета по полной стоимости. Существует множество различных вариантов учета в соответствии с ОПБУ разных стран, но эти два метода приблизительно одинаковы во многих странах. ОПБУ США оказали существенное влияние на развитие практики бухгалтерского учета в этой области. В тех странах, в которых отсутствуют конкретные правила учета по этим вопросам, предприятия соблюдают требования ОПБУ США по аналогии.

Метод учета результативных затрат ("продуктивных скважин"), возможно, использовался более широко при применении местных ОПБУ интегрированными нефтегазовыми компаниями, но он также используется и многими более мелкими компаниями, занимающимися только геологоразведкой и добычей. Затраты, понесенные на разведку, приобретение прав на разведку и разработку участков недр и непосредственно на разработку запасов, капитализируются отдельно по каждому месторождению. Капитализированные затраты относятся на стоимость запасов углеводородов, добыча которых признана экономически целесообразной. Если не обнаружены запасы, добыча которых может быть признана экономически целесообразной, это означает, что все затраты должны быть отнесены на расходы. Когда начинается этап добычи, предприятие начинает списывать на расходы ранее капитализированные затраты отдельно по каждому месторождению.

Однако некоторые геологоразведочные и добывающие компании в соответствии с местными ОПБУ исторически применяли метод учета по полной стоимости. При этом все затраты, понесенные в связи с разведкой, приобретением и разработкой запасов крупным географическим центром затрат или группой активов, капитализируются, в противоположность затратам отдельных месторождений.

Центры затрат обычно формируются отдельно по каждой стране. Вместе с тем, если месторождения имеют подобные либо связанные экономические и географические характеристики, затраты, связанные с активами, которые расположены в нескольких странах, объединяются. Когда начинается этап добычи, амортизация этих более крупных групп затрат начисляется отдельно по странам. Если же деятельность по геологоразведке в стране либо геологической формации не принесла никаких результатов, затраты относятся на расходы. Метод учета по полной стоимости обычно приводит к более крупным суммам расходов будущих периодов на этапе геологоразведки и разработки, а также к повышенным отчислениям на истощение недр в последующих периодах.

В отрасли продолжаются споры по концептуальным преимуществам применения обоих методов. Международный стандарт (IFRS) 6 был выпущен как промежуточное решение проблемы учета затрат по геологоразведке и оценке ресурсов в ожидании результатов более широкого проекта, реализуемого Правлением КМСФО в области учета в добывающих отраслях. Компании, которые переходят на МСФО, могут продолжать применение той учетной политики в отношении геологоразведки и оценки ресурсов, которую они используют в настоящее время. Международный стандарт (IFRS) 6 предлагает промежуточное решение для учета затрат на стадии геологоразведки и оценки, однако он не применяется к учету затрат по завершении этой стадии. Период, на который распространяется действие стандарта, относительно короткий, а правила обесценения превращают учет по методу учета по полной стоимости после завершения стадии геологоразведочных работ и оценки ресурсов в проблему.

Выбор политики по учету затрат по геологоразведке и оценке ресурсов согласно МСФО (IFRS) 6

Компания учитывает затраты на проведение геологоразведочных работ и оценки ресурсов с помощью разработки учетной политики, соответствующей принципам МСФО, либо с применением исключения, предусмотренного МСФО (IFRS) 6. Согласно МСФО (IFRS) 6 компания может продолжать применение текущей учетной политики в отношении учета затрат по геологоразведке и оценке в соответствии с ОПБУ своей страны. Требование полного соответствия политики принципам МСФО отсутствует.

Учетная политика в области учета затрат по геологоразведке и оценке может быть изменена только в том случае, если это приведет к ее сближению с принципами МСФО. Изменение должно привести к формированию новой учетной политики, которая более достоверно отражает ситуацию и является не менее надежной, либо является более надежной и не менее достоверно отражает ситуацию, чем предыдущая учетная политика. Одним словом, новая учетная политика должна в большей степени соответствовать принципам МСФО и не должна приводить к отступлениям от этих принципов. Ограничения в отношении изменений учетной политики включают и изменения, реализованные при переходе на применение МСФО (IFRS) 6. Международный стандарт (IFRS) 6 охватывает только стадию геологоразведки и оценки ресурсов до того момента, когда будет установлена экономическая целесообразность их добычи.

Первоначальное признание затрат на проведение геологоразведки и оценки согласно исключению, предлагаемому МСФО (IFRS) 6

Согласно исключению, предлагаемому МСФО (IFRS) 6, компания может продолжать применять ту же учетную политику в отношении затрат на геологоразведку и оценку, которую она применяла до принятия МСФО (IFRS) 6. Капитализированные согласно этой политике затраты могут не соответствовать определению актива согласно принципам МСФО, так как еще не была продемонстрирована вероятность того, что актив будет приносить экономические выгоды в будущем. В соответствии с МСФО (IFRS) 6 такие затраты считаются активами. Таким образом, затраты на геологоразведку и оценку могут быть капитализированы раньше, чем это разрешается согласно принципам МСФО.

Первоначальное признание затрат на геологоразведку и оценку ресурсов согласно принципам МСФО

Затраты, понесенные в связи с осуществлением деятельности по геологоразведке, необходимо относить на расходы, за исключением случая, когда они удовлетворяют определению актива. Компания признает актив, если существует вероятность того, что в результате данных затрат компания получит экономические выгоды. Экономические выгоды могут быть получены в результате использования в коммерческих целях запасов углеводородов, продажи прав на проведение геологоразведочных работ или в результате продолжения разработки. На этой стадии компании трудно продемонстрировать, что существует вероятность возмещения затрат на геологоразведку. В результате затраты на геологоразведку должны быть отнесены на расходы. Практически все компании, переходящие на применение МСФО, приняли решение использовать исключение, предусмотренное МСФО (IFRS) 6, а не разрабатывать учетную политику в соответствии с принципами МСФО.

Переклассификация активов по геологоразведке и оценке согласно МСФО (IFRS) 6

В соответствии с МСФО (IFRS) 6 необходимо переклассифицировать активы геологоразведки и оценки сразу же по завершении процедуры оценки. Активы геологоразведки и оценки, для которых выявлены запасы, добыча которых экономически целесообразна, необходимо переклассифицировать в активы по разработке. Непосредственно перед переклассификацией активов по геологоразведке и оценке проводится тестирование на обесценение. Требования к тесту на обесценение приведены далее.

Обесценение активов по геологоразведке и оценке

Стандарт МСФО (IFRS) 6 вводит альтернативный режим тестирования на обесценение активов по геологоразведке и оценке, который отличается от общих требований к тестированию на обесценение. Компания оценивает активы по геологоразведке и оценке только при возникновении фактов и обстоятельств, свидетельствующих о наличии обесценения. К признакам обесценения, среди прочих, относятся следующие:

- срок действия прав на проведение геологоразведочных работ истек либо истечет в ближайшем будущем и не будет продлен;

- проведение дальнейших работ по геологоразведке и оценке ресурсов не запланировано и не заложено в бюджете;

- принято решение о прекращении работ по геологоразведке и оценке ресурсов на данной территории из-за отсутствия запасов, добыча которых экономически целесообразна;

- существуют достаточно убедительные данные, указывающие на то, что балансовая стоимость активов не будет полностью возмещена в результате разработки и добычи в будущих периодах.

Как только выявлены признаки обесценения активов по геологоразведке и оценке, они должны быть протестированы на обесценение. Для активов по геологоразведке и оценке МСФО также вводит понятие более крупных единиц, генерирующих денежные средства. Компаниям разрешается группировать активы геологоразведки и оценки вместе с активами по добыче при наличии четкой учетной политики в отношении такой группировки, и эта политика применяется последовательно от периода к периоду. Единственным ограничением является требование о том, что генерирующая денежные средства единица или группа таких единиц не могут быть крупнее сегмента. Следовательно, группировка активов по геологоразведке и оценке вместе с активами по добыче может позволить избежать обесценения.

После принятия решения о том, что добыча является экономически целесообразной, активы геологоразведки и оценки необходимо переклассифицировать из этой категории. Тестирование данных активов на обесценение проводится в соответствии с политикой, которая установлена в МСФО (IFRS) 6 и принята компанией до момента переклассификации. Однако после того как активы будут переклассифицированы из этой категории, к ним будет применяться обычная процедура тестирования в соответствии с руководством МСФО (IAS) 36 "Обесценение активов".

Если затраты на геологоразведку и оценку ресурсов являются результативными, соответствующие активы переносятся в категорию активов по разработке. Нерезультативные затраты на геологоразведку и оценку ресурсов подлежат списанию до величины справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу, так как уже нельзя далее использовать льготное условие, по которому разрешается группировать данные активы с активами по добыче в рамках более крупной единицы, генерирующей денежные средства.

На активы, переклассифицированные из категории активов по геологоразведке и оценке, распространяются обычные требования МСФО по тестированию на обесценение на уровне единицы, генерирующей денежные средства, и по амортизации на уровне отдельных активов. При этом тестирование на обесценение и амортизация группы активов недопустимы.

1.1.2. Расходы по займам

В стоимость объекта основных средств могут быть включены расходы по займам, понесенные в целях приобретения или строительства соответствующего актива. Данные расходы по займам могут быть капитализированы, если для подготовки актива к предполагаемому использованию требуется значительный период времени. Согласно МСФО (IAS) 23 "Расходы по займам" (выпущен в 1993 г.) существует вариант капитализации расходов по займам, но его необходимо применять последовательно ко всем квалифицируемым активам. Однако в соответствии с поправками к МСФО (IAS) 23, опубликованными в 2007 г. и вступающими в силу с 1 января 2009 г., капитализации будут подлежать все соответствующие расходы по займам.

Расходы по займам необходимо капитализировать в период активного строительства или приобретения актива. В эти расходы включаются затраты по привлечению средств для финансирования строительства актива, а также по общим привлеченным средствам, которые можно было бы избежать, если бы уже не были произведены затраты по квалифицируемому активу. Общие расходы по займам, относящиеся к строительству актива, должны рассчитываться с учетом средневзвешенной стоимости общих займов компании.

1.1.3. Затраты на разработку

К затратам на разработку относятся затраты, понесенные для получения доступа к доказанным запасам и обеспечения мощностей для добычи, обработки, накопления и хранения нефти и газа.

Затраты на разработку обычно подлежат капитализации в том объеме, в котором они необходимы для начала добычи на участке в коммерческих масштабах. Затраты, понесенные с момента начала добычи в коммерческих масштабах, можно капитализировать только в том случае, когда они удовлетворяют критерию признания их активом. Это имеет место в том случае, если в результате дополнительных затрат повышается отдача продуктивного пласта.

Непродуктивная скважина. Некоторые скважины, пробуренные в соответствии с планом разработки месторождения, могут оказаться непродуктивными (сухими), однако результаты работ по разработке в целом могут в дальнейшем внести свой вклад в обоснование наличия в месторождении запасов, добыча которых экономически целесообразна. Соответствующая учетная единица для учета месторождения на стадии разработки или добычи обычно крупнее, чем отдельная скважина. Поэтому целесообразно оценивать экономические выгоды от разработки непродуктивной скважины в контексте месторождения в целом и оценивать общий план разработки данного месторождения. Информация, полученная в результате разработки непродуктивной скважины, является полезной и применяется для более точной разработки инфраструктуры месторождения, поэтому затраты на ее разработку обычно капитализируются.

1.2. Добыча и реализация

1.2.1. Запасы и ресурсы

Разведанные запасы природных ресурсов (нефти и газа) являются наиболее важным экономическим активом компании.

Финансовый потенциал компании зависит от количества и качества ресурсов, которые данная компания имеет право добывать и реализовывать.

Ресурсы являются источником будущих денежных поступлений от продажи углеводородов и формируют базу для привлечения заемных средств и финансирования проекта путем вливания акционерного капитала.

Что относится к запасам?

Стандарт МСФО (IAS) 16 "Основные средства" не применим к природным ископаемым. Правление КМСФО рассматривает методику учета минеральных ресурсов и запасов в рамках проекта, посвященного вопросам добывающих отраслей.

Компании учитывают запасы по первоначальной стоимости разведанных и разработанных запасов или по стоимости приобретения запасов у третьей стороны.

Количественные показатели запасов непосредственно не влияют на стоимость разведанных и разработанных запасов, за исключением случаев, когда речь идет об их обесценении. Стоимость приобретаемых запасов при объединении бизнеса может быть более тесно связана со справедливой стоимостью запасов, имеющихся в наличии. Тем не менее вопросы касательно запасов и ресурсов имеют непосредственное влияние на финансовую отчетность нефтегазовой компании и затрагивают несколько существенных аспектов. К таким аспектам в числе прочих относятся:

- истощение, износ и амортизация;

- обесценение активов и восстановление резерва под обесценение;

- признание обязательства по выводу актива из эксплуатации в будущем и по восстановлению участка;

- денежные потоки, связанные с прекращением деятельности и пенсионным выплатам;

- распределение цены покупки в результате сделки по объединению бизнеса.

Ресурсы в сопоставлении с запасами

К ресурсам относятся объемы нефти и газа, которые, по оценке, имеются в месторождении и добыча которых может считаться экономически целесообразной либо нецелесообразной.

К запасам относятся ресурсы, добыча которых из известных месторождений считается экономически целесообразной с конкретной даты. Наличие геологических и технологических данных о конкретных месторождениях позволяет установить неопределенность/определенность оценки запасов. Запасы классифицируются как доказанные или недоказанные исходя из степени определенности/неопределенности в отношении оценки возможности их добычи. В МСФО не представлены какие-либо определения или рекомендации в отношении данных классификаций. Данные классификации широко используются в нефтегазовой отрасли.

В ряде стран используется свое определение запасов. К таким странам, например, относятся Китай, Россия и Норвегия. Компании, зарегистрированные КЦББ, при подготовке финансовой отчетности применяют определение запасов в соответствии с собственными требованиями КЦББ. Существуют также определения, разработанные профессиональными ассоциациями, например, Обществом инженеров-нефтяников (ОИН).

Доказанными запасами является оценочное количество запасов, в отношении которого на основании геологических и технологических данных существует достаточная вероятность целесообразности добычи в будущем из известных месторождений нефти и газа в соответствии с существующими экономическими и операционными условиями, т.е. ценами и затратами на дату проведения оценки.

В свою очередь доказанные запасы классифицируются на доказанные разработанные и доказанные неразработанные:

- доказанными разработанными запасами являются запасы, которые, как ожидается, могут быть добыты из существующих скважин с использованием имеющихся методов добычи и оборудования;

- доказанными неразработанными запасами являются запасы, которые, как можно ожидать, могут быть добыты из новых скважин на неразбуренном подтвержденном месторождении или из существующих скважин, для добычи данных запасов из которых требуются значительные расходы.

Недоказанными запасами являются запасы, которые в силу технических или каких-либо других неопределенностей не могут быть классифицированы как доказанные. Недоказанные запасы в свою очередь можно разделить на вероятные и возможные запасы:

- к вероятным запасам относятся дополнительные запасы, в отношении которых существует меньшая вероятность добычи по сравнению с доказанными запасами, но большая вероятность добычи по сравнению с возможными запасами;

- к возможным запасам относятся дополнительные запасы, в отношении которых существует меньшая вероятность извлечения по сравнению с вероятными запасами, исходя из анализа геологических и технических данных.

Оценка запасов

Как правило, оценку запасов проводят не бухгалтеры, а специалисты по оценке запасов нефти и газа и иногда геологи.

Оценка запасов представляет собой сложный процесс. Необходим анализ данных относительно геологического строения резервуара и окружающего пласта, а также анализ жидкостей и газов внутри резервуара. Необходимо также оценить влияние на возможность добычи запасов таких факторов, как температура и давление, с учетом методов добычи, правовых и нормативных требований, затрат и прочих факторов, влияющих на экономическую целесообразность добычи данных запасов. В процессе добычи и разработки нефтегазового месторождения появляется более подробная информация о составе смеси нефти, газа, воды и т.д., давлении в коллекторе, а также прочие данные, которые используются для корректировки оценок запасов, добыча которых является экономически целесообразной. В связи с этим в течение срока эксплуатации месторождения оценки запасов пересматриваются.

Для проведения оценки и аудита нефтегазовых запасов существуют стандарты, разработанные ОИН, которые не являются обязательными для инженеров-нефтяников, но представляют собой руководство по оценке и составлению отчетности.

1.2.2. Амортизация добывающих активов и активов по транспортировке,
переработке и сбыту продукции

Накопленные затраты на этапе геологоразведки и оценки ресурсов, разработки и добычи амортизируются в течение всего ожидаемого срока добычи методом списания их величины пропорционально объему добычи. Данный метод является наиболее подходящим, так как отражает структуру потребления экономических выгод от использования запасов. Однако в отношении некоторых активов удобнее применять линейный метод учета амортизации.

Истощение, износ и амортизация

В МСФО не указано, на основании чего должен рассчитываться объем добычи. Многие компании используют в качестве основы для расчета только доказанные разработанные запасы, другие компании используют все доказанные запасы либо доказанные и вероятные запасы вместе. База расчета объема продукции определяется в соответствии с выбранной учетной политикой и применяется последовательно от периода к периоду.

Если в качестве базы для расчета используются доказанные и доказанные неразработанные запасы, то при расчете расходов на амортизацию необходимо учитывать поправки в целях отражения будущих затрат на разработку месторождения, необходимых для получения доступа к неразработанным запасам.

Суммарный объем добычи, используемый для расчета истощения, износа и амортизации активов, являющихся предметом арендного договора или лицензии, должен быть ограничен суммарным объемом добычи, который ожидается получить в течение срока действия лицензии/арендного договора. Продление лицензии/арендного договора возможно только при наличии фактических данных, подтверждающих вероятность такого продления без осуществления значительных затрат.

Компоненты

В МСФО (IAS) 16 содержится конкретное требование в отношении начисления амортизации по компонентам. Амортизация начисляется отдельно на каждую значительную часть объекта основных средств. Значительные части актива, имеющие одинаковый срок полезного использования и структуру потребления экономических выгод, могут рассматриваться в совокупности. Данное требование может привести к неясности в системе учета нефтегазовых компаний, так как многие активы включают компоненты с более коротким сроком полезного использования, чем актив в целом.

Добывающие активы часто представляют собой сложные объекты. Активы, требующие значительных вложений при сооружении, обычно эксплуатируются в суровых климатических или сложных технических условиях и требуют периодической замены или ремонта. Крупная сеть или инфраструктура активов может включать значительное количество компонентов, многие из которых имеют различный срок полезного использования. Примером могут являться сооружения по переработке газа, НПЗ, химические заводы, распределительные сети и морские платформы, включая вспомогательную инфраструктуру и трубопроводы.

Такие значительные компоненты данных активов, как компрессоры трубопровода, должны учитываться отдельно. Данный учет может представлять собой сложный процесс, в частности при переходе на МСФО, так как ранее (до перехода на МСФО) ведение такого учета могло не требоваться в соответствии с местными ОПБУ.

Для определения некоторых компонентов можно учитывать обычные графики плановых отключений/ремонта добывающего оборудования и связанные с ними процедуры замены деталей и технического обслуживания оборудования. Необходимо также анализировать компоненты, более подверженные технологическому устареванию, коррозии или физическому износу, чем другие части более крупного актива.

Амортизация компонентов

Компоненты с меньшим сроком полезного использования, чем у остальной части актива, амортизируются до их возмещаемой стоимости в течение данного более короткого срока полезного использования. При замещении компонента прекращается признание его остаточной балансовой стоимости, а стоимость замещающего компонента капитализируется. В учете могут возникнуть некоторые сложности, если начисление износа на активы геологоразведки и добычи в основном производится пропорционально объему добычи, а в отношении конкретных активов используется метод равномерного начисления износа. Существует возможность обойти эти сложности при условии стабильной добычи. Можно оценить объем добычи, ожидаемый в течение отчетного периода, и начислять износ на компоненты исходя из данного объема добычи. Такой метод необходимо периодически оценивать для того, чтобы определить, что результаты его применения сопоставимы с результатами, полученными методом равномерного начисления износа.

При высоком уровне затрат на техническое обслуживание и ремонт, производимых в целях обеспечения непрерывной операционной деятельности, необходимо начислять и расходы на амортизацию. Практика, согласно которой предполагается, что расходы на обслуживание приблизительно равны расходам на амортизацию, позволяющая избежать начисление амортизационных расходов на актив или его компонент и известная как учет стоимости замещения, в МСФО не разрешена.

Расходы на проведение планового и капитального ремонтов капитализируются в составе стоимости компонента добывающего объекта при условии обеспечения возможности получения экономических выгод в будущем, но если данные расходы не имеют отношения к замене компонентов или установке новых активов, они должны относиться на расходы по мере возникновения. Расходы на проведение планового/капитального ремонта не начисляются в течение периода между проведением плановых/капитальных ремонтных работ, так как отсутствует какое-либо юридическое или добровольное обязательство проводить плановый/капитальный ремонт, т.е. компания может принять решение о прекращении деятельности на заводе и тем самым избежать данных расходов.

1.2.3. Вопросы оценки продукции

Учет объема нефтепродуктов, необходимого для заполнения трубопровода

Для эффективной работы некоторых объектов основных средств, таких как трубопроводы, НПЗ и газохранилища, требуется определенный минимальный уровень продукта, который необходимо поддерживать в трубопроводе для обеспечения эффективности его эксплуатации. Данный продукт классифицируется как часть объекта основных средств, так как его наличие необходимо для выполнения соответствующих условий работы основных средств. Следовательно, стоимость данного продукта учитывается в качестве компонента основных средств и подлежит амортизации до оценочной величины остаточной стоимости.

Однако продукты, принадлежащие компании, но хранящиеся в составе основных средств третьих лиц, продолжают учитываться в качестве товарных запасов, например, весь газ, находящийся в арендуемом хранилище. Он не является ни составной частью объекта основных средств третьей стороны, ни составной частью объекта основных средств, принадлежащих компании. Следовательно, данный продукт необходимо учитывать по методу ФИФО или по средневзвешенной стоимости.

Определение чистой стоимости реализации нефтяных запасов

Добытая и приобретенная для внутренних нужд компании нефть оценивается по наименьшей из двух величин: себестоимости и чистой стоимости реализации. Определение чистой стоимости реализации требует расчета планируемой цены реализации в ходе обычной финансово-хозяйственной деятельности за вычетом предполагаемых расходов на завершение обработки запасов (когда это целесообразно) и за вычетом планируемых расходов, необходимых для реализации запасов. Компания определяет расчетную цену продажи нефти/нефтепродукта на основании рыночной стоимости нефти на отчетную дату или, если это целесообразно, по кривой курса по форвардным сделкам с нефтью на отчетную дату. Изменение цены на нефть после отчетной даты обычно отражает изменение рыночных условий после данной отчетной даты и, следовательно, не должно отражаться в расчете чистой стоимости реализации.

1.2.4. Обесценение добывающих активов и активов
по транспортировке, переработке и сбыту продукции

Нефтегазовая отрасль выделяется среди прочих необходимостью существенных капиталовложений. В процессе осуществления значительных инвестиций в основные средства отрасль подвергается влиянию негативных экономических факторов и, как следствие этого, компаниям приходится производить отчисления в резервы под обесценение активов.

Нефтегазовые активы должны тестироваться на предмет обесценения каждый раз при возникновении признаков обесценения. В отношении активов применяются стандартные нормы оценки на предмет обесценения, за исключением объединения активов по геологоразведке и оценке с существующими единицами, генерирующими денежные средства, как указывалось в подразделе 1.1.1.

Признаки обесценения

К факторам, являющимся причиной обесценения в нефтяной отрасли, относятся снижение рыночных цен на нефть и газ, значительные пересмотры запасов в сторону уменьшения, постоянные изменения правовых норм и принципов налогообложения, ухудшение местных условий таким образом, что продолжение операционной деятельности становится небезопасным, а также экспроприация активов.

По существу признаки обесценения могут носить внутренний характер. Наличие повреждений или устаревание актива или единицы, генерирующей денежные средства, являются признаками обесценения. Например, сточки зрения бухгалтерского учета повреждение НПЗ во время пожара считается обесценением актива. Другими показателями обесценения являются решения о продаже или реструктуризации единицы, генерирующей денежные средства, или доказательства того, что показатели эффективности компании меньше, чем ожидалось.

Руководство компании должно быть готово к появлению данных признаков в отношении единицы, генерирующей денежные средства. Например, пожар на отдельной заправочной станции является признаком обесценения данной заправочной станции как отдельной единицы, генерирующей денежные средства. Однако руководство, как правило, определяет признаки обесценения по регионам или областям, что отражает их управление бизнесом. Как только компания обнаружила признак обесценения, необходимо провести тест на предмет обесценения на уровне отдельной единицы, генерирующей денежные средства, даже если данный признак был выявлен на региональном уровне.

Единицы, генерирующие денежные средства

Единицей, генерирующей денежные средства, является группа активов, которая обеспечивает потоки денежных поступлений в основном независимо от прочих активов или групп активов. Единицей, генерирующей денежные средства, в геологоразведочных и добывающих компаниях часто считается месторождение и соответствующие ему активы вспомогательной инфраструктуры.

Добыча и, следовательно, потоки денежных средств могут быть связаны с отдельными скважинами. Тем не менее инвестиционное решение в отношении месторождения принимается на основании показателей ожидаемой прибыли от использования данного месторождения, а не отдельной скважины. При этом все скважины обычно находятся в прямой зависимости от инфраструктуры месторождения.

Компании, занятой транспортировкой, переработкой и сбытом продукции, могут принадлежать автозаправочные станции, сгруппированные по географическому принципу таким образом, чтобы приносить экономические выгоды с точки зрения управленческого надзора, обеспечения поставок и логистики. Автозаправочные станции, напротив, независимы от фиксированной инфраструктуры и обеспечивают преимущественно независимое поступление денежных средств.

Расчет возмещаемой стоимости

Обесценение признается в том случае, если балансовая стоимость единицы, генерирующей денежные средства, превышает ее возмещаемую стоимость. Возмещаемая стоимость представляет собой большее из двух значений: справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу актива и ценности его использования.

Справедливая стоимость за вычетом расходов на продажу актива

Справедливая стоимость за вычетом расходов на продажу актива представляет собой сумму, которую готов уплатить участник рынка за актив или единицу, генерирующую денежные средства, за минусом расходов на продажу актива. Разрешено использование дисконтированных потоков денежных средств для расчета справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу актива при условии отсутствия информации о рыночной цене актива или отсутствия в последнее время на рынке операций, на основе сравнения с которыми можно определить справедливую стоимость актива, тестируемого на обесценение. Тем не менее при использовании метода дисконтированных потоков денежных средств исходные показатели должны быть основаны на внешних рыночных данных.

Таким образом, предполагаемые потоки денежных средств, используемые для расчета справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу, содержат допущения, которые потенциальный покупатель будет учитывать при определении стоимости актива. Из этого следует, что при применении этого метода могут учитываться отраслевые прогнозы в отношении разработки актива, что может быть недопустимо при расчете ценности его использования. Тем не менее допущения и итоговая стоимость должны быть основаны на последних рыночных операциях и данных.

Для расчета справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу используется величина денежных потоков после налогообложения на основе модели дисконтированных денежных потоков. Ставкой дисконтирования, применяемой для расчета справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу, является рыночная ставка после налогообложения, установленная на основании стандартной для участника отрасли стоимости привлечения капитала.

Ценность использования актива

Ценность использования актива представляет собой дисконтированную стоимость будущих потоков денежных средств, которую ожидается получить от использования актива или единицы, генерирующей денежные средства, в ее текущем состоянии. В требованиях МСФО (IAS) 36 подробно указано на необходимость определения ценности использования актива. Расчет потоков денежных средств производится в отношении актива, имеющегося у компании в настоящий момент, и не должен учитывать какие-либо планы по расширению актива или выпуска продукции с использованием этого актива в будущем, но должен включать затраты, необходимые для поддержания текущей производительности актива. Стоимость будущих потоков денежных средств, которую ожидается получить от использования актива, являющегося объектом незавершенного строительства (например, частично разработанное нефтегазовое месторождение), должна включать суммы денежных потоков, необходимых для завершения данного строительства, а также связанные с этим дополнительные поступления денежных средств или сокращение оттока денежных средств.

Любые поступления денежных средств в иностранной валюте прогнозируются в той валюте, в которой компания будет их получать, и дисконтируются по ставке, соответствующей данной валюте. Итоговая стоимость пересчитывается в функциональную валюту компании по текущему обменному курсу на дату проведения теста на обесценение.

Для расчета ценности всегда используется ставка дисконтирования, применяемая к потокам денежных средств до налогообложения. Как правило, это наиболее сложная составляющая теста на обесценение, так как на рынке отсутствуют данные о ставке, применяемой компаниями к потокам денежных средств до налогообложения. Валовое исчисление ставки после налогообложения дает неточный результат, за исключением случаев отсутствия отложенного налога. Расчет точной ставки до налогообложения представляет собой сложную математическую задачу.

Договорные потоки денежных средств, используемые для расчета ценности использования актива

Потоки денежных средств, используемые для расчета ценности использования актива, должны отражать максимально точную оценку руководства в отношении будущих потоков денежных средств, которые будут получены от использования рассматриваемых активов. Операции купли-продажи сырьевых товаров включаются в базу расчета ценности использования по договорной цене на дату проведения тестирования на обесценение или (если целесообразно) по стоимости, полученной на основе кривой изменения цен на дату проведения тестирования на обесценение.

Тем не менее для расчета ценности использования какого-либо сырья руководству необходимо использовать договорную цену, за исключением случаев, когда договор уже признан в бухгалтерском балансе по справедливой стоимости. Если согласно договору на поставку товара существует возможность расчетов наличными и в отношении данного договора не возникнет претензий относительно исключения, касающегося, например договора о потреблении для собственных нужд, данный договор признается в бухгалтерском балансе отдельно по справедливой стоимости в качестве производного инструмента. Включение договорных цен по такому договору привело бы к двойному учету влияния договора. Обесценение финансовых инструментов, на которые распространяется МСФО (IAS) 39 "Финансовые инструменты: признание и оценка", регулируется МСФО (IAS) 39, а не МСФО (IAS) 36.

Влияние на потоки денежных средств таких инструментов хеджирования, как фиксированные максимумы и минимумы на приобретение и продажу сырьевых товаров, также исключается из расчета потоков денежных средств на основе ценности использования актива. Данные договоры также учитываются в соответствии с МСФО (IAS) 39.

1.2.5. Раскрытие информации о ресурсах

Существующие запасы, а так же добыча и потоки денежных средств, ожидаемые в будущем от использования данных запасов, являются ключевым показателем для оценки результатов деятельности нефтегазовых компаний. Некоторые регулирующие органы по национальным стандартам бухгалтерского учета и ценным бумагам требуют дополнительного раскрытия информации о запасах, в частности "Положения о стандартах финансового учета (FAS) 69" и положения КЦББ США. Существуют также рекомендации по вопросам практики бухгалтерского учета, выпущенные отраслевыми организациями - отчеты по рекомендуемой практике учета, в которых освещаются вопросы учета нефтегазовыми компаниями геологоразведки и разработки месторождений, добычи и деятельности по выводу активов из эксплуатации. Однако в МСФО отсутствуют требования по раскрытию информации о запасах.

Стандарт МСФО (IAS) 1 "Представление финансовой отчетности" требует, чтобы компании раскрывали в финансовой отчетности дополнительную информацию, которая не представлена в основных формах финансовой отчетности, но является необходимой для достоверного отражения финансового положения компании. Согласно МСФО (IAS) 1 компании при разработке учетной политики могут рассматривать интерпретации других органов, ответственных за установление новых стандартов, и принятую отраслевую практику в силу отсутствия конкретных положений МСФО по данному вопросу. Многие компании предоставляют дополнительную информацию в финансовой отчетности в силу специфики нефтегазовой отрасли, а также отчетливого стремления инвесторов и других пользователей финансовой отчетности получить информацию о запасах. Обычно данная информация прилагается к финансовой отчетности компании и не учитывается независимым аудитором при выпуске аудиторского заключения.

Пользователям финансовой отчетности необходима информация о количественных показателях нефтегазовых запасов и об их изменениях для того, чтобы иметь представление о хозяйственной деятельности и финансовом положении нефтегазовых компаний и возможность для сравнения данных показателей.

Компании должны стремиться к представлению количественной информации по запасам и их изменениям на основании агрегированных данных. Если конкретные запасы подвержены определенным рискам, данные риски необходимо выявить и сообщить о них руководству. Раскрываемая в приложениях к финансовой отчетности информация о запасах должна соответствовать данным по запасам, используемым для целей составления финансовой отчетности. Например, доказанные и вероятные запасы или доказанные разработанные и неразработанные запасы могут использоваться для расчета износа, истощения и амортизации запасов.

Необходимо четко описать категории используемых запасов и их определения. В течение долгого времени обсуждаются вопросы отражения в отчетности "стоимости" запасов, а также вопросы о единых методах оценки данной стоимости, но национальные органы стандартизации, ответственные за принятие стандартов, разрешающие или требующие раскрытия стоимости запасов, так и не пришли к единому мнению. На данный момент не существует метода, позволяющего оценивать раскрываемую информацию. Однако существуют общепризнанные определения запасов для технических целей, учитывающие экономические факторы. Такие определения могут быть использованы в качестве ориентиров для раскрытия информации о будущих потоках денежных средств, связанных с запасами, для оценки инвесторами и другими пользователями финансовой отчетности.

Стандарт МСФО (IAS) 1 требует раскрытия ключевых допущений в отношении будущих показателей и других основных источников для оценки неопределенности на отчетную дату. Так как запасы и ресурсы оказывают существенное влияние на финансовую отчетность компаний, они обычно раскрывают информацию по оценке ресурсов и запасов углеводородов, например:

- оценка углеводородных ресурсов и запасов:

- используемая методология и основные допущения;

- чувствительность балансовой стоимости активов и обязательств к используемым оценкам углеводородных ресурсов и запасов;

- диапазон возможного влияния на балансовую стоимость активов и обязательств в течение следующего финансового года;

- пояснение изменений предыдущих оценок углеводородных ресурсов и запасов, включая изменения соответствующих ключевых допущений.

Прочая информация, например о возможных будущих затратах на приобретение, разработку и добычу запасов, может быть полезной для пользователей финансовой отчетности при проведении ими оценки результатов деятельности компании. Дополнительное раскрытие данной информации в приложениях к финансовой отчетности по МСФО очень полезно. При этом ее необходимо предоставлять последовательно от периода к периоду и раскрывать данные, на которых она основана, исходя из общепризнанных рекомендаций или практики, например из определений ОИН.

Компании, предоставляющие дополнительную информацию в отношении запасов согласно ОПБУ своей страны, возможно будут и далее предоставлять данную информацию до тех пор, пока Правление КМСФО не опубликует стандарт, устанавливающий комплексные требования к раскрытию дополнительной информации в соответствии с МСФО.

1.2.6. Обязательства по выводу активов из эксплуатации

Нефтегазовая промышленность может оказывать существенное воздействие на окружающую среду. Вывод активов из эксплуатации или работало восстановлению окружающей среды по истечении срока полезного использования завода или какого-либо другого сооружения может являться требованием законодательства, лицензий на добычу принятой в компании политики или практики прошлых периодов. Обещая устранить ущерб, даже при отсутствии юридического обязательства по возмещению ущерба, компания может создать добровольное обязательство, а следовательно, и обязательство в соответствии с МСФО. В течение эксплуатационного периода НПЗ или каких-либо других сооружений могут также возникать обязательства по очищению окружающей среды в связи с загрязнением участка земли. Расходы, связанные с рекультивацией/восстановлением земель, могут быть значительными. Следовательно, существенное значение имеет методика учета затрат по выводу активов из эксплуатации.

Резервы по выводу активов из эксплуатации

Резерв признается в том случае, если существует обязательство по очистке от загрязнения окружающей среды. При определении наличия и размера обязательства необходимо учитывать требования местного законодательства. Обязательства по выводу активов из эксплуатации возникают в момент введения актива в эксплуатацию. Например, необходимо демонтировать морскую буровую платформу по истечении срока ее полезного использования. Обязательство по демонтажу возникает с момента сооружения данной платформы. В данной ситуации не имеет значения, добывает ли платформа 10 000 баррелей или 1 000 000 баррелей нефти - обязательство при этом не меняется. Компании отражают резервы по выводу активов из эксплуатации из расчета дисконтированной стоимости ожидаемых в будущем потоков денежных средств, необходимых для вывода активов из эксплуатации.

Сумма резерва признается в составе стоимости актива в момент введения его в эксплуатацию и амортизируется в течение срока его полезного использования. Амортизация общей стоимости объекта основных средств, включая стоимость вывода актива из эксплуатации, осуществляется по методу, наиболее точно отражающему потребление экономических выгод от использования актива. Резервы по выводу активов из эксплуатации и восстановлению участка признаются даже в случае, если вывод актива из эксплуатации не ожидается в течение долгого времени, например в течение 80-100 лет. Данное положение может вызвать определенные сложности у компаний по транспортировке, переработке и сбыту продукции, например, у НПЗ в случае, когда вывод активов из эксплуатации не ожидается в краткосрочной и среднесрочной перспективе.

Дисконтирование резерва отражает временной эффект на величину затрат по ожидаемому выводу актива из эксплуатации. При этом используется ставка дисконтирования, равная ставке, применяемой к потокам денежных средств до налогообложения, отражающая текущие рыночные оценки временной стоимости денег. Компаниям также необходимо отражать конкретные риски, связанные с обязательством по выводу актива из эксплуатации.

На обязательства по выводу актива из эксплуатации оказывают влияние присущие деятельности данной компании риски, например, разного рода неопределенности в отношении методов вывода активов из эксплуатации, соответствующих расходов и сроков. Риски, связанные с обязательством, могут быть учтены как в величине прогнозируемых потоков денежных средств до налогообложения, так и в величине используемой ставки дисконтирования.

Пересмотр резервов по выводу активов из эксплуатации

Резервы по выводу активов из эксплуатации пересматриваются на каждую отчетную дату с учетом изменений оценок сроков и величины будущих потоков денежных средств, а также изменений ставки дисконтирования. Изменения резервов, относящиеся к выбытию актива, добавляются или вычитаются из балансовой стоимости соответствующего актива в текущем периоде. Однако в отношении поправок стоимости актива имеются ограничения. Стоимость актива не может быть снижена до отрицательной величины и не может превышать его возмещаемую стоимость:

- если снижение суммы резерва превышает балансовую стоимость актива, сумма данного превышения сразу же признается на счете прибылей и убытков;

- проводится оценка поправок, в результате которых увеличивается стоимость актива, чтобы определить, является ли новая балансовая стоимость актива полностью возмещаемой. Необходимо провести тестирование на обесценение при наличии признаков, что стоимость актива может быть возмещена не в полном объеме.

Увеличение дисконта на обязательство по выводу активов из эксплуатации признается в составе финансовых расходов в отчете о прибылях и убытках.

1.2.7. Финансовые инструменты и встроенные производные финансовые
инструменты

Учет финансовых инструментов может оказывать существенное влияние на финансовую отчетность нефтегазовых компаний. Многие компании используют ряд производных финансовых инструментов для управления риском изменения процентной ставки, товарным и валютным рисками, которым они подвержены в ходе своей хозяйственной деятельности. Другие менее очевидные источники вопросов, связанных с финансовыми инструментами, возникают в отношении области применения МСФО (IAS) 39 и правил учета встроенных производных финансовых инструментов. Многие компании, занимающиеся исключительно добычей, переработкой и реализацией сырьевых товаров, могут выступать сторонами по коммерческим договорам, которые либо полностью подпадают под действие МСФО (IAS) 39, либо содержат встроенные производные финансовые инструменты, стоимость которых зависит от цены или валюты базисного актива.

Область применения МСФО (IAS) 39

Договоры на покупку или продажу нефинансовых активов, таких как сырьевые товары, расчеты по которым могут производиться наличными или при помощи других финансовых инструментов, а также посредством обмена финансовых инструментов, относятся к сфере применения МСФО (IAS) 39. Данные договоры относятся к производным финансовым инструментам и подлежат корректировке исходя из их рыночной стоимости с отражением разницы в отчете о прибылях и убытках. Договоры на потребление для "собственных нужд" компании не входят в область применения МСФО (IAS) 39, но могут включать встроенные производные финансовые инструменты, подлежащие отдельному учету. Договором на потребление для "собственных нужд" компании является договор, который заключен и выполняется для целей получения или поставки нефинансового актива в соответствии с условиями ожидаемой предприятием покупки, продажи или использования актива.

Другими словами, по данному договору осуществляется физическая передача сырьевого товара. Используемое в МСФО (IAS) 39 понятие "расчет путем зачета встречных требований" трактуется довольно широко. Договор на покупку или продажу нефинансового актива может быть выполнен на условиях расчета путем зачета встречных требований любым из следующих способов:

а) когда условия договора позволяют каждой из сторон произвести расчет путем зачета встречных требований денежными средствами или другим финансовым инструментом;

б) когда у компании существует практика расчетов по аналогичным договорам путем зачета встречных требований:

- данным контрагентом;

- путем заключения договоров о взаимозачете;

- путем продажи договора до его исполнения или истечения срока действия;

в) когда у компании существует практика приемки/поставки базового актива по аналогичным договорам и продажи его в течение короткого периода после поставки в целях получения прибыли от краткосрочных колебаний цены или дилерской маржи;

г) когда сырьевой товар, являющийся предметом договора, можно легко конвертировать в денежные средства.

Применение понятия "потребление для собственных нужд компании" Термин "потребление для собственных нужд" применяется к договорам, которые заключены и выполняются в целях получения или поставки нефинансового актива. Практика расчетов по аналогичным договорам путем зачета встречных требований не позволяет рассматривать всю категорию таких договоров в качестве договоров на "потребление для собственных нужд компании" (т.е. все аналогичные договоры в таком случае должны быть отнесены к производным финансовым инструментам и признаны в учете по справедливой стоимости).

Договоры, попадающие в категорию (б) или (в), не могут считаться договорами на потребление для собственных нужд компании. Эти договоры необходимо учитывать как производные финансовые инструменты по справедливой стоимости. Договоры, которые удовлетворяют критериям, представленным в пунктах (а) или (б), рассматривают на предмет возможности их отнесения к договорам на потребление для собственных нужд компании.

Многие договоры, предметом которых являются сырьевые товары (нефть и газ), соответствуют критерию пункта (г) при наличии активного рынка этого сырьевого товара. Активный рынок существует тогда, когда товары имеются в свободном доступе по ценам, которые устанавливаются на постоянной основе в результате регулярно совершаемых сделок между независимыми сторонами, желающими осуществить данные сделки. Следовательно, договоры на куплю-продажу сырьевых товаров там, где имеется активный рынок, необходимо учитывать по справедливой стоимости за исключением случаев, когда можно доказать, что данный договор является договором на потребление для собственных нужд. Политика, процедуры и система внутреннего контроля предприятия являются, таким образом, важными при определении правильного порядка учета договоров, предметом которых являются сырьевые товары.

Договоры нельзя учитывать как договоры на потребление для собственных нужд по собственному усмотрению. Договор, который соответствует критериям отнесения его к категории договоров на потребление для собственных нужд, нельзя оценивать по справедливой стоимости по своему выбору, за исключением случаев, когда он подпадает под действие МСФО (IAS) 39 по другим критериям. Если в договоре на потребление для собственных нужд содержится один или более производных финансовых инструментов, компания может рассматривать весь "гибридный" договор как финансовый актив или финансовое обязательство, учитываемые по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков за исключением случаев, когда:

а) встроенный производный инструмент не оказывает существенного влияния на потоки де нежных средств по данному договору;

б) в результате простого анализа или без него стало очевидно, что выделение встроенного производного инструмента запрещено.

Тем не менее, Правление КМСФО предложило ограничить возможности компаний относить "гибридный" инструмент полностью к категории финансового актива или обязательства, учитываемых по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков. Данное предложение, которое будет сделано в рамках проекта Правления КМСФО "Ежегодная программа доработки стандартов" на 2008 г., наложит ограничение, и к этой категории можно будет относить только основные договоры, которые являются финансовыми инструментами, подпадающими под действие МСФО (IAS) 39. Оценка долгосрочных договоров, не относящихся к категории договоров на потребление для собственных нужд компании Долгосрочные договоры, предметом которых являются сырьевые товары, встречаются нередко, особенно договоры на закупку и продажу природного газа. Некоторые из этих договоров могут подпадать под действие МСФО (IAS) 39, если в них предусмотрены условия расчета путем зачета встречных требований и к ним не применяется порядок учета договоров на потребление для собственных нужд компании.

Оценка этих договоров в соответствии с инструкциями МСФО (IAS) 39 осуществляется по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков. Возможны случаи отсутствия информации о рыночных ценах на весь срок договора. Например, есть информация о ценах на ближайшие три года и о ценах на конкретные даты в последующий период. Эта ситуация описывается как наличие периодов неликвидности в договоре. Оценка этих договоров производится с использованием методик оценки в условиях отсутствия активного рынка в течение всего срока договора.

Процедура оценки довольно сложна и направлена на установление цены сделки, которая имела бы место на дату оценки при совершении операции обмена между независимыми сторонами на обычных условиях ведения бизнеса. Поэтому оценка:

а) включает все факторы, которые принимали бы во внимание участники рынка при определении цены, при этом максимально учитываются исходные рыночные данные и в минимальной степени - информация, касающаяся только конкретной компании;

б) соответствует принятым в экономике методологиям оценки финансовых инструментов;

в) тестируется на достоверность с использованием цен любых происходящих в настоящий период на рынке операций с аналогичным финансовым инструментом либо цен, рассчитанных на основании имеющихся рыночных данных.

Допущения, использованные для оценки долгосрочных договоров, корректируют с учетом последней информации на каждую отчетную дату в целях отражения изменений рыночных цен, наличия новых рыночных данных и изменений в оценках руководством цен в какие-либо остающиеся периоды по договору, не относящиеся к периодам ликвидности. Чтобы обеспечить понимание пользователями финансовой отчетности компании, важно четко раскрывать политику и применяемый подход, включая существенные допущения.

Прибыль на дату совершения операции

Договоры на поставку товара, подпадающие под действие МСФО (IAS) 39 и не относящиеся к категории договоров на потребление для собственных нужд компании, могут создавать прибыль на дату совершения операции, которая представляет собой разницу между справедливой стоимостью договора на момент его подписания, рассчитанную с применением модели оценки, и уплаченной ценой при заключении договора. Согласно МСФО (IAS) 39 договоры первоначально признаются по справедливой стоимости. Прибыль или убытки такого характера признаются только в том случае, если справедливая стоимость договора подтверждена другими операциями с тем же финансовым инструментом на рынке; рассчитана с применением методик оценки, использующих в качестве переменных только рыночные данные.

Таким образом, прибыль должна быть подтверждена объективной рыночной информацией. Принимаемые во внимание рыночные операции должны быть произведены с тем же финансовым инструментом (т.е. без изменения или перекомпоновки инструмента и на том же рынке, что и рассматриваемый договор). Необходимо установить цены по операциям с тем же товаром с другими контрагентами в течение того же периода и в той же точке поставки.

Любая прибыль или убыток на дату совершения операции, не отраженные при первоначальном признании, учитываются в дальнейшем только в том размере, в котором они возникают благодаря изменению фактора (включая временной), который учитывали бы участники рынка при определении цены. Договоры на поставку товара содержат элемент, учитывающий объем поставки товара, и скорее всего энергетические компании будут признавать отложенную прибыль/убыток и систематически будут относить эту сумму на прибыль или убыток по мере поставки объемов и по мере поступления информации о ценах на рынке на остающийся период поставки. Правила признания прибыли/убытков на дату совершения операции могут быть изменены в ходе проекта Правления КМСФО по оценке справедливой стоимости.

Гибкость при определении объема заказа (наличие опций)

Многие долгосрочные договоры на поставку сырьевых товаров обычно предоставляют контрагентам гибкие условия в отношении объема товара, поставляемого в соответствии с договором. Поставщик, предоставляющий покупателю возможность выбора в отношении объемов закупаемой продукции, может выписать опцион. Как правило, это не позволяет поставщику воспользоваться исключением, под действие которого подпадают договоры на потребление для собственных нужд. Компания не может стать стороной по выписанному опциону для получения или поставки нефинансового актива в соответствии с условиями ожидаемой компанией покупки, продажи или использования актива. Договор, содержащий выписанный опцион, необходимо учитывать в соответствии с МСФО (IAS) 39, если расчеты по нему могут быть полностью произведены денежными средствами, например, если предметом договора является актив, который может быть свободно конвертирован в денежные средства.

Договоры могут содержать гибкие условия в отношении объемов товара, но не предусматривать выписанный опцион, если покупатель не уплатил дополнительную премию за наличие опций. Одной из отличительных черт выписанного опциона является премия, которую получает поставщик в качестве компенсации риска за то, что покупатель может не выбрать указанные в договоре опциональные объемы товара. Премия может быть включена в явной форме в договор или заложена в цене. Для того чтобы определить метод бухгалтерского учета, необходимо определить, получена ли нетто премия на момент подписания договора или в течение срока его действия. Если премия не выявлена, может потребоваться изучение других положений договора для того, чтобы определить, содержит ли данный договор выписанный опцион, в частности, способен ли покупатель обеспечить экономическую выгоду в связи с наличием опциона.

Встроенные производные финансовые инструменты

В долгосрочных договорах на покупку-продажу сырьевого товара часто содержится условие определения цены (т.е. индексация), в основе которого лежит цена другого товара, а не товара, являющегося предметом соответствующего договора. В таких договорах содержатся встроенные производные финансовые инструменты, которые, возможно, потребуется выделить из договора и учитывать отдельно как производный инструмент согласно МСФО (IAS) 39. Примерами могут служить цены на топливо в увязке с ценой на электроэнергию либо другие продукты, а также формула расчета цены, в которую включен элемент, учитывающий инфляцию.

Встроенный производный финансовый инструмент - это производный инструмент, который в сочетании с основным контрактом, не являющимся производным инструментом, образует гибридный финансовый инструмент. Он приводит к изменению некоторых или всех предусмотренных основным договором потоков денежных средств в соответствии с указанной ставкой процента. Встроенный производный финансовый инструмент может возникнуть в рамках рыночной практики и общепринятых договорных отношений.

Встроенный производный финансовый инструмент следует выделять из основного договора и учитывать как производный инструмент при условии, что:

- экономические характеристики и риски встроенного производного инструмента не находятся в тесной связи с экономическими характеристиками и рисками основного договора;

- отдельный инструмент с теми же самыми условиями, что и встроенный производный инструмент, соответствует определению производного инструмента;

- оценка гибридного (комбинированного) инструмента не проводится по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на прибыль или убыток (т.е. производный инструмент, встроенный в финансовый актив или финансовое обязательство и оцениваемый по справедливой стоимости с отнесением изменений на счет прибылей и убытков, не отделяется).

Встроенные производные финансовые инструменты, не находящиеся в тесной связи с основным договором, необходимо выделять из него и отражать по справедливой стоимости, при этом изменения справедливой стоимости необходимо отражать в отчете о прибылях и убытках. Не всегда представляется возможным произвести оценку встроенного производного инструмента. Следовательно, необходимо оценивать весь комбинированный договор по справедливой стоимости, а ее изменения относить на счет прибылей и убытков.

Можно отнести встроенный производный инструмент, подлежащий отделению от основного договора, к категории инструментов хеджирования. В этом случае применяются правила учета хеджирования.

Если в договоре содержится один или более встроенных производных финансовых инструментов, его можно отнести к категории договоров, учитываемых по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков, за исключением случаев, когда:

- встроенный производный инструмент не оказывает существенного влияния на потоки денежных средств по данному договору;

- в результате простого анализа или без него становится очевидным, что выделение встроенного производного инструмента (инструментов) запрещено.

Как оценить, являются ли встроенные производные финансовые инструменты "тесно связанными" с основным договором Необходимо производить оценку встроенных производных финансовых инструментов, чтобы определить, являются ли они "тесно связанными" на дату заключения соответствующего договора. Формула расчета цены, которая увязана с какой-либо иной переменной, кроме поставляемого по договору товара, может внести в договор новый риск.

Некоторые широко распространенные встроенные производные финансовые инструменты, которые обычно не выдерживают тест на отнесение их к категории "тесно связанных" с основным договором, представляют собой индексацию суммы с учетом публикуемых рыночных котировок по несвязанным активам и выражение ее в иностранной валюте, не являющейся функциональной валютой ни одной из сторон по договору или валютой, в которой обычно выражаются такие договоры при осуществлении операций в любой части мира.

Чтобы определить, является ли встроенный производный инструмент тесно связанным с основным договором или нет, проводится его количественная и качественная оценка. Кроме того, необходимо понять экономические характеристики и риски обоих инструментов.

Если по какому-либо конкретному сырьевому товару отсутствуют котировки активного рынка, руководство должно рассмотреть, как обычно происходит ценообразование по другим договорам с тем же товаром. Широко распространен метод, когда разрабатывается формула ценообразования через показатель, представляющий другой показатель. Если может быть продемонстрировано, что цена по договору на товар определена с использованием определенной отраслевой нормы и цены по договорам обычно определяются на данном рынке исходя из этой нормы, механизм ценообразования не изменяет потоков денежных средств по договору и не рассматривается как встроенный производный инструмент.

Момент проведения оценки встроенных производных инструментов. Необходимо оценивать все договоры на предмет наличия в них встроенных производных инструментов на дату заключения договора предприятием. Последующая переоценка встроенных производных инструментов запрещается, за исключением случаев, когда имеет место значительное изменение условий договора: в этом случае требуется переоценка. Считается, что произошло значительное изменение условий договора, если ожидаемые будущие потоки денежных средств, связанные со встроенным производным инструментом, основным договором или гибридным договором, изменились значительно по сравнению с ожидаемыми ранее потоками денежных средств по договору.

Когда предприятие впервые признает встроенный производный инструмент, оно проводит оценку необходимости выделения его из основного договора и учета в качестве производного инструмента исходя из условий, существующих на дату заключения договора или дату, на которую требуется провести переоценку, в зависимости от того, какая дата была позже.

Те же принципы применяются к предприятию, которое заключает договор, содержащий встроенный производный инструмент. Дата покупки считается датой, на которую предприятие впервые становится стороной по договору.

1.2.8 Вопросы признания выручки

Признание выручки, особенно на этапе разведки и добычи, может представлять собой некоторые существенные сложности. Так как добыча обычно осуществляется совместными предприятиями или в рамках договоров концессии, компании должны проводить анализ фактов и обстоятельств, чтобы определить, когда и в каком объеме необходимо признавать выручку. Возможно, сырую нефть и газ необходимо транспортировать на дальние расстояния и данные продукты должны быть определенного типа, соответствующего требованиям НПЗ. Компании могут обмениваться продукцией, чтобы подстроиться под требования логистики, графики поставок и прочие условия.

В данном разделе рассматриваются эти общие вопросы. Признание выручки в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) рассматривается в подразделе 1.3.1.

Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы

Многие совместные предприятия (СП) распределяют фактический объем производства (например, сырую нефть) между партнерами данных предприятий. Далее каждый партнер самостоятельно отвечает либо за использование, либо за продажу полученной им нефти.

Добыча (подъем из скважины) нефти, как правило, бывает гораздо эффективнее, если каждый партнер осуществляет полную загрузку танкера за один раз. График добычи нефти определяет для каждого партнера порядок и частоту подъема нефти из скважины. На дату бухгалтерского баланса объем нефти, добытой каждым партнером, может не соответствовать его доле участия в данном месторождении. Одни партнеры могут добыть больше нефти, чем предполагает их доля (полученные сверх положенного объемы), а другие - меньше доли их участия (недополученные объемы).

Недополученные и полученные сверх положенного объемы по сути представляют собой продажу нефти в момент ее добычи стороне, недополучившей объемы нефти, стороной, которая превысила положенные ей объемы добычи. Считается, что такой подход соответствует критериям признания выручки, представленным в п. 14 МСФО (IAS) 18 "Выручка". Полученные сверх положенного объемы, таким образом, учитываются как покупка нефти стороной, превысившей положенные объемы, у стороны, добывшей недостаточный объем нефти.

Продажу нефти компанией, недополучившей объемы, компании, добывшей объемы сверх положенного, следует признавать по рыночной цене нефти на дату добычи. Подобным образом компания, получившая объем сверх нормы, отражает данную покупку по этой же цене.

В бухгалтерском балансе величина недополученного объема отражается партнером как актив, а величина объема, полученного сверх нормы, - как обязательство. Недополученный актив представляет собой право на получение дополнительного объема нефти из объема добычи в будущем, при этом отсутствует обязательство по финансированию добычи дополнительного объема нефти.

Обязательство, возникшее в связи с добычей объемов сверх нормы, представляет собой обязательство поставить нефть за счет доли компании в будущих объемах добычи.

Первоначальная оценка обязательства, возникшего в связи с добычей объемов сверх нормы, и актива, возникшего в связи с недополученными объемами, производится по рыночной цене нефти на дату добычи, в соответствии с ценой продажи и покупки. Проведение последующей оценки зависит от условий соглашения о создании совместного предприятия. Данное соглашение, предполагающее возможность расчетов денежными средствами путем зачета встречных требований по суммам объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов, относится к сфере применения МСФО (IAS) 39, если не применяется исключение, касающееся договоров на потребление для собственных нужд предприятия.

Переоценка сумм объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов, относящихся к сфере применения МСФО (IAS) 39, должна производиться по текущей рыночной цене нефти на отчетную дату. Изменения, возникшие в результате переоценки, должны быть отражены в отчете о прибылях и убытках в составе прочих доходов / расходов, а не в составе выручки или себестоимости реализованной продукции.

Оценка сумм объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов, не попадающая под сферу применения МСФО (IAS) 39, должна производиться по наименьшей из двух величин: балансовой стоимости и текущей рыночной стоимости. Любая переоценка должна учитываться в составе прочих доходов / расходов, а не в составе выручки или себестоимости реализованной продукции.

Обмен продукцией

Для достижения намеченных результатов хозяйственной деятельности энергетические компании обмениваются между собой сырой нефтью или переработанными нефтепродуктами. Как правило, это делается для того, чтобы сократить расходы на транспортировку в результате обмена определенного объема товара А, добытого в точке X, на определенный объем товара А, полученного в точке Y. В связи с этим возникает ряд расхождений: иногда существуют расхождения в качестве продукта, иногда обмениваются разными видами продуктов. При необходимости осуществляются платежи для погашения расхождений в связи с разной стоимостью обмениваемых продуктов.

Оценивая характер сделки по обмену продукцией, можно определить, осуществляется ли обмен однородными или неоднородными продуктами. При обмене однородными продуктами выручка или доходы не признаются, тогда как при обмене разнородными товарами учитывается валовая прибыль, что приводит к необходимости признания выручки и доходов / расходов.

Обмен сырой нефтью, даже при условии различного качества обмениваемой продукции, как правило, рассматривается как обмен однородными товарами и учитывается по балансовой стоимости.

Любой платеж для погашения расхождений, произведенный или полученный в целях учета незначительного различия по качеству или месторасположению, требует корректировки балансовой стоимости запаса. Однако могут возникнуть чрезвычайные обстоятельства, когда обмен фактически предполагает наличие существенных различий между обмениваемой сырой нефтью. В таких обстоятельствах необходимо учитывать данную операцию как продажу одного продукта и покупку другого по справедливой стоимости. Если в сделке задействована значительная сумма денежных средств - это показатель того, что операция может представлять собой продажу и покупку разнородных товаров.

1.2.9. Роялти и налоги на прибыль

Налоги в нефтяной отрасли в основном делятся на две категории: налоги, которые рассчитываются на основе полученных доходов (налог на прибыль), и налоги, которые рассчитываются исходя из объемов добычи или реализации товаров (роялти или акцизы). Данное разделение имеет большое значение: роялти и акцизы не формируют части выручки, тогда как при учете налогов на прибыль обычно требуется учет отложенного налогообложения, но при этом они формируют часть выручки.

Нефтяные налоги - роялти и акцизы

Нефтяные налоги, которые рассчитываются с применением налоговой ставки для определения выручки или объема добычи, не попадают в сферу применения МСФО (IAS) 12 "Налоги на прибыль" и не являются налогами на прибыль. Данные налоги не формируют части выручки или отложенных налоговых обязательств. Налоги, рассчитываемые от выручки или объемов добычи, признаются на момент добычи или возникновения выручки. Данные налоги чаще всего указываются как роялти или акцизы. Они определяются в соответствии с местным налоговым законодательством, а обязательство учитывается в составе подлежащих уплате сумм, которые еще не были уплачены государству.

Налоги в виде роялти и акцизов по сути представляют собой долю государства в разрабатываемых природных ресурсах и долю в добыче, получаемую на безвозмездной основе. Уплата данных налогов может производиться в денежной или натуральной форме. В случае расчета денежными средствами компания продает нефть или газ и возвращает государству его долю в выручке. Сумма роялти в денежной или натуральной форме вычитается из валовой выручки и затрат.

Нефтяные налоги, рассчитываемые исходя из размера прибыли

Нефтяные налоги, которые рассчитываются с применением налоговой ставки для определения прибыли, попадают в сферу применения МСФО (IAS) 12. При расчете налога используется оценка прибыли в соответствии с налоговым законодательством и, следовательно, она будет отличаться от определения прибыли по МСФО. Прибыль в данном контексте представляет собой выручку за вычетом расходов в соответствии с местным налоговым законодательством и, таким образом, она может включать расходы, которые капитализируются для целей составления финансовой отчетности. Однако сюда не относится, например, распределение прибыльной нефти в рамках СРП. Примерами налогов, рассчитываемых исходя из размера прибыли, могут служить налог на выручку от продажи нефти (Великобритания), нефтяной налог в Норвегии и налог в форме природной ренты в Австралии.

Нефтяные налоги на прибыль часто представляют собой "добавочные" налоги, применяемые в дополнение к обычным налогам на прибыль компании. Данные налоги применяются только к прибыли, получаемой в конкретных геологических районах, а иногда на конкретных месторождениях в пределах крупных районов. Нефтяной налог иногда подлежит вычету при определении суммы налога на прибыль компании, а иногда нет, но данный фактор не меняет его сути как налога на прибыль. Расчет данного налога очень часто представляет сложность. Определенное количество баррелей или миллиардов кубических метров может не облагаться налогом, может подлежать ускоренной амортизации или на него могут распространяться налоговые льготы, связанные с инвестициями. Кроме того, часто налоговые обязательства рассчитываются по минимальной ставке. В соответствии с МСФО (IAS) 12 каждый фактор, осложняющий расчет налога, необходимо оценивать и учитывать отдельно.

Отложенный налог необходимо рассчитывать по всем налогам, относящимся к сфере применения МСФО (IAS) 12. Он рассчитывается отдельно по каждому налогу на основе определения временных разниц между балансовой стоимостью по МСФО и соответствующей налоговой базой по каждому налогу. Оценка нефтяных налогов на прибыль может производиться по конкретному месторождению или региону. По каждому району или месторождению, подлежащему отдельному налогообложению, для расчета отложенного налога требуется бухгалтерский баланс по МСФО или бухгалтерский баланс, составленный для целей налогового учета.

Налоговой ставкой, применяемой к временным разницам, является установленная законодательством ставка по каждому соответствующему налогу. Установленная налоговая ставка может быть скорректирована с учетом конкретных льгот и налоговых послаблений (например, не подлежащих налогообложению баррелей) в отдельных случаях, когда налог рассчитывается по конкретному месторождению и отсутствует возможность передачи прибыли или убытков между месторождениями.

Налогообложение в рамках соглашений о разделе продукции

Соглашения о разделе продукции подробно рассматриваются в подразд. 1.3.1. Однако возникает исключительно важный вопрос в отношении налогообложения СРП: какие суммы, уплачиваемые государству, следует считать налогом на прибыль (которые, следовательно, формируют часть выручки), а какие суммы являются роялти и не включаются в сумму выручки. Некоторые СРП содержат требования к национальным нефтяным компаниям или иным государственным органам по уплате налога на прибыль от лица оператора по СРП. При каких условиях налог, уплачиваемый от лица оператора, формирует часть выручки и расход по налогу на прибыль?

В каждой стране свой порядок признания выручки и схемы налогообложения, кроме того, они могут различаться в рамках одной страны, и каждое крупное соглашение о разделе продукции обычно является уникальным по своему характеру. Однако существуют общие черты, позволяющие проводить оценку: налог на прибыль, роялти и доля государства в объеме добычи. В рамках такой оценки необходимо рассмотреть среди прочих следующие вопросы:

- существует ли четко установленный налоговый режим в отношении налога на прибыль?

- рассчитывается ли данный налог исходя из размера прибыли?

- требуются ли согласно СРП уплата налога на прибыль, подача налоговой декларации, и устанавливает ли СРП юридическое обязательство по налогу на прибыль до момента погашения данного обязательства путем уплаты налога компанией или третьей стороной?

Налоги, уплачиваемые в денежной или натуральной форме

Как правило, налоги уплачиваются в денежной форме в соответствующие налоговые органы. Тем не менее некоторые государственные структуры разрешают уплату налогов на прибыль, роялти, акцизов и иных сумм, подлежащих уплате согласно условиям лицензий, соглашений о разделе продукции и т.д., не денежными средствами, а в форме поставок нефти.

Учет налоговых отчислений и расчетов в виде нефтепродуктов должен отражать экономическую сущность соглашения. Порядок учета налога на прибыль (см. определение, представленное ранее) определяется достаточно просто, налог рассчитывается в денежном выражении. Объем нефти, используемый для расчетов по обязательствам, определяется на основе рыночной цены на нефть. Компания фактически "продала" нефть и направила выручку на погашение налогового обязательства. Данные суммы соответствующим образом должны быть включены в состав валовой выручки и расходов по налогам.

Соглашения, по которым обязательство рассчитывается на основе объема добытой нефти без учета рыночных цен, могут усложнить выбор соответствующего порядка учета. Данные соглашения, как правило, предусматривают роялти и налоги, рассчитываемые исходя из объемов добычи.

Учет должен отражать сущность соглашения с государством. Одни соглашения предусматривают роялти, другие - традиционный налог на прибыль, третьи - распределение прибыли, а некоторые - сочетают в себе перечисленные и другие характеристики. Для того чтобы определить сущность и, следовательно, соответствующий порядок учета, необходимо проанализировать соглашение или законодательство, в соответствии с которым производится поставка нефти государству. Необходимо также проанализировать различные соглашения с одной и той же государственной структурой, так как сущность соглашения и порядок учета по каждому соглашению могут различаться.

Налог, уплачиваемый "от имени другого лица"

Существуют различные формы соглашений по уплате налогов от имени другого лица, но, как правило, они возникают в случаях, когда государственная компания платит государству налог на прибыль, подлежащий к уплате иностранной компанией по геологоразведке и добыче нефти, от лица данной иностранной компании. Данная ситуация возникает, когда компания по геологоразведке и добыче нефти является оператором месторождений по соглашению о разделе продукции, а государственная компания, как правило, представляет собой национальную нефтяную компанию, которая является держателем государственной доли в СРП. Существенный вопрос учета соглашений по уплате налогов от имени другого лица заключается в следующем: похожи ли данные соглашения на "налоговые каникулы", или компания по геологоразведке и добыче нефти сохраняет за собой обязательство по уплате налога на прибыль?

Соглашения по уплате налогов от имени другого лица, представляющие собой "налоговые каникулы", т.е. такое освобождение от уплаты налогов, согласно которому у компании по геологоразведке и добыче нефти отсутствует юридическое налоговое обязательство, учитываются как освобождение от уплаты налогов. Компания по геологоразведке и добыче нефти не отражает налоговых расходов и не отражает выручки с учетом налогов, которые уплачивает от ее имени государственная компания.

Если за компанией по геологоразведке и добыче нефти сохраняется обязательство по уплате налога на прибыль, она должна использовать порядок учета, описанный в подразделе "Налоги, уплачиваемые в денежной или натуральной форме".

1.2.10. Система торговли квотами
на выброс загрязняющих веществ
в окружающую среду

После утверждения ЕС Киотского протокола общий объем выброса парниковых газов в странах-членах ЕС в 2008-2012 гг. должен сократиться до 92% по сравнению с уровнем 1990 г. В качестве одной из самых значительных мер для достижения этой смелой цели с 1 января 2005 г. Европейский союз ввел систему торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружающую среду (EU ETS). Согласно данной системе страны, входящие в ЕС, установили для компаний ТЭК ограничения на выброс углекислого газа. Данная система основана на принципах "ограничений" и "торговли", и каждая страна, входящая в ЕС, должна установить ограничение на выбросы по всем установкам, подпадающим под действие этой системы.

Считается, что система ограничений и торговли квотами ЕС будет служить моделью для других государств, стремящихся сократить уровень выбросов.

Существует также несколько углеродных рынков, которые не вошли в Киотский протокол. К данным рынкам относятся: "Система сокращения выбросов парниковых газов в Новом Южном Уэльсе", "Региональная инициатива по сокращению выбросов парниковых газов" и "Инициатива по климатическим изменениям в западных штатах" США, а также Чикагская климатическая биржа в Северной Америке.

Учет системы торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружающую среду

Согласно правам на осуществление выбросов, копаниям разрешен выброс загрязняющих веществ до определенного уровня. Права на осуществление выбросов предоставляются или продаются государством компании, осуществляющей выбросы, на определенный период.

Системы, согласно которым правами на выбросы можно торговать на рынке, позволяют компаниям:

- осуществлять меньшее количество выбросов по сравнению с предоставленными ей правами на выбросы и продавать излишки квот;

- осуществлять выбросы в пределе, установленном квотой;

- превышать установленный квотой предел выбросов и либо покупать дополнительные квоты, либо платить штрафы.

В декабре 2004 г. была выпущена интерпретация IFRIC 3 "Квоты на выбросы загрязняющих веществ в атмосферу", в которой содержится руководство по учету схем ограничений и торговли квотами. Данная интерпретация оказалась неоднозначной и была отклонена в июне 2005 г. в связи с обеспокоенностью, вызванной последствиями от требований бухгалтерского учета, соблюдение которых приводило к значительным колебаниям показателей отчета о прибылях и убытках. Отмена интерпретации IFRIC 3 означает отсутствие конкретных общеприменимых принципов бухгалтерского учета в отношении схем ограничений и торговли квотами.

Руководство, содержащееся в интерпретации IFPJC 3, остается в силе, но компании могут применять другие рекомендации при условии выполнения всех соответствующих стандартов МСФО. На практики возникло несколько подходов в рамках МСФО. Реализация данной схемы может привести к признанию активов (квот), расходов на выбросы, обязательств (обязательство по предложению квот) и, возможно, государственной субсидии.

Квоты являются нематериальными активами и учитываются по себестоимости, если они приобретены отдельно. Квоты, полученные бесплатно от государства, признаются либо по справедливой стоимости с учетом соответствующего отложенного дохода (обязательство), либо по себестоимости (отсутствие обязательства) в соответствии с МСФО (IAS) 20 "Учет правительственных субсидий и раскрытие информации о правительственной помощи".

Если остаточная стоимость хотя бы равна балансовой стоимости, амортизация на квоты, принятые к учету, не начисляется. Стоимость квот отражается в отчете о прибылях и убытках в соответствии со схемой осуществления выбросов.

На государственную субсидию (при выборе метода первоначального признания по справедливой стоимости согласно МСФО (IAS) 20) в течение всего периода, на который она выдана, начисляется амортизация на основе равномерных отчислений, которая отражается в отчете о прибылях и убытках. Вместо метода амортизации на основе равномерных отчислений может быть использован альтернативный метод, если он лучше отражает потребление экономических выгод от использования государственной субсидии.

В целях последующей переоценки квот на осуществление выбросов компания имеет право применять модель переоценки, представленной в МСФО (IAS) 38 "Нематериальные активы". Согласно модели переоценки балансовая стоимость квот должна пересчитываться по справедливой стоимости на каждую отчетную дату учитывая изменения в справедливой стоимости, отнесенные непосредственно на капитал, за исключением сумм обесценения, отраженных в отчете о прибылях и убытках. Данный принцип учета предлагается интерпретацией IFRIC 3 и редко используется на практике.

Резерв признается как обязательство по соблюдению квот или уплаты штрафа в пределах осуществленных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Квоты снижают сумму резерва при условии, если они используются в целях погашения обязательств посредством их исполнения перед правительством в конце года реализации системы квот. Однако балансовая стоимость квот не может снижать суммы остатка по обязательству до момента реализации квот.

1.3. Вопросы, касающиеся деятельности всей компании

1.3.1. Соглашения о разделе продукции и концессии

Многообразие форм СРП и концессий обусловлено разнообразием форм участия национальных, региональных и муниципальных правительств в добыче нефти.

Соглашение о разделе продукции представляет собой инструмент, позволяющий правительству использовать профессиональный опыт коммерческих нефтегазовых компаний в разработке углеводородных месторождений страны. Правительства (в частности, более бедных стран третьего мира) стараются обеспечить стабильную нормативную базу и налоговый режим, что дает коммерческим компаниям уверенность, необходимую для осуществления инвестиций в дорогостоящий и долговременный процесс разработки месторождений. Нефтегазовая компания выполняет работы по геологоразведке, предоставляет капитал, осваивает обнаруженные ресурсы, создает инфраструктуру и осуществляет добычу полезных ископаемых. Правительство сохраняет право собственности на углеводородные ресурсы (независимо от их фактически добытого количества), а часто - и юридическое право собственности на все основные средства, созданные для разработки минеральных ресурсов. Правительство получает долю в результатах в виде части продукции или в виде денежной суммы, рассчитанной по заранее согласованной ценовой формуле. Добывающая компания может иметь право только на возмещение установленных затрат плюс согласованную маржу прибыли. Компании может быть предоставлено право на добычу ресурсов в течение определенного периода времени.

Концессионное соглашение очень похоже на СРП, но в его рамках компания сохраняет право собственности на все свои активы и не делит продукцию с правительством. Правительство будет получать компенсацию исходя из количества полученной продукции и цен, такая компенсация часто называется платой за концессию, роялти или налогом.

Даже в рамках одной юрисдикции не существует стандартных СРП и концессий. Чем более крупным (согласно ожиданиям) будет новое месторождение, тем больше вероятность, что для него правительство разработает специальные законодательные акты или нормы. Каждое соглашение необходимо оценивать и отражать в учете в соответствии с сущностью достигнутых договоренностей. Также важен и ранее приобретенный компанией опыт взаимодействия с правительством, так как нередко правительства вносят изменения в СРП или концессионные соглашения в соответствии с изменениями рыночных условий или экологических факторов. В соглашении может быть предусмотрено право на его возобновление без каких-либо существенных дополнительных затрат. У правительства может сложиться определенная политика или практика в отношении возобновления соглашения. При оценке ожидаемого срока действия соглашения необходимо учитывать наличие такой практики или политики.

Активы, связанные с геологоразведкой и разработкой, и производственные активы в соглашениях по разделу продукции Правовая форма СРП или концессии не должна влиять на признание в учете активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, а также производственных активов. Затраты, отвечающие критериям, изложенным в МСФО (IFRS) 6, МСФО (IAS) 38 и МСФО (IAS) 16, должны отражаться в соответствии с обычными критериями, предусмотренными для компаний, несущих большую часть экономических рисков и имеющих доступ к вероятным будущим экономическим выгодам, связанным с данными активами. Срок действия СРП или концессии должен быть больше, чем ожидаемый срок полезного использования большинства созданных активов. Информация о вероятных запасах углеводородов и текущих ценах должна подтверждать, что инвестиции в геологоразведку, оценку, разработку и основные средства будут возмещены в течение срока действия концессии. Активы соответствующим образом отражаются на балансе компании после завершения этапа геологоразведки и оценки, если выполняются оба эти условия.

Соглашение о разделе продукции, срок действия которого меньше, чем ожидаемый срок полезного использования соответствующих производственных активов или которое является подрядом с оплатой фактических расходов плюс прибыль, может представлять собой договор, по условиям которого правительство возмещает компании расходы, связанные с деятельностью по геологоразведке, разработке и строительству основных средств. Компания должна проанализировать соглашение, чтобы определить, в какой степени риски компании связаны с разведкой, запасами и т.п., а в какой - с выполнением обязательств по договору. По тем соглашениям, в рамках которых компания в основном несет риски, связанные с выполнением обязательств по СРП, а не с деятельностью по разведке или с запасами, компания может капитализировать затраты на геологоразведку, оценку и разработку, но не может отразить их в составе основных средств. Вместо этого компания может отразить дебиторскую задолженность правительства в тех случаях, когда соглашением предусматривается, что добытая нефть остается в компании в объеме, достаточном для погашения понесенных затрат и получения маржи прибыли. Следовательно, порядок учета в этом случае осуществляется в соответствии с МСФО (IAS) 39, а не МСФО (IAS) 16.

В дальнейшем все признанные активы учитываются в соответствии с обычной политикой компании в отношении последующей оценки активов, их амортизации, тестирования на обесценение и прекращение признания. Активы должны быть полностью самортизированы или самортизированы пропорционально объему выработанной продукции по состоянию на дату перехода контроля обратно к правительству / дату окончания концессии. После того как СРП начнет действовать, для целей тестирования на обесценение оно практически всегда рассматривается как отдельная единица, генерирующая денежные средства.

Выручка и затраты по СРП и концессиям

В составе выручки компания должна отражать только ту долю нефти, которая ей принадлежит в соответствии с СРП. Нефть, добытая в рамках доли правительства, не является выручкой или затратами на добычу. Компания выступает как агент правительства по добыче и поставке нефти или продаже нефти и перечислению выручки. Согласно условиям многих СРП налог на прибыль оплачивается компанией не денежными средствами, а поставками нефти. "Налоговая нефть" отражается в составе выручки и как уменьшение текущего налогового обязательства, что отражает сущность соглашения, в соответствии с которым компания осуществляет поставку нефти в объеме, стоимость которого равна стоимости ее текущего налогового обязательства. Любой налог, начисляемый исходя из объема, отражается в учете как роялти или акциз в составе результатов деятельности.

Амортизационные расходы по активам должны начисляться таким образом, чтобы отражать использование экономических выгод от этих активов. Как правило, для этих целей подходит метод начисления амортизации пропорционально объему выработанной продукции.

1.3.2. Совместные предприятия

Совместные предприятия и другие подобные образования часто используются нефтегазовыми компаниями как инструмент распределения высоких отраслевых рисков и привлечения специалистов для осуществления конкретных проектов пропорционально доле участников в таких предприятиях. Законодательная база или определение совместного предприятия могут принимать различные формы. Образование совместного предприятия может быть осуществлено путем оформления договора о совместном предприятии, тот же результат может быть получен в результате соответствующей структуры управления, устанавливаемой уставом компании. Наличие совместного контроля - это то, что отличает совместное предприятие от других форм сотрудничества сторон. Совместным предприятием не является образование, в котором отсутствует совместный контроль.

Совместный контроль

Совместный контроль - это согласованное договором распределение контроля. Необходимо, чтобы установленная группа участников совместной деятельности единогласно согласовывала все ключевые финансовые и операционные решения. Другими словами, каждый из участников, осуществляющих совместный контроль, имеет право вето: при несогласии каждый из них может блокировать ключевые решения. Не все участники совместного предприятия должны осуществлять совместный контроль. Совместный контроль может осуществляться небольшим количеством ключевых участников, при этом остальные инвесторы отражают свою долю либо в составе инвестиций в ассоциированную компанию (если у них есть возможность оказывать существенное влияние), либо в составе финансовых активов, имеющихся в наличии для продажи, в соответствии с МСФО (IAS) 39.

Основным фактором при определении наличия совместного контроля является определение того, как решаются споры между участниками. При наличии совместного контроля для решения споров, как правило, требуется достижение согласия между участниками, независимый арбитраж или в крайнем случае - роспуск совместного предприятия.

Назначение одного из участников оператором совместного предприятия никаким образом не ограничивает совместного контроля. Полномочия оператора обычно ограничены принятием решений в отношении текущей деятельности: все ключевые стратегические финансовые и операционные решения принимаются участниками совместной деятельности коллективно.

Типы совместного предприятия

Совместные предприятия подразделяются на три класса: совместно контролируемая деятельность, совместно контролируемые активы и совместно контролируемые организации. Совместно контролируемые активы часто встречаются в секторе разведки и добычи, а совместно контролируемые организации - в секторе транспортировки, переработки и сбыта. Совместно контролируемые активы существуют, когда участники совместно владеют и контролируют активы, используемые в совместном предприятии. Совместно контролируемые организации возникают, когда участники совместно контролируют организацию, которой, в свою очередь, принадлежат активы и обязательства совместного предприятия. Совместно контролируемая организация, как правило (но необязательно), является юридическим лицом, таким как компания. Основным в определении наличия юридического лица является определение возможности выполнения совместным предприятием функций, характерных для юридического лица: заключение договоров от своего имени, наличие и выполнение обязательств, наличие банковского счета на имя компании.

Отражение в учете совместно контролируемой деятельности

Совместно контролируемая деятельность часто возникает там, где одна сторона контролирует права на углеводороды и имеет оборудование и сооружения для добычи, а другая сторона владеет транспортными средствами и / или обрабатывающими мощностями. Между сторонами совместной деятельности происходит распределение выручки и расходов, связанных с конечным продуктом совместной деятельности. Каждая сторона сохраняет право собственности и контроль за своими активами.

Участник должен отражать 100% контролируемых им активов и обязательств, а также свои расходы и свою долю доходов от продажи товаров и услуг совместной деятельности.

Участник совместно контролируемых активов отражает:

- свою долю в совместно контролируемом активе, классифицируемую в соответствии с характером актива;

- любые возникающие у участника обязательства;

- свою пропорциональную долю в обязательстве, возникшем в связи с совместно контролируемыми активами;

- свою долю в расходах по операциям этих активов;

- свою долю в любых доходах, получаемых в результате деятельности этих активов (например, в дополнительных платежах от использования этих активов третьими сторонами).

Совместно контролируемые активы скорее отражают распределение затрат и риска, чем распределение прибыли. Примером может служить доля совместной деятельности в месторождении, когда каждый участник получает свою долю добытой нефти.

Отражение в учете совместно контролируемых организаций

Совместно контролируемые организации могут отражаться в учете либо по методу консолидации на пропорциональной основе, либо по методу долевого участия. Выбор одного из этих двух методов отражается в учетной политике компании и последовательно применяется ко всем совместно контролируемым организациям, в которых участвует компания. Иногда одним из основных практических вопросов для участника становится обеспечение отражения результатов совместной деятельности по тем же принципам, что и результатов его собственной деятельности, т.е. использование одних и тех же стандартов ОПБУ (МСФО) и одинаковой учетной политики. Растущее применение МСФО способствует сокращению количества необходимых поправок, но не исключает их.

Однако компаниям необходимо знать, что Правление КМСФО предлагает аннулировать возможность применения метода пропорциональной консолидации в некоторых случаях. Более подробная информация представлена в разд. 2.

Вклады в совместные предприятия

Обычно участники вкладывают активы в совместную деятельность при ее создании. Вклад может осуществляться денежными средствами и неденежными активами. Вклад активов представляет собой часть активов, с которой расстается вкладывающая сторона в обмен на получение части активов, вносимых другими участниками. Соответственно вкладчик должен отражать прибыль / убыток, относящийся к вкладываемым активам, сумма которой (ого) определяется как разница между его долей в справедливой стоимости активов, вкладываемых другими участниками, и долей других участников в балансовой стоимости активов, вносимых этим вкладчиком.

Участник признает свою долю в активе, который вкладывают другие участники, по величине его доли в справедливой стоимости вкладываемого актива. Классификация указанной доли в бухгалтерском балансе зависит от характера актива для совместно контролируемых активов и в случае применения метода пропорциональной консолидации к совместно контролируемой организации. Метод долевого участия является эквивалентной базой оценки, при этом доля в активе формирует часть инвестиции, отражаемой по долевому методу.

Такие же принципы применяются, когда один из других участников вносит бизнес в качестве вклада в совместное предприятие, при этом в составе активов отражается гудвилл, определяемый так же, как и при объединении бизнеса.

Инвестиции, уровень контроля в которых меньше, чем при совместном контроле

Некоторые соглашения о взаимодействии похожи на совместные предприятия, но не соответствуют их критериям, так как для принятия ключевых стратегических решений в них не требуется единогласного согласия участников. Похожая ситуация возникает, когда для принятия решения требуется подавляющее большинство голосов, что может быть достигнуто в результате разнообразных объединений акционеров, но ни один из участников индивидуально не имеет права вето в отношении решения других участников. Порядок учета таких соглашений будет зависеть от того, как они структурированы, и прав, которыми наделен каждый участник.

Когда соглашение оформлено в виде компании, каждый инвестор будет отражать свои инвестиции либо по методу долевого участия в соответствии с МСФО (IAS) 28 "Инвестиции в ассоциированные компании" (при наличии существенного влияния), либо по справедливой стоимости в составе финансовых активов в соответствии с МСФО (IAS) 39. Когда у инвесторов есть неделимое долевое участие в материальных или нематериальных активах, они обычно имеют право использовать часть операционной мощности такого актива. В качестве примера можно привести ситуацию, когда несколько инвесторов осуществили инвестиции в нефтепровод и один инвестор, которому принадлежит, допустим, 20%-ная доля, имеет право на использование 20% мощности трубопровода. Согласно отраслевой практике инвестор должен отразить свою неделимую долю по себестоимости за вычетом накопленной амортизации и любого возможного обесценения.

Наличие неделимой доли в активе обычно связано с необходимостью нести пропорциональную долю операционных и эксплуатационных затрат, связанных с данным активом. Указанные затраты должны признаваться как расходы в отчете о прибылях и убытках по мере возникновения и классифицироваться так же, как и эквивалентные затраты, связанные с активами, которые полностью принадлежат компании.

Бухгалтерский учет в рамках совместного предприятия

В предыдущем подразделе описывался порядок учета, применяемый инвестором совместного предприятия. Обычно совместное предприятие готовит свою собственную финансовую отчетность для партнеров совместного предприятия, для соблюдения налогового законодательства или по каким-либо другим причинам. Все чаще такая финансовая отчетность готовится в соответствии с МСФО. Совместные предприятия обычно создаются участниками, которые вкладывают в него активы или бизнес в обмен на долю участия в совместном предприятии. Получение совместным предприятием активов в обмен на предоставление участникам акций совместного предприятия представляет собой операцию, на которую распространяется действие МСФО (IFRS) 2 "Выплаты на основе акций". Следовательно, такие акции отражаются по справедливой стоимости. Однако документы по МСФО не содержат описания порядка учета бизнеса, вносимого участниками совместной деятельности. Разработаны две методологии. Согласно первой методологии активы и обязательства бизнеса, включая гудвилл, признаются по справедливой стоимости подобно порядку учета внесенных активов или объединения бизнеса. Вторая методология предусматривает признание активов и обязательств бизнеса по той же балансовой стоимости, какая используется в финансовой отчетности по МСФО участника, осуществляющего вклад. Принятая методология раскрывается в отчетности и применяется последовательно.

1.4.2. Объединение бизнеса

Приобретение активов и бизнеса достаточно распространено в нефтегазовой отрасли. Компании стараются сохранить доступ к запасам и замещать истощающиеся запасы. Это может быть достигнуто путем объединения бизнеса и приобретения групп активов. В МСФО (IFRS) 3 "Объединение бизнеса" содержится руководство по учету сделок обоих типов, при этом методы учета могут существенно различаться.

Объединение бизнеса учитывается по методу покупки. Метод покупки может быть кратко представлен следующим образом:

- определение приобретателя;

- оценка стоимости объединения;

- отражение приобретенных активов и обязательств по справедливой стоимости.

Определение бизнеса

Бизнес представляет собой объединение нескольких видов деятельности, управляемых на единой основе, для обеспечения дохода на вложения инвесторов или получения других экономических выгод. Ключевым элементом определения является слово "объединение". Деятельность по добыче, как правило, представляет собой бизнес, а деятельность на этапе разведки обычно представлена набором активов. Проекты, находящиеся на стадии разработки, потребуют учета таких факторов, как этап разработки и т.д.

Порядок учета сделки по объединению бизнеса или по приобретению групп активов может существенно различаться. Результатом учета сделки по объединению бизнеса, как правило, будет признание гудвилла и отложенного налога. При учете сделки по приобретению активов применяется принцип непризнания отложенных налогов при первоначальном отражении операций, поэтому, как правило, отложенные налоги отсутствуют. При учете сделки по приобретению активов сумма вознаграждения распределяется на приобретенные активы и принятые обязательства, исходя из соответствующей справедливой стоимости.

Распределение стоимости объединения на приобретенные активы и обязательства

Согласно МСФО (IFRS) 3 все идентифицируемые приобретенные активы и обязательства (в том числе и условные) необходимо отражать по справедливой стоимости. В эту группу входят также активы и обязательства, которые, возможно, ранее не отражались приобретенной компанией, например приобретенные запасы и ресурсы - доказанные, вероятные и возможные.

Стандарт МСФО (IFRS) 3 также требует отдельного признания нематериальных активов, если они возникают в связи с договорными или юридическими правами и легко выделяются из состава бизнеса. В стандарте перечислены активы, которые, как предполагается, соответствуют критериям признания. Активы, которые должны отвечать критериям признания, включают: торговые марки, торговые названия, услуги и сертификационные знаки, название доменов в Интернете, списки заказчиков, договоры с заказчиками, права пользования (бурение, водные ресурсы, углеводороды и т.д.), запатентованные и незапатентованные технологии и т.п., многие из которых применимы и в нефтегазовой отрасли.

Справедливая стоимость активов часто определяется с использованием моделей дисконтированных потоков денежных средств. Эти модели должны учитывать будущие налоговые льготы, связанные с амортизацией, которые обычно могут получить участники рынка. Налоговая льгота, которую компания получает при начислении амортизации по активу, представляет собой величину разрешенного налогового вычета. Величина стоимости актива, полученная в результате непосредственного наблюдения за рынком, а не при использовании метода дисконтированных потоков денежных средств, уже отражает общую налоговую льготу, которая распространяется на данный актив. Разницы между общей налоговой льготой каждого актива и конкретными налоговыми льготами, которыми пользуется покупатель, включаются в стоимость гудвилла, так как они являются спецификой конкретной компании.

Гудвилл

В практике, сложившейся в области учета деятельности по разведке и добыче в соответствии с национальными ОПБУ или ранее действовавшими редакциями МСФО, случаи признания существенной суммы гудвилла достаточно редки. Выплаченное вознаграждение обычно распределяется на доказанные, вероятные и возможные запасы.

В соответствии с МСФО (IFRS) 3 приобретенные активы и принятые компанией обязательства необходимо признавать по справедливой стоимости. Разница между суммой вознаграждения и справедливой стоимостью чистых активов приводит к возникновению положительного или отрицательного гудвилла. Применение данного остаточного подхода к расчету гудвилла в соответствии с требованиями МСФО (IFRS) 3 скорее всего приведет к признанию гудвилла при объединении бизнеса в области геологоразведки и добычи. Гудвилл часто представляет собой сумму, уплаченную за активы, которые не подлежат отдельному признанию в бухгалтерском балансе (например, сформированная команда специалистов), оплаченную покупателем синергию, а в некоторых случаях - переплату.

Однако согласно требованиям МСФО (IFRS) 3 некоторые активы и обязательства, полученные в результате объединения бизнеса, необходимо признавать не по справедливой стоимости, а на другой основе. Примером могут служить пенсионные обязательства и отложенные налоги. Сумма отложенного налога рассчитывается после определения справедливой стоимости прочих идентифицируемых активов и обязательств, при этом для каждого актива или обязательства проводится сравнение его справедливой стоимости, отраженной в бухгалтерском учете, с его налогооблагаемой базой. Следовательно, применение механизма расчета суммы отложенного налога и гудвилла может привести к тому, что гудвилл будет признан исключительно в результате признания отложенного налога, т.е. может потребоваться признание гудвилла, когда не предполагается его наличие ввиду отсутствия непризнанных активов, синергии или переплаты. Такое аномальное положение будет сохраняться до ожидаемого в 2009 г. пересмотра Правлением КМСФО стандарта по отложенному налогообложению.

1.3.4. Функциональная валюта

Нефтегазовые компании часто совершают сделки в различных валютах. Так, цены на товары часто выражены в долларах США, а затраты, как правило, выражены в местной валюте. Для определения функциональной валюты могут потребоваться существенный анализ и субъективные оценки.

Функциональной валютой компании является валюта экономической среды, в которой компания в основном осуществляет свою деятельность. Это валюта, в которой компания оценивает результаты своей деятельности и финансовое положение. Валюта отчетности компании - это валюта, в которой представлена ее финансовая отчетность. Компании могут выбрать любую валюту отчетности (при условии соблюдения ограничений, предусмотренных местным законодательством или соглашениями между акционерами). Функциональная валюта должна отражать сущность соответствующих операций компании, событий и условий, на нее не влияет выбор валюты отчетности.

Курсовые разницы возникают по двум причинам: когда операция осуществляется в валюте, отличной от функциональной валюты компании, или когда валюта отчетности отличается от функциональной валюты.

Определение функциональной валюты

Иногда для нефтегазовой компании достаточно сложно определить функциональную валюту, так как часто денежные потоки, как в долларах США, так и в местной валюте, могут быть существенными.

При определении функциональной валюты руководству необходимо учесть прежде всего валюту, которая доминирует при определении продажных цен и больше всего влияет на операционные затраты.

Часто валюта, в которой выражены продажные цены и осуществляются расчеты, является валютой, доминирующей при определении продажных цен, но это не всегда так. Многие продажи в нефтегазовой отрасли осуществляются в долларах США или со ссылкой на эту валюту. Однако доллар США не всегда является основным фактором влияния на указанные операции. Для многих товаров, продаваемых нефтегазовыми компаниями, трудно определить одну-единственную страну, конкурирующая сила и нормативно-правовые условия которой в основном определяют продажные цены.

Если первичные индикаторы не дают ясного ответа на вопрос о функциональной валюте, в качестве функциональной можно рассмотреть валюту, в которой выражены финансы компании, т.е. валюту, в которой выражены денежные средства, полученные от финансовой деятельности, и валюту, в которой осуществляются поступления от операционной деятельности.

На этапе добычи типичная нефтегазовая компания получает выручку в основном в долларах США, а большая часть ее затрат выражена в местной валюте и лишь небольшая часть - в долларах США. Руководство может прийти к заключению, что доллар США является функциональной валютой, так как большая часть денежных потоков, включая расчеты, выражена в долларах США.

Взгляд нефтегазовых компаний на то, какая валюта является функциональной, может меняться на различных этапах их деятельности. Выбор функциональной валюты не является свободным, поэтому функциональная валюта не меняется, если нет изменений в деятельности компании.

При определении функциональной валюты холдинговые и финансовые компании могут столкнуться со специфическими проблемами. Указанные компании в основном имеют внутренние источники финансирования, хотя они могут выплачивать дивиденды, осуществлять инвестиции, привлекать заемные средства и предоставлять услуги по управлению рисками. Соответствующие источники денежных средств в эти компании обычно являются необходимой базой для определения функциональной валюты.

2. Разработки правления КМСФО

2.1. Исследовательский проект
по разработке подхода к вопросам учета
в добывающих отраслях

Правление КМСФО реализует проект по разработке подхода к вопросам учета в добывающих отраслях, в рамках которого будет детально изучена деятельность компаний по геологоразведке и добыче. Проект является первым шагом на пути к созданию единого стандарта для отрасли. Предполагается, что новый стандарт заменит МСФО (IFRS) 6 "Разведка и оценка минеральных ресурсов".

Проект был утвержден в 2004 г., в ходе его реализации рассматриваются вопросы, характерные для бухгалтерского учета деятельности по геологоразведке и добыче. Исследование охватывает:

- вопросы составления финансовой отчетности, связанные с отражением в отчетности данных о ресурсах и запасах нефти и газа (включая данные по геологоразведке ресурсов и запасов), в частности вопрос о том, необходимо ли определять, признавать, оценивать ресурсы и запасы и раскрывать информацию о них, если необходимо, то как это делать;

- рассмотрение иных вопросов, связанных с учетом деятельности добывающих компаний, которые были указаны в отчете по добывающим отраслям, подготовленном Комитетом по МСФО.

Проект стандарта должен быть подготовлен для обсуждения в конце 2008 г. Несмотря на вопросы, охватываемые проектом, в том числе "прочие вопросы" и ссылки на предыдущий отчет, согласно ожиданиям, стандарт будет почти полностью посвящен вопросам признания ресурсов и запасов. Отчет охватывает широкий спектр отраслевых вопросов, включая вывод активов из эксплуатации и восстановление участков, признание выручки, совместные предприятия и обесценение активов. В ходе проводимых Правлением КМСФО обсуждений до настоящего времени поднимался вопрос о возможности признания и оценки ресурсов на отчетную дату по справедливой стоимости. Вероятно, эта возможность будет рассматриваться в качестве одной из потенциальных моделей бухгалтерского учета в ходе обсуждений, проводимых Правлением КМСФО, и его консультаций с общественностью.

2.2. Затраты по займам

В марте 2007 г. Правление КМСФО опубликовало поправки к МСФО (IAS) 23 "Затраты по займам". Стандарт МСФО (IAS) 23R отменяет возможность выбора учетной политики в отношении затрат по займам: либо их капитализации, либо отнесения затрат по займам на расходы. Теперь руководство должно капитализировать затраты по займам, относящимся к квалифицируемым активам. К этой категории относятся те активы, подготовка которых к предполагаемому использованию либо продаже требует значительных затрат времени. В качестве примера можно привести активы, самостоятельно сооружаемые компанией (электростанции, здания и оборудование).

Изменения для внесения в стандарт были подготовлены в рамках краткосрочного проекта по сближению Правления КМСФО и Совета по стандартам финансового учета. Отмена возможности относить затраты по займам на расходы не приводит к полному сближению с ОПБУ США, так как все еще сохраняются некоторые методологические различия (например, определения затрат по займам и квалифицируемых активов).

Стандарт МСФО (IAS) 23R вступает в силу 1 января 2009 г., при этом разрешается применение МСФО (IAS) 23R до этой даты. Поправки подлежат применению на перспективной основе, пересчета сравнительных данных не требуется. Правлением предоставлено дополнительное послабление - руководству разрешено назначать конкретную дату, начиная с которой будут применяться поправки. Например, руководство может назначить дату начала применения поправок на 1 октября 2008 г. в связи с тем, что компания начинает реализацию проекта, по которому руководство хочет капитализировать проценты, когда оно начнет применять МСФО (IAS)23R в 2009 г.

2.3. Система торговли квотами на выбросы
загрязняющих веществ в окружающую среду

Правление КМСФО включило в повестку дня вопрос торговли выбросами после отзыва Интерпретации IFRIC 3 "Квоты на выбросы вредных веществ в атмосферу" в 2005 г. Проект был временно приостановлен (в связи с приостановкой проекта, относящегося к государственным субсидиям) и был возобновлен в декабре 2007 г. благодаря возрастающему интересу международного сообщества к системе торговли квотами на выбросы и разнообразию появившихся в ходе осуществления практической деятельности схем. Правление решило ограничить круг охватываемых проектом вопросов, возникающих в сфере бухгалтерского учета схем торговли квотами, а не заниматься всем спектром вопросов бухгалтерского учета государственных субсидий (что потребовало бы возобновления проекта по МСФО (IAS) 20).

Проект направлен на всестороннее рассмотрение вопросов, связанных с бухгалтерским учетом схем торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружающую среду. Он будет решать следующие вопросы:

- являются ли квоты на выбросы активом (с учетом разных способов приобретения актива), и какой характер носят данные активы;

- признание и оценка квот;

- существует ли обязательство, каков его характер и как его оценивать.

Проект находится на стадии проведения исследований. Правление собирает информацию об особенностях разных схем торговли квотами на выбросы. Собранная информация ляжет в основу подготовки полного пакета документов, представляющих все альтернативные модели, которые можно будет использовать в практике учета схем торговли квотами на выбросы. Сроки подготовки первого документа по процедуре одобрения и выпуска стандарта и ориентировочная дата завершения проекта пока не определены.

2.4. Проект для обсуждения (ED) 9
"Соглашения о совместной деятельности"

В сентябре 2007 г. Правление КМСФО опубликовало проект для обсуждения (ED) 9 "Соглашения о совместной деятельности", в котором представлены предложения в отношении признания и раскрытия долей в проектах совместной деятельности. Он должен заменить стандарт МСФО (IAS) 31 "Участие в совместной деятельности" и представляет собой следующий шаг к достижению целей Протокола о намерениях, подписанного между Правлением КМСФО и Советом по стандартам финансового учета, в рамках сближения стандартов МСФО и ОПБУ США. Предложения касаются внесения изменений только в МСФО, изменений для внесения в ОПБУ США не предложено.

Основной принцип проекта для обсуждения (ED) 9 заключается в том, что стороны соглашения о совместной деятельности признают свои контрактные права и обязательства, возникающие в рамках соглашения. Следовательно, в проекте для обсуждения (ED) 9 основное внимание уделено признанию активов и обязательств стороной по соглашению о совместной деятельности.

Области применения проекта для обсуждения (ED) и МСФО (IAS) 31 приблизительно совпадают, т.е. необходимо единогласное утверждение всех вопросов основными сторонами, уполномоченными принимать решения, которые касаются финансово-хозяйственной политики в рамках соглашения о совместной деятельности.

Проект для обсуждения (ED) 9 предлагает внести два основных изменения. Первое - касается отмены для совместно контролируемой компании консолидации на пропорциональной основе. Второе изменение касается введения "двойственного подхода" к ведению бухгалтерского учета в рамках соглашений о совместной деятельности.

Отмена метода консолидации на пропорциональной основе

Отмена метода пропорциональной консолидации окажет принципиальное влияние на отчет о прибылях и убытках и бухгалтерский баланс некоторых предприятий. Компаниям, которые в настоящее время применяют метод пропорциональной консолидации для отражения в учете совместно контролируемых предприятий, возможно, придется учитывать многие из них с использованием метода долевого участия. Эти компании заменят построчную консолидацию статей отчета о прибылях и убытках и бухгалтерского баланса на пропорциональной основе отражением чистого финансового результата и чистого баланса инвестиций в совместно контролируемые предприятия.

Последствия перехода от метода пропорциональной консолидации к методу долевого участия следующие:

- снижение выручки: участник совместной деятельности не может представить свою долю в выручке совместного предприятия как часть собственной выручки.

- снижение суммы материальных и нематериальных активов: развернутое представление доли участника совместной деятельности в материальных активах, нематериальных активах, прочих активах и обязательствах заменяется представлением единой итоговой суммы, которая отражается в составе инвестиций.

Хотя информация об этих суммах отражается в примечаниях к финансовой отчетности, их отсутствие в основной отчетности принижает их значение. При переходе совместного предприятия по геологоразведке и добыче к учету по методу долевого участия также возникает вопрос представления информации о запасах. Согласно требованиям некоторых органов регулирования необходимо отражать в отчетности только те запасы, при добыче которых будет получена выручка. В данных условиях это изменение в порядке бухгалтерского учета потребует пересчета уже отраженных в отчетности данных о запасах.

"Двойственный подход" к соглашениям о совместной деятельности

Второе изменение касается введения "двойственного подхода" к ведению бухгалтерского учета в рамках соглашений о совместной деятельности. Проект для обсуждения (ED) 9 продолжает доработку МСФО (IAS) 31, касающуюся трех типов соглашений о совместной деятельности. При этом к каждому типу предъявляются свои требования с точки зрения бухгалтерского учета. Первые два типа - это "совместная деятельность" и "совместно используемые активы". Описание этих типов и принципы их учета соответствуют описанию "совместно контролируемой деятельности" и "совместно контролируемых активов" в МСФО (IAS) 31. Третий тип соглашения о совместной деятельности представляет собой совместное предприятие, учитываемое по методу долевого участия. В данном случае совместное предприятие определено "как сторона, обладающая только правами на участие в результатах проекта совместной деятельности", например на участие в прибыли или убытке по проекту совместной деятельности. Основное изменение заключается в том, что в рамках одного проекта может быть несколько типов совместной деятельности, например "совместно используемые активы" и "совместное предприятие". Сторона по такому соглашению о совместной деятельности сначала учитывает активы и обязательства по проекту совместного использования активов, а затем применяет метод долевого участия с использованием подхода по остаточному принципу для компонента проекта совместной деятельности, представляющего собой совместное предприятие.

Введение двойственного подхода потребует от всех компаний пересмотра имеющихся соглашений о совместной деятельности. Им придется определить, имеет ли каждое из соглашений о совместной деятельности свойства и характеристики совместно используемых активов / совместной деятельности (обычно непосредственное использование активов / обязанности нести обязательства) и/или характеристики совместного предприятия (доля участия в результатах деятельности совместного предприятия, т.е. доля в прибыли, получаемой от деятельности совместного предприятия). Доля в результатах / итоговом результате чаще возникает, если проект совместной деятельности оформляется в форме юридического лица, однако иногда не зарегистрированные в качестве юридического лица проекты способны приносить партнерам итоговый результат / создавать прибыль, поэтому их тоже необходимо проанализировать.

Прочие вопросы

Представленные в финансовой отчетности результаты отражают общее влияние всех факторов. Например, если у компании есть доля в итоговом результате совместного предприятия, она будет учитывать свою долю участия по методу долевого участия. Однако, если она также приобретает нефть (свою долю в нефтедобыче) у совместного предприятия и продает ее независимой стороне, она будет отражать выручку от продажи независимым сторонам помимо применения метода долевого участия после исключения соответствующих данных.

Возможно, при переходе с пропорциональной консолидации данных на применение метода долевого участия компании придется учесть влияние на этот процесс ее внутренней управленческой отчетности. Стандарт МСФО (IFRS) 8 "Операционные сегменты" требует раскрытия информации по сегментам на той же основе, на которой она представляется основному лицу, принимающему решения по операционной деятельности. Основы учетной политики, которые используются для представления информации основному лицу, принимающему решения по операционной деятельности, также применяются при подготовке информации по сегментам в соответствии с МСФО (IFRS) 8. Таким образом, если лицу, принимающему решения, представляется информация, подготовленная с использованием метода пропорциональной консолидации, то информация по сегментам должна быть подготовлена на этой же основе и увязана с основной финансовой отчетностью.

В проекте для обсуждения (ED) 9 приводится несколько наглядных примеров, в том числе пример договора о получении доли участия и централизованной эксплуатации месторождения. В примерах описывается предполагаемый порядок учета таких договоров в соответствии с положениями проекта для обсуждения (ED) 9. Для применения представленного в примерах порядка учета некоторым компаниям может потребоваться изменить свою установившуюся практику учета в этой области.

Сроки подготовки нового стандарта Правление КМСФО предполагает опубликовать новый МСФО в отношении соглашений о совместной деятельности в IV квартале 2008 г Дата внедрения стандарта еще не определена, но это может произойти уже в 2010 г. Возможно, те компании, которые осуществляют значительную часть своей деятельности через совместные предприятия, будут внимательно следить заходом разработки этого стандарта.

2.5. Стандарты МСФО (IFRS) 3 "Объединение бизнеса"
(пересмотренный) и МСФО (IAS) 27 "Консолидированная и
отдельная финансовая отчетность" (пересмотренный)

В январе 2008 г. Правление КМСФО выпустило два пересмотренных стандарта: МСФО (IFRS) 3R"Объединение бизнеса" и МСФО (IAS) 27R "Консолидированная и отдельная финансовая отчетность". Пересмотренные стандарты вступают в силу в отношении периодов, начинающихся 1 июля 2009 г. или после этой даты.

В результате применения стандартов в отчете о прибылях и убытках будет отражаться больше изменений справедливой стоимости, а стандарты закрепляют использование подхода к компании, представляющей отчетность, как к "экономической единице".

Основные различия стандартов МСФО (IFRS) 3R и МСФО (IAS) 27R по сравнению с предыдущими заключаются в следующем:

- в сферу применения пересмотренного МСФО (IFRS) 3R теперь включены объединения компаний, в которых организации объединяются на основе договора, и объединения компаний, включающих несколько взаимных организаций;

- небольшие изменения в определении бизнеса и более существенные изменения в инструкциях по применению стандарта;

- затраты, понесенные по сделке в ходе объединения компаний, относятся на расходы по мере возникновения и не включаются теперь в стоимость приобретаемой компании;

- компания-покупатель признает условное вознаграждение (оплату покупки) за приобретаемую организацию по справедливой стоимости на дату приобретения. Последующие изменения справедливой стоимости данного условного вознаграждения часто оказывают влияние на отчет о прибылях и убытках;

- компания-покупатель признает либо полную сумму приобретенного при объединении компаний гудвилла (независимо оттого, приобретена ли 100%-ная доля - метод отражения гудвилла в полном объеме), либо только ту часть гудвилла, которая соразмерна приобретенной доле (как это определено сейчас в МСФО (IFRS) 3);

- все существовавшие ранее доли меньшинства (например, в форме финансового актива или зависимого общества) переоценивают по справедливой стоимости на дату получения контроля, а прибыль или убыток отражают в отчете о прибылях и убытках;

- введены новые положения для целей определения: является ли часть вознаграждения, переданного за приобретенную компанию либо приобретенных активов и принятых на себя обязательств, частью объединения компаний или частью иной операции, которую необходимо учитывать отдельно в соответствии с применимыми МСФО;

- выпущены новые инструкции в отношении классификации и определения категорий активов, обязательств и долевых инструментов, приобретенных или принятых на себя в рамках объединения компаний с учетом условий, существующих на дату приобретения, за исключением договоров аренды и страхования. Инструкции касаются также переоценки встроенных производных инструментов;

- нематериальные активы признаются отдельно от гудвилла, если имеется возможность их идентифицировать, т.е. если их можно выделить, либо они возникают на основе контрактных или иных юридических прав. При этом считается, что удовлетворяется критерий, касающийся достаточно точной оценки;

- признание отложенных налоговых активов приобретенной компании после первоначального отражения в учете сделки по объединению компаний приводит к необходимости корректировки гудвилла только в том случае, если корректировка осуществляется в рамках того периода, в котором была проведена оценка (не более одного года с момента приобретения), и является результатом получения новой информации о тех фактах и обстоятельствах, которые уже имели место на дату приобретения. В противном случае она должна быть отражена в отчете о прибылях и убытках без внесения изменений в стоимость гудвилла;

- любое приобретение долей у миноритарных акционеров либо продажа долей таким акционерам рассматривается как операция с собственными выкупленными акциями компании. Разница между полученной или уплаченной суммой вознаграждения и долей миноритарных акционеров отражается в составе капитала. У компаний теперь не будет возможности отражать доходы от частичной продажи дочернего общества.

Дополнительные требования к раскрытию информации

Несколько требований могут представлять интерес для нефтегазовых компаний. Небольшие изменения в определении бизнеса и соответствующем руководстве по применению стандарта могут привести к тому, что операции по объединению компаний будут отражаться в учете на более ранних стадиях разработки. Кроме того, требование по переоценке всех договоров и соглашений на наличие в них встроенных производных инструментов может привести к выявлению большего количества производных финансовых инструментов, что в дальнейшем приведет к волатильности показателей отчета о прибылях и убытках.

Условные вознаграждения более широко распространены в горнодобывающей отрасли, так как акционеры стремятся к получению прибыли по ресурсам, которые ранее считались прогнозными, или прибыли от благоприятных изменений цены. Такие соглашения менее распространены в нефтегазовой отрасли, однако встречаются и там. Порядок учета всех соглашений такого характера будет регламентирован инструкциями в отношении условного вознаграждения, и их необходимо будет признавать в качестве обязательств компании-покупателя вне зависимости оттого, существует ли на дату операции высокая вероятность платежа или нет. Все последующие изменения должны отражаться в отчете о прибылях и убытках.

3. Различия между МСФО и ОПБУ США

Существует ряд различий между МСФО и ОПБУ США. В настоящем разделе содержится краткое описание тех различий между МСФО и ОПБУ США, которые особенно актуальны для компаний нефтегазовой отрасли. Данные расхождения возникают в следующих областях: геологоразведка и оценка, запасы и ресурсы, амортизация, оценка запасов, обесценение, раскрытие информации о ресурсах, обязательства по выводу из эксплуатации, финансовые инструменты, признание выручки, совместные предприятия и объединение бизнеса.

3.1. Геологоразведка и оценка

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Капитализация на этапе геолого- разведки и оцен- ки	Официально принятые модели капитализации отсутствуют. Стандарт МСФО (IFRS) 6 разрешает использовать прежнюю политику в отношении учета активов геологоразведки и оценки, однако только до момента завершения оценки. Возможно использование широкого спектра методов учета: от капитализации всех расходов на геолого- разведку и оценку после приобретения лицензии до отнесения всех таких затрат на расходы. Однако изменения в принципах капитализации ограничены теми, которые обеспечивают сближение принятой учетной политики с требованиями системы МСФО	Существуют две официальных модели - метод учета результативных затрат и метод учета по полной стоимости - в соответствии со стандартом финансового учета 19 и постановлением S-X, правилами 4-10. Виды расходов, которые могут быть капитализированы, определены
Обесценение ак- тивов геолого- разведки и оцен- ки	В стандарте МСФО (IFRS) 6 предусмотрены особые исключения для активов геологоразведки и оценки. Для активов геологоразведки и оценки генерирующие единицы (ГЕ) могут объединяться до уровня сегмента. Проведение теста на обесценение требуется непосредственно до перевода активов из категории геологоразведки и оценки в категорию разработки. Стандарт МСФО (IFRS) 6 также содержит руководство в отношении выявления признаков, требующих проведения анализа на обесценение. Убыток от обесценения, отраженный в отношении активов геологоразведки и оценки, сторнируется, если возмещаемая сумма впоследствии увеличивается. Оценка геологоразведочной деятельности, завершенной после отчетной даты, которая содержит заключение о том, что разведка не принесла результата, классифицируется как событие после отчетной даты, не требующее корректировки (тип II)	Подобные исключения в отношении активов геологоразведки и оценки отсутствуют. Это вряд ли приведет к возникновению разниц в ОПБУ, если компания использует метод учета результативных затрат согласно ОПБУ США. Если компания применяет метод полной стоимости, то скорее всего она сможет скрывать затраты на нерезультативные геологоразведочные работы в составе более крупных групп активов до тех пор, пока они не будут самортизированы за счет добычи. Сторнирование убытков от обесценения запрещено. Оценка геологоразведочной деятельнос- ти, завершенной после отчетной даты, которая содержит заключение о том, что разведка не принесла результата, классифицируется как событие после отчетной даты, требующее корректировки (тип I) (интерпретация FIN 36)

3.2. Запасы и ресурсы

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Определения	Отсутствуют требование об обратной классификации, а также ограничения по категориям, используемым для целей финансовой отчетности	Компании должны использовать определения запасов и ресурсов, утвержденные КЦББ. Только доказанные запасы могут раскрываться для целей финансовой отчетности. Доказанные и доказанные разработанные запасы используются для расчета амортизации в зависимости от характера затрат

3.3. Амортизация активов по добыче, транспортировке, переработке и
сбыту продукции

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Амортизация ак- тивов по добыче	Категории запасов и ресурсов, используемых для расчета амортизации, не указаны. Компания должна разработать надлежащую учетную политику расчета амортизации запасов и применять ее последовательно, например, пропорционально объему добычи. Обычно используемые категории запасов включают доказанные разработанные или доказанные разработанные и неразработан- ные, или доказанные и вероятные запасы	Используются определения запасов, принятые КЦББ. Доказанные запасы используются для расчета амортизации затрат на приобретение, доказанные разработанные запасы - для амортизации затрат на разработку
Компоненты ос- новных средств	Значительные элементы (компоненты) статьи основных средств амортизируются отдельно, если они имеют различные сроки полезного использования. Амортизация производствен- ных активов в рамках всей группы запрещена	Категории затрат соответствуют основным видам активов в соответствии со стандартом финансового учета 19, отдельные статьи не выделяются. Производственные активы в составе групп, учитываемых по полной стоимости, амортизируются в рамках всей группы

3.4. Вопросы оценки запасов

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Влияние измене- ния рыночных цен после отчетной даты	Запасы учитываются по наименьшей из оценок: по себестоимости и чистой цене продажи. Чистая цена продажи не отражает изменения рыночной цены запасов после отчетной даты, если это связано с событиями и условиями, возникшими после отчетной даты	Запасы учитываются по наименьшей из оценок: по себестоимости и рыночной стоимости. Когда рыночная стоимость ниже себестоимости на отчетную дату, возмещение рыночной стоимости после отчетной даты, но до момента выпуска финансовой отчетности признается как событие после отчетной даты типа I (требующее корректировки)

3.5. Обесценение активов по добыче, транспортировке, переработке и
сбыту продукции

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
События, свиде- тельствующие о необходимости тестирования на обесценение	Активы или группы активов (ГЕ) необходимо тестировать на предмет их обесценения при наличии признаков обесценения	Тестирование долгосрочных активов на обесценение проводится только при наличии признаков обесценения, а также если в результате тестирования недисконтированных потоков денежных средств возникает предположение о том, что балансовая стоимость актива не будет возмещена в процессе его использования и окончательного выбытия. Оценка недоказанных запасов с точки зрения обесценения проводится периодически, исходя из результатов бурения, планов фирмы и т.д.
Уровень тестиро- вания на обесце- нение	Тестирование на обесценение проводится на уровне ГЕ. Генерирующая единица представ- ляет собой самую меньшую идентифицируемую группу активов, генерирующую поступления денежных средств, которые в значительной степени не зависимы от поступлений денежных средств от других активов или групп активов. Производственные активы, как правило, тестируются на обесценение на уровне месторождения. Проведение теста на обесценение по всей группе активов не разрешается	Подобно МСФО, за исключением того, что активы группируются на основе, в значительной степени независимых потоков денежных средств (как поступлений, так и выбытий), а не только поступлений денежных средств. Производственные активы, учитываемые по методу полной стоимости, тестируют- ся на обесценение по всей группе активов
Оценка обесцене- ния	Обесценение рассчитывается как превышение балансовой стоимости актива над его возмещаемой суммой. Возмещаемая сумма представляет собой наибольшую из оценок: по ценности использования и справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу	Обесценение доказанных запасов рассчитывается как превышение балансовой стоимости актива над его справедливой стоимостью. Обесценение недоказанных запасов рассчитывается исходя из результатов деятельности
Сторно убытка от обесценения	Убытки от обесценения, кроме относящихся к гудвиллу, сторнируются при изменении экономических условий или ожидаемого использования актива	Убытки от обесценения никогда не сторнируются

3.6. Раскрытие информации о запасах

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Требования к раскрытию инфор- мации	Конкретные требования в отношении раскрытия информации о запасах и ресурсах отсутствуют, однако в МСФО (IAS) 1 имеется общее требование о раскрытии дополнительной информации, необходимой для достоверного представления показателей	Раскрытие подробной информации требуется в соответствии со стандартом финансового учета 69 и постановлением КЦББ S-X

3.7. Обязательства по выводу из эксплуатации

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Оценка обяза- тельства	Обязательство оценивается по максимально точной оценке расходов, необходимых для его погашения. Риски, связанные с обязательством, отражаются в составе потоков денежных средств или ставки дисконтирования. Ставка дисконтирования обновляется на каждую отчетную дату	Требуется оценка диапазона потоков денежных средств и распределение веса риска для расчета ожидаемых величин. Риски, связанные с обязательством, отражаются только в потоках денежных средств, за исключением кредитного риска, который отражается в составе ставки дисконтирования. Ставка дисконтирования для существующих обязательств не обновляется. Соответственно пересмотр в сторону понижения недисконтированных потоков денежных средств дисконтируется с использованием безрисковой ставки, скорректированной по кредиту, на момент первоначального признания обязательства. Однако пересмотр в сторону повышения дисконтируется с использованием безрисковой ставки с корректировкой по кредиту, действующей на момент пересмотра. Обязательство по выбытию актива не должно признаваться в отношении активов с неопределенным сроком использования
Признание актива по выводу из эк- сплуатации	Корректировка основных средств в ходе признания обязательства по выводу из эксплуатации является частью стоимости актива, который предполагается вывести из эксплуатации	Актив, признаваемый в отношении обязательства по выводу из эксплуата- ции, представляет собой актив, отдельный от актива, подлежащего выводу из эксплуатации. Такое различие релевантно в силу ограничений на последующие корректировки актива в результате переоценки обязательства по выводу из эксплуатации. В частности, ограничение в отношении невозможности снижения стоимости актива по выводу из эксплуатации до отрицательной величины согласно ОПБУ США сопоставимо с ограничением, запрещающим снижение стоимости актива, подлежащего выводу из эксплуатации, до отрицательной величины согласно МСФО

3.8. Финансовые инструменты и встроенные производные инструменты

В МСФО и ОПБУ США используются схожие подходы (в широком смысле) к учету финансовых инструментов, однако между ними существует и много различий в деталях.

Стандарты МСФО и ОПБУ США дают близкие по смыслу определения финансовых активов и финансовых обязательств. И те, и другие стандарты требуют признания финансовых инструментов только в том случае, если компания становится стороной, на которую распространяются договорные условия по финансовому инструменту. В соответствии с МСФО и ОПБУ США финансовые активы, финансовые обязательства и производные финансовые инструменты первоначально признаются по справедливой стоимости. Затраты по сделке, непосредственно относящиеся к приобретению или выпуску финансового актива или финансового обязательства, включаются в их справедливую стоимость при первоначальном признании, за исключением случаев, когда актив или обязательство в дальнейшем оценивается по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на прибыль или убыток. Последующая оценка зависит от классификации финансового актива или финансового обязательства.

Определенные классы финансовых активов и финансовых обязательств учитываются в дальнейшем по амортизированной стоимости, рассчитанной с использованием метода эффективной ставки процента, а другие, в том числе производные финансовые инструменты, - по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на прибыль или убыток. Финансовые активы категории, имеющейся в наличии для продажи, в дальнейшем учитываются по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на капитал (иной совокупный доход). Стандарты МСФО и ОПБУ США используют эти два общих класса финансовых активов и финансовых обязательств, однако есть определенные различия в критериях классификации.

Некоторые различия между МСФО и ОПБУ США приведены в следующей таблице:

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Определение про- изводного финан- сового инстру- мента	Производным финансовым инструментом явля- ется инструмент: - стоимость которого меняется при измене- нии конкретной переменной величины либо лежащей в основе ставки (например, процен- тной ставки); - по которому не требуется чистых инвес- тиций либо требуются незначительные чистые инвестиции; - расчеты по которому будут осуществлены в будущем	Устанавливает подобные требования, за исключением того, что условиями произ- водного договора: - должны быть предусмотрены либо раз- решены расчеты путем зачета встречных требований; - должна быть идентифицирована услов- ная сумма. Таким образом, существует несколько видов производных финансовых инстру- ментов, которые соответствуют определению по МСФО, но не удовлетворяют определению по ОПБУ США
Выделение встро- енных производ- ных инструментов	Производные финансовые инструменты, встроенные в гибридный договор, выделяются в том случае, если: - экономические характеристики и риски встроенных производных инструментов не находятся в тесной связи с экономическими характеристиками и рисками основного договора; - отдельный инструмент с теми же самыми условиями, что и встроенный производный инструмент, соответствует определению производного инструмента; - оценка гибридного инструмента не проводится по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на прибыль и убыток. Согласно МСФО оценка необходимости выделения встроенного производного финансового инструмента разрешена только в том случае, когда имеет место изменение условий договора, которое приводит к существенному изменению потоков денежных средств по договору. Основной договор, из которого выделен встроенный производный финансовый инструмент, может подпадать под исключение, распространяющееся на договоры на потребление для собственных нужд предприятия, если он соответствует критериям для отнесения к такому типу договоров.	Подобно МСФО, за исключением некоторых различий в деталях, касающихся трактовки определения "тесной связи". В соответствии с ОПБУ США, если гибридный инструмент включает в себя встроенный производный инструмент, не являющийся четко и тесно связанным с основным договором на момент его заключения, и не подлежит разделению на две составляющие для целей учета, следует постоянно проводить оценку встроенного производного инструмента на предмет необходимости такого разделения. Исключение, распространяю- щееся на закупки и продажи в ходе обычной деятельности, не может применяться к договору, содержащему отделимый встроенный производный финансовый инструмент, даже в ситуации, когда основной договор подпадал бы под действие исключения
Исключение, рас- пространяющееся на договоры на потребление для собственных нужд предприятия	Расчеты по договорам на закупку или продажу нефинансового актива, которые могут быть полностью произведены денежными средствами либо с помощью другого финансового инструмента, учитываются как финансовые инструменты, за исключением тех случаев, когда договор заключен и выполняется для целей получения или поставки нефинансового актива в соответствии с условиями ожидаемой предприятием покупки, продажи или использования актива. Применение исключения, распространяющегося на договоры на потребление для собственных нужд предприятия, является обязательным, т.е. исключение не может применяться по выбору	Подобно МСФО договоры, которые могут быть отнесены к классу договоров на закупку или продажу в ходе обычной деятельности, не требуется учитывать как финансовые инструменты. Условия, при наличии которых можно применять исключение, распространяющееся на договоры на закупку или продажу в ходе обычной деятельности, подобны МСФО, однако в деталях существуют различия. Исключение, распространяющееся на договоры по закупке или продаже в ходе обычной деятельности, применяется по выбору

3.9. Признание выручки

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Объемы, получен- ные сверх нормы, и недополученные объемы	В условиях получения объемов продукции сверх нормы или меньше нормы выручка приз- нается по методу учета прав на продукцию	Стандарт ОПБУ США предусматривает возможность выбора между методом продаж (добычи) или методом учета прав на продукцию

3.10. Совместные предприятия

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Определение	Совместное предприятие представляет собой договорное соглашение, в соответствии с которым все существенные решения должны приниматься сторонами, осуществляющими совместный контроль, единогласно	Корпоративное совместное предприятие - это корпорация, принадлежащая неболь- шой группе нескольких бизнесов и уп- равляемая как отдельный и самостоя- тельный бизнес или как проект для по- лучения взаимной выгоды членами группы
Виды совместных предприятий	Стандарты МСФО различают три вида совместных предприятий: - совместно контролируемые организации (договоренности осуществляются через самостоятельную организацию, компанию или партнерство); - совместно контролируемая деятельность (каждый участник использует свои собственные активы в рамках специального проекта); - совместно контролируемые активы (проект, осуществляемый с использованием активов, находящихся в совместном пользовании)	Рассматривают только совместно контролируемые организации, в которых договоренности осуществляются через отдельное юридическое лицо
Совместно конт- ролируемые орга- низации	Допускается применение метода пропорци- ональной консолидации или метода долевого участия. В соответствии с методом пропорциональной консолидации доля участника в активах, обязательствах, доходах и расходах будет построчно объединена с подобными показателями финансовой отчетности участника или отражена отдельной строкой в финансовой отчетности участника	Прежде чем определять порядок учета необходимо посмотреть, не является ли организация компанией с переменным правом участия (КПУ). Если совместное предприятие является КПУ, основной бенефициар должен ее консолидировать. Если совместное предприятие не является КПУ, участники определяют порядок учета исходя из их доли в голосующих акциях. Если контроль отсутствует, тогда обычно существуют основания применения метода долевого участия для оценки инвестиции в совместно контролируемую организацию. Пропорциональная консолидация, как правило, не разрешается, за исключением организаций без прав юридического лица, которые существуют в некоторых отраслях, в частности в нефтегазовой отрасли
Вклады в совмес- тно контролируе- мые организации	Участник, который вкладывает в совместно контролируемую организацию неденежные активы (акции или внеоборотные активы) в обмен на долю в капитале этой организации, отражает в своем консолидированном отчете о доходах ту часть прибыли или убытка, которая относится к долям в капитале, принадлежащим другим участникам, за исключением случаев, когда: - существенная часть рисков и вознаграждения, связанных с внесенными активами, не была передана совместно контролируемой организации; - прибыль или убыток от внесенных активов невозможно оценить с достаточной степенью надежности; - операция по передаче лишена коммерческой сущности	Обычная практика предусматривает, что инвестор (участник) отразит вклады в совместное предприятие по себестоимос- ти (т.е. по величине внесенных денежных средств или балансовой стоимости других внесенных неденежных активов). Тем не менее иногда переоцененные неденежные активы вносятся в новое совместное предприятие в обмен на долю в капитале, в то время как другие участники вносят денежные средства или другие финансовые активы, имеющие рыночную стоимость. Теория и практика комментируют этот вопрос неоднозначно. Были собраны аргументы в поддержку точки зрения того, что участник, вносящий переоцененный нежденежный актив, фактически реализует часть завышения стоимости в результате получения доли в совместном предприятии, в которое другие участники внесли денежные средства. Целесообразно было бы сразу же отражать прибыль. Конкретные факты и обстоятельства будут влиять на признание прибыли, в связи с чем потребуется тщательный анализ

3.11. Объединение бизнеса

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Метод покупки - определение справедливой стоимости на мо- мент приобрете- ния	Активы и обязательства (в том числе условные) приобретенной компании подлежат признанию по справедливой стоимости, если она может быть оценена достаточно точно. Гудвилл необходимо признавать в размере разницы между уплаченным вознаграждением и долей в справедливой стоимости приобретен- ных чистых активов. Затраты на самостоятельно проводимые разработки обычно подлежат капитализации. Обязатель- ства по реструктуризации признают только в том случае, когда у приобретенной компании на дату приобретения уже имеется соответствующее обязательство. Признание обязательств по ожидаемым в будущем убыткам и иным расходам в связи с объединением бизнеса запрещено	Есть определенные различия по сравне- нию с МСФО. Условные обязательства приобретаемой компании признаются в том случае, если к концу периода распределения цены покупки: - может быть определена их справедли- вая стоимость; - они являются вероятными и могут быть достаточно точно оценены. Существуют конкретные правила в отно- шении разработок, проведенных самос- тоятельно приобретенной компанией (расходы по ним обычно относятся на затраты). Некоторые обязательства по реструктуризации, относящиеся исключи- тельно к приобретенной компании, можно признавать в учете, если выполняются определенные критерии, касающиеся программ реструктуризации
Метод покупки - условное возна- граждение	Включается в стоимость объединения бизнеса на дату приобретения, если вероятна корректировка, которая может быть достаточно точно оценена	В общем случае не признается до момента возникновения реального обязательства, сумма которого может быть установлена
Метод покупки - доли меньшинства на дату приобре- тения	Признается в размере доли меньшинства в справедливой стоимости приобретенных идентифицируемых активов и обязательств (в том числе условных)	Признается в размере доли меньшинства в балансовой стоимости чистых активов до момента приобретения
Метод покупки - нематериальные активы с неопре- деленным сроком полезного ис- пользования и гудвилл	Капитализируются, но не амортизируются. Тестирование гудвилла и активов с неопределенным сроком полезного использования на обесценение проводится не менее одного раза в год либо на уровне единицы, генерирующей денежные средства (ЕГДС), либо на уровне групп ЕГДС, в зависимости от обстоятельств	Подобно МСФО, хотя уровень тестирова- ния на обесценение и самотестиро- вание на обесценение другие
Метод покупки - отрицательный гудвилл	Производится переоценка идентификации и величины идентифицируемых активов и обязательств (в том числе условных) приобретенной компании. Все излишки после проведения переоценки незамедлительно признаются в отчете о прибылях и убытках	Все излишки после проведения переоцен- ки используются для пропорционального снижения справедливой стоимости, опре- деленной для внеоборотных активов (с учетом определенных исключений). Все излишки незамедлительно признаются в отчете о прибылях и убытках как неза- планированные поступления

Поправки, внесенные в FAS 141 в 2007 г. и в МСФО (IFRS) 3 в 2008 г., устраняют несколько различий между МСФО и ОПБУ США. Далее в таблице представлены те аспекты учета сделок по объединению бизнеса из приведенной ранее таблицы, в которых будут устранены несоответствия между стандартами МСФО и ОПБУ США в результате их пересмотра.

Вопрос	МСФО и ОПБУ США
Метод покупки - определение справедливой стоимости на момент приобретения	Активы и обязательства приобретенной компании подлежат признанию по справедливой стоимости. Сюда относятся и разработки, самостоятельно проведенные приобретенной компанией. Обязательства по реструктуризации признают только в том случае, когда у приобретенной компании на дату приобретения уже имеется соответствующее обязательство
Метод покупки - условное вознаг- раждение	Условное вознаграждение подлежит признанию по справедливой стоимости
Метод покупки - отрицательный гудвилл	Производится переоценка идентификации и величины идентифицируемых активов и обязательств (в том числе условных) приобретенной компании. Все излишки после проведения переоценки незамедлительно признаются в отчете о прибылях и убытках

В следующей таблице представлены различия между требованиями МСФО (IFRS) 3 (пересмотрен в 2008 г.) и FAS 141 (пересмотрен в 2007 г.).

Вопрос	МСФО	ОПБУ США
Активы и обяза- тельства, возни- кающие в резуль- тате условных фактов хозяйст- венной деятель- ности	Условные обязательства подлежат признанию по справедливой стоимости, если она может быть установлена достаточно точно. Если случай не подпадает под действие МСФО (IAS) 39, обязательство оценивается в дальнейшем по наибольшей из двух величин: первоначально признанной суммы и наиболее точной оценки суммы, необходимой для погашения обязательства (согласно МСФО (IAS) 37). Условные активы признанию не подлежат	Обязательства и активы, возникающие в результате непредвиденных обстоя- тельств по договорам, признаются по справедливой стоимости. Обязательства и активы, возникающие в результате иных непредвиденных обстоятельств, подлежат признанию только в том случае, если существует вероятность (более 50%), что они удовлетворяют определению актива или обязательства на дату приобретения. После признания необходимо сохранять первоначальную оценку до момента получения новой информации, затем учитывать обязательства, подверженные влиянию условных фактов хозяйственной деятельности, по наибольшей из двух величин: первоначально признанной стоимости и суммы, определенной в соответствии с FAS 5, а активы, подверженные влиянию условных фактов хозяйственной деятельности - по наименьшей из двух величин: справедливой стоимости на дату приобретения и наиболее точной оценке суммы, необходимой для погашения обязательства
Программы по вы- платам работни- кам и отложенное налогообложение	Оценка производится в соответствии с МСФО (IFRS) 2 и МСФО (IAS) 12, не по справедливой стоимости	Оценка производится в соответствии с FAS 123 и FAS 109, не по справедливой стоимости
Доля миноритар- ных акционеров, ранее известная как доля мень- шинства	Оценивается по справедливой стоимости или в размере доли миноритарных акционеров в справедливой стоимости идентифицируемых чистых активов	Оценивается по справедливой стоимости
Условное вознаг- раждение	Если не подпадает под действие МСФО (IAS) 39, учитывается в дальнейшем согласно МСФО (IAS) 37. Необходимо оценивать финансовый актив или обязательство в отношении условного вознаграждения по справедливой стоимости, а ее изменения отражать в отчете о прибылях и убытках или отчете о совокупном доходе	Учитывается в дальнейшем по справедливой стоимости, а ее изменения отражаются в отчете о прибылях и убытках, если оно классифицировано как актив или обязательство
Активы арендода- теля по договору операционной аренды	В стоимости актива отражаются условия договора аренды	Аренда оценивается отдельно от актива

4. Примеры раскрытия информации в финансовой
отчетности*(2)

4.1. Геологоразведка и оценка

Метод учета результативных затрат

BG Group рlc*(3)

Затраты на геологоразведку

"Компания BG Group использует метод учета результативных затрат при отражении затрат на геологоразведку. Затраты на геологоразведку, включая расходы на приобретение лицензий, капитализируются в качестве нематериального актива по мере возникновения, а расходы на геологические и геофизические работы относятся на затраты. Не реже одного раза в год проводится анализ каждой лицензии и каждого месторождения, чтобы установить, были ли обнаружены доказанные запасы.

При выявлении доказанных запасов соответствующие затраты, включая расходы на приобретение лицензий, переклассифицируются в основные средства и амортизируются пропорционально объему выработанной продукции.

Расходы, которые считаются нерезультативными, списываются на счет прибылей и убытков. Затраты на геологоразведку анализируются на предмет обесценения, когда факты и обстоятельства свидетельствуют о том, что их балансовая стоимость превышает возмещаемую стоимость. Для целей тестирования на предмет обесценения активы, связанные с геологоразведкой и добычей, могут быть объединены в соответствующие единицы, генерирующие денежные средства, на основании определенных заключений, которые включают географическое расположение и использование общих средств и механизмов сбыта".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 74.

Royal Dutch Shell plc*(4)

Затраты на геологоразведку

"Компания Shell применяет метод учета результативных затрат при отражении затрат на разведку запасов нефти и природного газа. Затраты на геологоразведку относятся на счет прибылей и убытков по мере возникновения, за исключением расходов на разведочное бурение, которые отражаются в составе основных средств в течение срока определения доказанных запасов. Затраты на разведочные скважины, срок эксплуатации которых превышает 12 мес., списываются на расходы, если только (1) в учете не будут отражены доказанные запасы или (2) (а) не будет обнаружено экономически выгодное количество запасов и (б) данные скважины не будут подлежать дальнейшей разведке либо оценке в связи с осуществляемым или строго запланированным на ближайшее будущее бурением дополнительных разведочных скважин, либо с прочей деятельностью по оценке запасов, а также экономической и производственной эффективностью проекта в достаточном объеме".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Royal Dutch Shell plc, с. 118.

Первоначальное признание и переклассификация активов геологоразведки
и оценки согласно МСФО (IFRS) 6

ВР plc*(5)

Расходы на приобретение лицензий и имущества. "Расходы на приобретение лицензий на геологоразведку и арендованное имущество капитализируются в составе нематериальных основных средств и амортизируются линейным методом в течение определенного периода эксплуатации. Каждый актив анализируется на ежегодной основе для того, чтобы подтвердить, что буровые работы запланированы и не обесценены. Если будущие работы не запланированы, остаток по затратам на приобретение лицензий и имущества списывается. После того как определены экономически возмещаемые запасы ("доказанных запасов" либо "промышленных запасов"), амортизация прекращается, и оставшаяся часть затрат объединяется с затратами на геологоразведку и отражается отдельно по каждому месторождению в качестве доказанных запасов, утверждение которых ожидается, в составе нематериальных активов. Когда разработка запасов утверждается на уровне компании, соответствующие затраты переклассифицируются в основные средства".

Затраты на геологоразведку. "Затраты на геологические и геофизические работы отражаются в отчете о прибылях и убытках по мере возникновения. Затраты, непосредственно связанные с разведочной скважиной, капитализируются в качестве нематериального актива до завершения буровых работ на скважине и оценки результатов. Данные расходы включают вознаграждения сотрудникам, стоимость используемых материалов и топлива, стоимость буровых установок, плату за задержку разработки участка, а также выплаты контрагентам. Если углеводороды не обнаружены, затраты на геологоразведку списываются в качестве расходов на разработку непродуктивной скважины. Если углеводороды обнаружены, и в результате дальнейшей оценки, которая может включать работы по бурению новых скважин (разведочных скважин и скважин разведочного типа для исследования пласта), могут быть пригодными для промышленной разработки, то затраты будут по-прежнему отражаться в качестве актива.

Все отражаемые таким образом затраты подлежат анализу с технической, коммерческой и управленческой точки зрения как минимум один раз в год для подтверждения постоянных намерений разрабатывать запасы либо получать выгоду из них иным путем. Когда получение выгод прекращается, данные расходы списываются. При определении доказанных запасов нефти и природного газа и санкционировании их разработки соответствующие затраты переклассифицируются в основные средства".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., ВР plc, с. 102.

Непродуктивные скважины

Hydro ASA*(6)

Затраты на геологоразведку и разработку запасов нефти и газа. "Hydro применяет метод результативных затрат при учете затрат на геологоразведку и разработку запасов нефти и природного газа, действуя в соответствии с МСФО (IFRS) 6 "Разведка и оценка запасов минеральных ресурсов". Затраты на геологоразведку, за исключением затрат на разведочные скважины и приобретенные права на проведение разведочных работ, относятся на расходы по мере понесения. Затраты на проведение буровых работ на разведочных скважинах капитализируются в течение срока определения существования доказанных запасов. Если запасы не обнаружены, затраты на проведение буровых работ относятся к операционным расходам".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Hydro ASA, с. 12.

4.2. Запасы и ресурсы

Оценка запасов

Royal Dutch Shellpk

Оценка запасов нефти и газа. "Запасы нефти и газа являются ключевыми элементами при принятии инвестиционных решений в компании Shell в целях получения прибыли. Эти запасы также являются важным элементом при проведении проверки на обесценение. Изменения доказанных запасов нефти и газа также окажут влияние на стандартный размер дисконтированных потоков денежных средств. Эти изменения, особенно в отношении доказанных разработанных запасов, окажут воздействие на начисление амортизации пропорционально объемам добычи на счете прибылей и убытков.

Доказанные запасы нефти и газа представляют собой рассчитанные объемы нефти, природного газа и газоконденсатных жидкостей, которые, согласно геолого-технической информации будут извлекаться с достаточной долей уверенности в будущем из известных пластов в существующих экономических и операционных условиях, т.е. по ценам и стоимости, действующим на дату проведения оценки. Доказанные разработанные запасы представляют собой запасы, которые, согласно ожиданиям, будут извлекаться через существующие скважины с помощью имеющегося оборудования и операционных методов. Оценки запасов нефти и газа по существу являются неточными, требуют применения суждений и подлежат пересмотру в будущем. Таким образом, финансовые и бухгалтерские оценки (такие как стандартный размер дисконтированных потоков денежных средств, амортизационные начисления, резервы по выводу объектов из эксплуатации и восстановлению), которые основаны на величине доказанных запасов, также подлежат изменениям.

Доказанные запасы оцениваются исходя из имеющихся данных о пласте и скважине, включая информацию о производстве и давлении в продуктивных пластах, а в некоторых случаях, в соответствии с установленными ограничениями - исходя из подобных данных о других продуктивных пластах. Оценки доказанных запасов относятся к будущим проектам по разработке только в случаях, когда имеется существенное обязательство по финансированию и исполнению проектов, которые были одобрены правительством и регулирующими органами, либо в том случае, когда существует определенная доля уверенности в том, что они будут одобрены. Таким образом, оценки доказанных запасов включают только объемы, в отношении которых обеспечен доступ на рынок с достаточной долей уверенности. Все оценки доказанных запасов подлежат пересмотру либо в сторону увеличения, либо в сторону уменьшения на основании новых данных, полученных по результатам разведочного бурения и производственной деятельности, либо в результате изменений экономических факторов, включая цены на продукцию, условия договоров и планы развития. Как правило, изменения сроков эксплуатации запасов углеводородов на основании новых данных, полученных на основании деятельности по освоению и добыче, являлись одной из наиболее важных причин проведения ежегодного анализа.

Обычно оценки запасов на неразработанных либо частично разработанных место рождениях подвергаются большей неопределенности, связанной с будущим сроком их эксплуатации, чем оценки запасов на полностью разработанных и истощенных месторождениях. После введения месторождения в эксплуатацию количество доказанных запасов будет подвержено дальнейшему анализу при получении дополнительной информации, например по результатам работ по бурению дополнительных скважин либо наблюдений на основании длительной эксплуатации пласта в условиях действующей скважины. При дальнейшем освоении данных месторождений новая информация может привести к проведению новых проверок.

Изменения оценок, полученных компанией Shell в отношении доказанных запасов и частично доказанных разработанных запасов, также оказывают влияние на размер амортизации основных средств, отраженной в консолидированной финансовой отчетности, связанной с деятельностью по добыче углеводородов. Данные изменения могут, к примеру, произойти в результате осуществления деятельности по добыче и проведения проверок.

Уменьшение объема доказанных разработанных запасов приведет к росту амортизационных начислений (при условии непрерывности добывающей деятельности), а также к сокращению доходов".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Royal Dutch Shell plc, с. 122.

Раскрытие информации о запасах

BG Group рlc

Доказанные запасы. "Доказанные запасы представляют собой рассчитанные объемы природного газа и нефти, с достаточной долей уверенности отраженные на основании геолого-технических данных, которые будут извлекаться в будущие периоды из известных пластов в существующих экономических и производственных условиях. Доказанные разработанные запасы представляют собой запасы, которые, согласно ожиданиям, будут извлекаться из существующих скважин с помощью имеющегося оборудования и операционных методов. Доказанными неразработанными запасами являются запасы, которые, согласно ожиданиям, будут извлекаться из новых скважин на неразработанных участках либо из существующих скважин при необходимости относительно крупных затрат на проведение работ. Доказанные неразработанные запасы составляют общий объем доказанных запасов за вычетом общего объема доказанных разработанных запасов".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 121.

4.3. Амортизация добывающих активов
и активов по транспортировке, переработке и сбыту продукции

Амортизация

ВР рlc

"Нефтегазовые активы, включающие соответствующие трубопроводы, амортизируются пропорционально объему произведенной продукции. Стоимость добывающих скважин амортизируется в зависимости от стоимости доказанных разработанных запасов. Расходы на приобретение лицензий, освоение месторождения и будущий вывод активов из эксплуатации амортизируются в зависимости от общей стоимости доказанных запасов. Ставка при использовании метода начисления амортизации пропорционально объему произведенной продукции рассчитывается исходя из затрат, понесенных на соответствующую дату, а также из утвержденных будущих затрат необходимых для освоения запасов. Прочие основные средства амортизируются линейным методом в течение ожидаемого срока полезного использования".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., ВР рlc, с. 102.

Амортизация компонентов

Hydro ASA

"Компания Hydro отдельно амортизирует любой компонент объекта основных средств, когда срок полезного использования и стоимость данного компонента являются существенными с точки зрения общей стоимости основного средства и срока его полезного использования. На конец каждого финансового года Hydro проводит анализ остаточной стоимости и срока полезного использования активов, и любые изменения в оценках учитываются в будущих периодах в течение оставшегося срока полезного использования актива".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Hydro ASA, с. ПО.

4.4. Обесценение

ВР рlc

Обесценение нематериальных активов и основных средств. "Группа проводит оценку активов и групп активов на предмет обесценения в том случае, когда события или изменения обстоятельств указывают на то, что балансовая стоимость актива может не подлежать возмещению. При существовании любого из таких признаков обесценения группа проводит оценку его возмещаемой стоимости. Отдельные активы объединяются в группы для целей оценки на предмет обесценения на самом низком уровне, на котором существуют идентифицируемые потоки денежных средств, зависящие главным образом от потоков денежных средств других групп активов. Возмещаемая стоимость группы активов является наибольшей из двух величин: ее справедливой стоимости за вычетом расходов на реализацию и ее ценности использования. Если балансовая стоимость группы активов превышает ее возмещаемую стоимость, группа активов считается обесцененной и списывается до возмещаемой стоимости. При оценке ценности использования рассчитанные будущие потоки денежных средств корректируются в зависимости от рисков, характерных для данной группы активов, и дисконтируются до их текущей стоимости с использованием ставки дисконтирования до налогообложения, которая отражает текущие рыночные оценки временной стоимости денег".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., ВР рlc, с. 103.

Ценность использования

ВР рlc

"С учетом характера деятельности группы, как правило, возникают трудности с получением информации о справедливой стоимости активадо тех пор, пока не проводятся переговоры с потенциальными покупателями. Следовательно, если не оговорено иное, возмещаемая стоимость, используемая при оценке указанных далее амортизационных начислений, представляет собой ценность использования. Как правило, группа оценивает ценность использования с помощью модели дисконтированных потоков денежных средств. Будущие потоки денежных средств обычно корректируются с учетом рисков, характерных для данного актива, и дисконтируются с использованием ставки дисконтирования до налогообложения в размере 11% (в 2005, 2006 гг. - 10%). Данная ставка дисконтирования получена из средневзвешенной стоимости капитала группы после налогообложения. В некоторых случаях ставка дисконтирования группы до налогообложения может быть скорректирована с учетом политического риска в стране, где расположен данный актив".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., ВР рlc, с. 121.

Расчет возмещаемой стоимости: справедливая стоимость за вычетом
расходов на реализацию

Royal Dutch Shell plc

"В отличие от активов, в которых нет доказанных запасов (затраты в отношении данных активов отражаются в консолидированном бухгалтерском балансе в составе затрат на геологоразведку), балансовая стоимость наиболее существенных основных средств анализируется на предмет возможного обесценения ежегодно. При этом все активы подвергаются оценке в случае, когда события или изменения обстоятельств указывают на то, что балансовая стоимость этих активов может не подлежать возмещению. Если активы считаются обесцененными, их балансовая стоимость списывается до их возмещаемой стоимости, которая является наибольшей из двух величин: справедливой стоимости за вычетом расходов на реализацию и ценности использования, определенной как сумма рассчитанных будущих дисконтированных потоков денежных средств, скорректированная с учетом рисков. Для этой цели активы объединяются в группы на основании отдельно идентифицируемых и в значительной степени независимых потоков денежных средств. Стоимость активов, предназначенных для продажи, отражается по наименьшей из величин: балансовой стоимости и справедливой стоимости за вычетом расходов на реализацию. Дополнительный резерв на амортизацию таких активов не создается".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Royal Dutch Shell plc, с. 118.

Договорные потоки денежных средств при
расчете ценности использования

Royal Dutch Shell plc

"Оценки будущих потоков денежных средств, используемые при анализе активов, связанных с добычей углеводородов, на предмет обесценения получены с использованием оценок риска в отношении показателей производительности месторождения, пласта и включают данные о перспективах использования доказанных и недоказанных запасов, впоследствии взвешенные с учетом риска на основании результатов прогнозирования геологических, производственных, экономических факторов, а также коэффициента извлечения.

Оценки будущих потоков денежных средств основаны на оценках руководства будущих цен на товары, спроса и предложения на рынке, прибыли, а в случае с нефтегазовыми активами - ожидаемых будущих объемов добычи. Прочие факторы, которые могут привести к изменениям в оценках, включают планы по реструктуризации и изменения в правовой среде. Ожидаемые будущие объемы добычи, которые включают как доказанные запасы, так и объемы запасов, которые станут доказанными в будущем, используются для целей тестирования на обесценение, поскольку, по мнению компании Shell, это наиболее приемлемый показатель ожидаемых будущих потоков денежных средств, используемых для расчета ценности от использования.

Оценки будущих потоков денежных средств взвешены с учетом риска для отражения ожидаемых потоков денежных средств и соответствуют денежным потокам, используемым в бизнес-планах дочерних обществ. Ставка дисконтирования, основанная на предельной себестоимости задолженности Shell, используется при тестировании на предмет обесценения. Ожидаемые потоки денежных средств корректируются с учетом риска при отражении характерных для данной местности обстоятельств или рисков в отношении потоков денежных средств. Компания Shell проводит анализ ставки дисконтирования, которая должна применяться на ежегодной основе, несмотря на то, что в последние годы она была стабильной".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Royal Dutch Shell plc, с. 118 и 123.

4.5. Обязательство по выводу актива из эксплуатации

Пересмотр резервов под обязательства по выводу
активов из эксплуатации

BG Group plc

Затраты на вывод активов из эксплуатации. "При наличии правового или добровольно принятого на себя обязательства создается резерв в размере чистой приведенной стоимости оценочных затрат на вывод активов из эксплуатации в конце срока эксплуатации разрабатываемого месторождения.

Если данный резерв предоставляет возможность получения в будущем экономических выгод, в учете отражается актив, на который в дальнейшем начисляется амортизация в течение периода эксплуатации соответствующего разрабатываемого месторождения. В противном случае затраты относятся на отчет о прибылях и убытках. Расходы в связи с дисконтированием суммы резерва отражаются в отчете о прибылях и убытках в составе финансовых расходов. Изменения расчетных затрат или ставок дисконтирования признаются на перспективной основе.

Расчетные затраты на вывод активов из эксплуатации в конце периода эксплуатации месторождений анализируются не реже одного раза в год, а проектные оценки и отчеты периодически корректируются с учетом новых данных. Резерв создается в размере расчетных затрат на вывод активов из эксплуатации на отчетную дату если текущая ситуация указывает на то, что BG Group в конечном счете понесет данные расходы. Даты выплаты итоговой ожидаемой будущей суммы затрат на вывод активов из эксплуатации не определены, но в настоящее время предполагается, что выплаты будут произведены в период 2010-2047 гг."

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 74 и 109.

Резервы под обязательства по выводу активов из эксплуатации

Hydro ASA

Обязательства по выводу активов из эксплуатации и аналогичные обязательства. "Hydro отражает обязательства по выводу активов из эксплуатации, включая обязательства по демонтажу и восстановлению участка проведения работ, а также подобные обязательства, связанные с выводом из эксплуатации внеоборотных активов в соответствии с МСФО (IAS) 37 "Резервы, условные обязательства и условные активы", который предусматривает учет обязательств, связанных с выводом из эксплуатации внеоборотных активов, и МФСО (IAS) 16 "Основные средства". Обязательства по выводу из эксплуатации актива признаются по справедливой стоимости по мере их возникновения. Данные суммы включаются в балансовую стоимость внеоборотного актива как ее составная часть. Увеличение суммы обязательства с течением времени признается в качестве прироста затрат, который отражается в составе финансовых затрат. Затраты, дополнительно включаемые в балансовую стоимость актива, в дальнейшем амортизируются в течение срока полезного использования активов. Оценка обязательств по выводу актива из эксплуатации требует проведения анализа юридических, технических и экономических данных для того, чтобы определить, на какие именно операции или участки распространяются обязательства по выводу актива из эксплуатации, а также метод учета, сумму и сроки этих обязательств".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Hydro ASA, с. 18.

4.6. Финансовые инструменты и встроенные производные
финансовые инструменты

Область применения МСФО (IAS) 39

BG Group plc

Товарные инструменты. "В ходе обычной финансово-хозяйственной деятельности группа регулярно выступает стороной по операциям купли-продажи товаров. Большинство этих операций оформлены в виде договоров, которые были заключены и выполняются в целях получения или поставки товаров в соответствии с ожидаемыми потребностями группы в покупке, продаже или потреблении данных товаров. Подобные договоры не подпадают под действие МСФО (IAS) 39.

Некоторые долгосрочные договоры на продажу газа, действующие на рынке газа Великобритании, содержат условия, которые представляют собой выписанные опционы, которые подпадают под действие МСФО (IAS) 39. Кроме того, товарные инструменты применяются для управления рисками влияния изменений цен в целях оптимизации сроков и точек возникновения обязательств по поставкам природного газа и СПГ. Эти договоры отражаются в бухгалтерском балансе по справедливой стоимости, при этом ее изменения отражаются в отчете о прибылях и убытках.

Группа использует различные производные финансовые инструменты, в основе которых лежат товары, для управления некоторыми рисками, возникающими в связи с колебаниями цен на товарную продукцию. Подобные договоры включают в себя форварды, предусматривающие физическую поставку товара, и форварды, предусматривающие нетто-расчеты, фьючерсы, свопы и опционы. Если эти производные финансовые инструменты были отнесены в учете к инструментам хеджирования денежных потоков, подверженных риску влияния изменений товарных цен, определенные суммы прибылей и убытков по этим инструментам резервируются в составе капитала и отражаются в отчете о прибылях и убытках, когда становится ясен результат по соответствующим операциям хеджирования.

Все остальные товарные договоры, подпадающие под действие стандарта МСФО (IAS) 39, оцениваются по справедливой стоимости, а прибыли и убытки отражаются в отчете о прибылях и убытках.

Договоры на продажу газа и относящиеся к ним производные инструменты, связанные с физической покупкой и перепродажей газа, приобретенного у независимой стороны или проданного такой стороне, отражаются в свернутом виде в составе прочих операционных доходов".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 75.

Оценка долгосрочных договоров, не относящихся к категории договоров
на "потребление для собственных нужд компании"

BG Group рlc

Оценка. "Группа рассчитывает справедливую стоимость процентных и валютных производных инструментов путем использования рыночной оценки при ее наличии или при ее отсутствии, а также путем дисконтирования будущих потоков денежных средств, исходя из кривой рыночной доходности на отчетную дату.

Справедливая стоимость товарных договоров и товарных производных инструментов рассчитывается на основе кривых форвардных цен (при их наличии). В случае отсутствия рыночных оценок, справедливая стоимость при первоначальном признании устанавливается по цене сделки, а в дальнейшем определяется по ценовым предложениям третьих сторон или по допущениям в отношении цены на газ, другие товары и показатели, применяемых группой при долгосрочном планировании.

Одно из допущений, лежащих в основе определения справедливой стоимости долгосрочных договоров на продажу газа в Великобритании, состоит в том, что ее рынок газа является ликвидным в течение двух лет".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 105.

Встроенные производные инструменты

ВР рlc

"Производные инструменты, встроенные в другие финансовые инструменты или основные договоры, рассматриваются как отдельные производные финансовые инструменты, если связанные с ними риски и экономические характеристики не находятся в тесной связи с рисками и экономическими характеристиками основного договора.

Договоры оцениваются на предмет наличия в них встроенных производных инструментов на дату заключения данных договоров группой, в том числе на дату объединения компаний. Встроенные производные инструменты оцениваются по справедливой стоимости на каждую отчетную дату. Любые прибыли и убытки от изменения справедливой стоимости производных финансовых инструментов отражаются непосредственно в отчете о прибылях и убытках".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 105.

4.7. Вопросы признания выручки

Признание выручки - Операции по обмену товарами

ВР рlc

"Выручка от продаж нефти, природного газа, газоконденсатных жидкостей, сжиженного природного газа, бензина и химических продуктов, а также всех остальных товаров отражается в учете в момент передачи прав покупателю. Обмен в натуральной форме отражается на нетто основе, так же как и операции купли-продажи с одним и тем же контрагентом в рамках соглашения, подобного обмену в натуральной форме. Таким же образом, если в операциях купли-продажи энергоносителей группа действует от имени третьей стороны, при признании комиссионных доходов сумма операции по купле-продаже товара не отражается".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 107.

4.8. Роялти и налоги на прибыль

Нефтяные налоги

Centrika plc*(7)

Налог на доходы от продажи нефти (НДН). "На основании определений налога на прибыль в МСФО (IAS) 12 "Налог на прибыль" руководство пришло к выводу, что НДН должен отражаться в учете так же, как и все другие налоги на прибыль. Сумма налога за год отражается в составе налога на прибыль от продолжающейся деятельности в отчете о прибылях и убытках. Отложенные налоги отражаются в составе отложенных налоговых активов и обязательств в бухгалтерском балансе".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Centrica plc, с. 68.

4.9. Система торговли выбросами

Учет системы торговли выбросами

Centrika plc

Система торговли выбросами в ЕС и сертификаты на производство энергии из возобновляемых источников. "Квоты на выбросы С02, полученные в течение периода, первоначально отражаются по номинальной стоимости (нулевой стоимости). Приобретенные квоты на выбросы С02 первоначально признаются по себестоимости (стоимости приобретения) в составе нематериальных активов. Обязательство возникает в том случае, когда уровень выбросов превысит уровень полученных квот на выбросы. Обязательство оценивается по себестоимости приобретенных квот до уровня всех имеющихся у компании приобретенных квот, а затем по рыночной стоимости квот на отчетную дату, при этом изменения в обязательстве относятся на операционную прибыль. Форвардные контракты на покупку или продажу квот на выбросы С02 оцениваются по справедливо стоимости с отнесением прибылей и убытков от изменения справедливой стоимости на отчет о прибылях и убытках. Нематериальный актив выбывает в конце периода гарантированного соблюдения норм, что отражает потребление экономической выгоды. В результате амортизация в течение периода не отражается.

Приобретенные сертификаты на производство энергии из возобновляемых источников первоначально отражаются в составе нематериальных активов. Финансовое обязательство, связанное с обязательством по производству энергии из возобновляемых источников, признается исходя из масштаба поставок электроэнергии потребителям и рассчитывается в соответствии с процентной долей, устанавливаемой Правительством Великобритании, и ценой покупки сертификата на производство энергии из возобновляемых источников в соответствующий период. Нематериальный актив выбывает в конце периода гарантированного соблюдения норм, что отражает потребление экономической выгоды. В результате амортизация в течение периода не отражается".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Centrica plc, с. 62.

4.10. Совместные предприятия

Учет совместных предприятий

ВР рlc

Доли в совместных предприятиях. "Совместное предприятие основано на договорном соглашении, в котором две или более стороны (два или более участников) осуществляют экономическую деятельность при условии совместного контроля над ней. Совместный контроль существует только в том случае, когда стратегические и операционные решения, связанные с деятельностью, требуют единодушного согласия сторон. Совместно контролируемой организацией называется совместное предприятие, предусматривающее создание компании, партнерства или иной организации специально для участия в экономической деятельности, которую группа совместно контролирует с другими участниками.

Результаты, активы и обязательства совместно контролируемой организации отражены в данной финансовой отчетности по долевому методу. В соответствии с данным методом инвестиция в совместно контролируемую организацию отражается в бухгалтерском балансе по фактической стоимости с учетом изменений доли группы в чистых активах совместно контролируемой организации после приобретения за вычетом полученных средств и любого снижения стоимости данной инвестиции. Займы, предоставленные совместно контролируемым организациям, также включаются в состав данной инвестиции в бухгалтерском балансе группы. Отчет о прибылях и убытках группы отражает долю группы в результатах совместно контролируемой организации после налогообложения. В отчете группы о признанных доходах и расходах отражена доля группы в любых доходах и расходах, которые признаны совместно контролируемой организацией вне состава прибылей и убытков.

Финансовая отчетность совместно контролируемых организаций подготовлена за тот же отчетный период, что и отчетность группы. При необходимости эта финансовая отчетность корректируется для приведения учетной политики совместно контролируемых организаций в соответствие с учетной политикой, применяемой группой. Нереализованная прибыль по операциям между группой и ее совместно контролируемыми организациями исключается в размере, соответствующем доле группы в совместно контролируемых компаниях. Нереализованные убытки также исключаются, кроме случаев, когда имеются признаки обесценения переданного актива.

В случаях когда какие-либо события и изменения в условиях указывают на то, что балансовая стоимость может быть ниже возмещаемой, группа проводит оценку инвестиций в совместно контролируемые организации на возможное обесценение. При выявлении указаний на наличие обесценения, выполняется сравнение балансовой стоимости инвестиции с ее возмещаемой стоимостью, определяемой как наибольшая из двух величин: справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу и ценности использования.

Если балансовая стоимость превышает возмещаемую стоимость, стоимость инвестиции списывается до величины возмещаемой стоимости.

Группа прекращает применять метод долевого участия на дату, начиная с которой она теряет право осуществлять совместный контроль или оказывать существенное влияние на деятельность совместного предприятия, или когда ее доля становится удерживаемой для продажи.

Некоторые виды деятельности группы, в частности в сегменте "Разведка и Добыча", осуществляются через совместные предприятия, в которых участники напрямую владеют акциями и контролируют активы совместного предприятия. Доходы, расходы, активы и обязательства этих совместно контролируемых активов включаются в консолидированную финансовую отчетность пропорционально доле участия группы".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., ВР рlc, с. 100.

Учет совместно контролируемой деятельности

BG Group рlc

Принципы консолидации. "Финансовая отчетность представляет собой консолидированную отчетность компании и ее дочерних обществ и включает результаты, приходящиеся на ее долю в совместно контролируемых организациях и ассоциированных компаниях по методу долевого участия. При подготовке финансовой отчетности применялась последовательная учетная политика.

Большая часть деятельности BG Group в области разведки и добычи осуществляется в форме совместно контролируемой деятельности. Компания BG Group отражает свою долю в активах, обязательствах и денежных потоках, связанных с совместно контролируемой деятельностью по методу долевого участия".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 73.

Учет совместно контролируемых или находящихся
в совместном владении активов

Hydro ASA

Совместно контролируемые активы или деятельность. "Hydro отражает совместно контролируемые активы или деятельность в соответствии с пропорциональным методом учета. В некоторых случаях Hydro участвует в соглашениях, в соответствии с которыми Hydro и другие участники имеют прямые доли собственности в конкретных активах или прямое участие в определенной деятельности другой компании. Указанные совместно контролируемые активы или операции отражаются в финансовой отчетности группы путем построчного включения принадлежащей Hydro доли в соответствующих активах, обязательствах, доходах и расходах (пропорциональный метод)".

Совместно контролируемые активы или деятельность. "Hydro отражает находящиеся в совместном владении активы или деятельность на основании пропорционального метода учета. В соответствии с договорными обязательствами Hydro и другие стороны договора имеют прямые доли собственности в конкретных активах или прямое участие в определенной деятельности. Указанные активы или операции, находящиеся в совместном владении, отражаются в финансовой отчетности группы путем построчного включения принадлежащей Hydro доли в соответствующих активах, обязательствах, доходах и расходах (пропорциональный метод)".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Hydro ASA, с. 100.

Инвестиции, уровень контроля в которых меньше чем при совместном
контроле

Hydro ASA

Инвестиции в ассоциированные компании и совместные предприятия. "Ассоциированные компании учитываются Hydro по методу долевого участия. Является ли компания ассоциированной, зависит от возможности Hydro оказывать на нее существенное влияние, которое выражается в возможности участвовать в определении финансовой и операционной политики компании. Существенное влияние предполагается при наличии у Hydro от 20 до 50% голосующих акций. Однако при применении суждений могут быть сделаны выводы о наличии существенного влияния при доле собственности менее 20% и, наоборот, об отсутствии существенного влияния при доле собственности более 20%. Hydro применяет метод долевого участия в отношении ограниченного числа объектов инвестиций, в которых Hydro владеет менее 20% голосующих акций, исходя из оценки структуры управления каждого объекта инвестиций".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Hydro ASA, с. 100.

4.11. Объединение бизнеса

Гудвилл

BG Group plc

Объединение бизнеса и гудвилл. "При объединении бизнеса приобретенные чистые активы отражаются по справедливой стоимости. Гудвилл, представляющий собой разницу между стоимостью покупки и справедливой стоимостью приобретенных чистых активов, капитализируется и тестируется на обесценение хотя бы один раз в год или чаще, если события или изменения в условиях указывают на возможное обесценение гудвилла. Гудвилл рассматривается как актив соответствующего предприятия, к которому он относится, включая зарубежные предприятия. Соответственно он пересчитывается в фунты стерлингов по заключительному курсу обмена на каждую отчетную дату".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., BG Group plc, с. 73.

Распределение стоимости объединения на приобретенные активы и
обязательства

BP plc

Объединение бизнеса и гудвилл. "Объединение бизнеса учитывается по методу покупки. Стоимость приобретения определяется как величина уплаченных денежных средств, справедливая стоимость других переданных активов, выпущенных долевых финансовых инструментов и принятых или предполагаемых обязательств на дату совершения сделки плюс затраты, непосредственно связанные с приобретением. Идентифицируемые приобретенные активы, обязательства и условные обязательства признаются по справедливой стоимости на дату их приобретения. Превышение стоимости приобретения над чистой справедливой стоимостью приобретенных идентифицируемых активов, обязательств и условных обязательств признается в форме гудвилла. Если стоимость приобретения ниже справедливой стоимости приобретенных идентифицируемых активов (т.е. дисконт при приобретении), соответствующая разница кредитуется на отчет о прибылях и убытках за период, в котором осуществлено приобретение. В тех случаях, когда группа приобретает менее 100% участия в приобретаемой компании, доля меньшинства отражается в размере доли меньшинства в справедливой стоимости признанных активов и обязательств. Убытки, приходящиеся на миноритарных акционеров и превышающие долю меньшинства, в бухгалтерском балансе группы распределяются в счет долей родительской компании.

По состоянию на дату приобретения полученный гудвилл распределяется на каждую из генерирующих единиц, которые, как ожидается, получат выгоду от объединения бизнеса. Для этих целей единицы, генерирующие денежные средства, располагаются на один уровень ниже операционного сегмента.

После первоначального признания гудвилл признается по первоначальной стоимости за минусом накопленных убытков от обесценения. Он тестируется на обесценение один раз в год или чаще, если события или изменения в условиях указывают на его возможное обесценение.

Снижение стоимости определяется путем оценки возмещаемой стоимости генерирующей единицы, к которой относится гудвилл. В случае если возмещаемая стоимость генерирующей единицы меньше балансовой стоимости, признается обесценение.

Гудвилл, получаемый в результате объединения бизнеса до 1 января 2003 г., отражается по предыдущей балансовой стоимости в соответствии с общепринятой практикой бухгалтерского учета Великобритании.

Гудвилл может также возникнуть в отношении инвестиций в совместно контролируемые и ассоциированные компании. При этом он является превышением стоимости инвестиций над долей группы в чистой справедливой стоимости идентифицируемых активов. Этот гудвилл отражается в составе инвестиций в совместно контролируемые и ассоциированные компании, и любое обесценение гудвилла отражается как доход от совместно контролируемых и ассоциированных компаний".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., ВР рlc, с. 101.

4.12. Функциональная валюта

Определение функциональной валюты

Royal Dutch Shell plc

"Функциональной валютой большинства компаний, занимающихся разработкой и добычей, а также компаний с существенной долей зарубежной деятельности является доллар США, но другие компании функциональной валютой обычно выбирают валюту страны, в которой они находятся. Валютный риск возникает, когда определенные операции выражены в валюте, которая не является функциональной валютой компании. Как правило, такие операции относятся к доходам / расходам или к неденежным статьям".

Годовой отчет и отчетность за 2007 г., Royal Dutch Shell plc, с. 14.

"Международный бухгалтерский учет", N 11, 12, ноябрь, декабрь 2008 г., N 1, январь 2009 г.

-------------------------------------------------------------------------

*(1) ООО "Издательский дом финансы и кредит" выражает благодарность аудиторско-консалтинговой сети фирм PricewaterhouseCoopers за предоставленный материал.

*(2) Содержащиеся в настоящей статье выдержки из публикаций третьих лиц приводятся исключительно в иллюстративных целях. Информация, содержащаяся в этих выдержках, не была проверена аудиторско-консалтинговой сетью фирм PricewaterhouseCoopers и не отражает мнения PricewaterhouseCoopers. Использование выдержек третьих сторон в данной публикации не является подтверждением содержащейся в них информации сетью фирм PricewaterhouseCoopers. Не рекомендуется действовать на основании информации, представленной в настоящей статье, без предварительного обращения к профессиональным консультантам.

*(3) Британская нефтегазовая компания, созданная в 1997 г

*(4) Британо-нидерландская компания, третья по величине частная нефтегазовая компания в мире после ExxonMobil и ВР, созданная в 1907 г.

*(5) Британская нефтегазовая компания, вторая по величине нефтегазовая компания в мире, основанная в 1909 г.

*(6) Норвежская нефтегазовая и металлургическая компания, основанная в 1905 г.

*(7) Британская компания, занимающаяся хранением и поставками газа, снабжением потребителей электроэнергией, а также оказанием сервисных услуг, основанная в 1997 г.