Финансовая отчетность компаний нефтегазовой
advertisement
www.pwc.ru/ru/oil-and-gas Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли Международные стандарты финансовой отчетности 1-й выпуск на русском языке Предисловие Одной из основных задач любой методологии составления отчетности является ее оптимальное применение в контексте конкретной компании или отрасли. МСФО представляют собой методологию, основанную на принципах, и не предусматривают рекомендаций по ее применению в конкретной отрасли. Поэтому специалисты PwC рассматривают вопросы практического применения МСФО нефтегазовыми компаниями. В настоящей публикации освещаются вопросы, специфические для нефтегазовых компаний. В ней представлены примеры из отраслевой практики, демонстрирующие то, как компании реагируют на различные проблемные вопросы бухгалтерского учета, возникающие на протяжении всей цепочки создания стоимости. Разумеется, речь идет не только о МСФО, которые претерпевают постоянные изменения, но и об операционных вопросах, с которыми сталкиваются нефтегазовые компании. Решение таких вопросов, как интенсивный спрос на капитал и риски, характерные для компаний отрасли, приводит к более тесному деловому сотрудничеству между участниками рынка. В брошюре анализируются некоторые из основных отраслевых изменений, при этом выбираются те вопросы бухгалтерского учета и отчетности, которые имеют наибольшее практическое значение для деятельности нефтегазовых компаний. Стандарты, касающиеся соглашений о совместной деятельности, консолидированной финансовой отчетности и требований к раскрытию информации о долях участия в других компаниях, будут представлять особый интерес для компаний нефтегазового сектора. В отрасли продолжается полемика вокруг необходимости разработки специального руководства для компаний, занимающихся геологоразведкой, оценкой природных ресурсов, разработкой месторождений и добычей нефти и газа. Предисловие Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) являются основой для подготовки финансовой отчетности для рынков капитала в растущем числе стран по всему миру. Компании более чем 100 стран мира уже используют МСФО или находятся в процессе перехода на эти стандарты. Однако те компании, которые уже сегодня используют МСФО, сталкиваются с новыми, специфическими для них проблемными вопросами и задачами в сфере применения стандартов, поскольку процесс разработки новых и уточнения действующих стандартов, осуществляемый Советом по Международным стандартам финансовой отчетности (далее – Совет по МСФО), в последние годы становится более интенсивным и руководство компаний должно отслеживать непрерывный поток изменений в МСФО. В публикации рассматриваются не все стандарты МСФО, применяемые компаниями нефтегазовой отрасли: основное внимание уделяется вопросам, представляющим для них наибольший интерес. Постоянно меняющаяся ситуация в отрасли означает, что, прежде чем принимать решение по какомулибо из возникающих сложных вопросов, руководству необходимо более тщательно изучить этот вопрос и проконсультироваться со специалистами в конкретных областях. Специалисты PwC глубоко разбираются в специфике этой отрасли и активно помогают нефтегазовым компаниям обеспечивать высокое качество подготовки финансовой отчетности. Максим Тимченко Руководитель практики по предоставлению услуг компаниям нефтегазовой отрасли в России и Центральной и Восточной Европе Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 3 Содержание 4 Предисловие 3 Введение 9 1 Цепочка создания стоимости в нефтегазовой отрасли и важнейшие вопросы бухгалтерского учета 11 2 Геологоразведка и добыча 13 2.1 Обзор 14 2.2 Запасы и ресурсы 14 2.2.1 Ресурсы в сравнении с запасами 14 2.2.2 Оценка запасов 15 2.3 Геологоразведка и оценка 15 2.3.1 Метод учета результативных затрат и метод учета по полной стоимости 15 2.3.2 Учет затрат по геологоразведке и оценке согласно МСФО (IFRS) 6 16 2.3.3 Первоначальное признание затрат на проведение геологоразведки и оценки согласно исключению, предлагаемому МСФО (IFRS) 6 17 2.3.4 Первоначальное признание затрат на геологоразведку и оценку запасов согласно принципам МСФО 17 2.3.5 Последующая оценка активов, связанных с геологоразведкой и оценкой 19 2.3.6 Переклассификация активов, связанных с разведкой и оценкой, согласно МСФО (IFRS) 6 19 2.3.7 Обесценение активов, связанных с разведкой и оценкой 19 2.3.8 Боковые стволы скважины 20 2.3.9 Законсервированные скважины 20 2.3.10 События после отчетной даты 21 2.4 Затраты на разработку 22 2.5 Затраты по займам 22 2.6 Признание выручки на этапе проведения геологоразведки и добычи 23 2.6.1 Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы 23 2.6.2 Выручка от продаж до начала промышленной добычи 27 2.6.3 Использование поставочных форвардных договоров для финансирования разработки месторождения 27 2.6.4 Предварительные договоренности о цене 27 2.6.5 Представление выручки в финансовой отчетности 28 2.7 Обмен активами 29 2.8 Истощение, износ и амортизация 29 2.8.1 База для расчета амортизации пропорционально объему продукции 30 2.8.2 Изменение базы для расчета запасов 30 2.8.3 Компоненты 31 2.9 Раскрытие информации о запасах и ресурсах 31 2.9.1 Обзор 31 2.9.2 Раскрытие информации о затратах на геологоразведку и оценку и о затратах на добычу 32 2.9.3 Правила КЦББ в отношении раскрытия информации о запасах и модернизация требований 32 3 Транспортировка, переработка и сбыт 35 3.1 Обзор 36 3.2 Оценка товарно-материальных запасов 36 PwC Запасы добывающих компаний 36 3.2.2 Запасы брокеров-трейдеров 36 3.2.3 Запасы нефти и нефтепродуктов в системе трубопроводов (line fill) и буферный газ 36 3.2.4 Чистая цена продажи запасов нефти 37 3.2.5 Запасы запчастей 38 3.3 Признание выручки при осуществлении деятельности по транспортировке, переработке и сбыту продукции 38 3.3.1 Обмен продукцией 38 3.3.2 Продажа на условиях CIF (cost, insurance and freight) по сравнению с продажей на условиях FOB (free on board) 39 3.3.3 Нефтепромысловые услуги 39 3.4 Система торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу 39 3.4.1 Учет системы торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу 40 3.4.2 Сертифицированные сокращения выбросов (ССВ) 41 3.5 Амортизация активов по переработке и сбыту продукции 41 3.5.1 Затраты на комплексную реконструкцию/капитальный ремонт 42 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли 43 4.1 Объединение бизнеса 44 4.1.1 Обзор 44 4.1.2 Определение бизнеса 44 4.1.3 Выявление объединения бизнеса 46 4.1.4 Метод приобретения 46 4.1.5 Гудвилл в сделках по приобретению активов в нефтегазовой отрасли 49 4.1.6 Отложенный налог 50 4.1.7 Предварительная оценка справедливой стоимости 50 4.1.8 Объединение бизнеса, осуществляемое поэтапно 51 4.1.9 Приобретение долей участия в совместно контролируемых активах 51 4.1.10 Объединение бизнеса с участием компаний под общим контролем 52 4.1.11 Затраты на реорганизацию 52 4.1.12 Представление и раскрытие информации 52 4.2 Совместная деятельность 53 4.2.1 Обзор 53 4.2.2 Совместный контроль 53 4.2.3 Классификация совместных предприятий 54 4.2.4 Порядок учета совместно контролируемых активов (СКА) 55 4.2.5 Порядок учета совместно контролируемых операций (СКО) 56 4.2.6 Порядок учета совместно контролируемых предприятий (СКП) 56 4.2.7 Вклады в совместно контролируемые предприятия 58 4.2.8 Инвестиции, уровень контроля в которых меньше, чем при совместном контроле 59 4.2.9 Изменения в структуре собственности совместной деятельности 60 4.2.10 Учет участниками совместной деятельности 61 4.2.11 Соглашения о предоставлении в аренду («farm-out») 61 4.2.12 Соглашения о централизованной эксплуатации месторождения 64 4.3 Соглашения о разделе продукции (СРП) 66 Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли Содержание 3.2.1 5 6 4.3.1 Общая информация 66 4.3.2 Компания несет риски, связанные с геологоразведкой 67 4.3.3 Компания несет риск, связанный с выполнением своих обязательств по договору 70 4.3.4 Вывод из эксплуатации активов в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) 72 4.3.5 Налогообложение СРП 72 4.4 Вывод активов из эксплуатации 75 4.4.1 Резервы по выводу активов из эксплуатации 75 4.4.2 Пересмотр резервов по выводу активов из эксплуатации 75 4.4.3 Отложенный налог на резервы по выводу активов из эксплуатации 76 4.5 Обесценение активов по разработке, добыче, переработке и сбыту 76 4.5.1 Обзор 76 4.5.2 Признаки обесценения 76 4.5.3 Единицы, генерирующие денежные средства 79 4.5.4 Совместно используемые активы 80 4.5.5 Оценка справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу («ССЗВЗНП») 80 4.5.6 Ценность использования 81 4.5.7 Взаимосвязь между созданием резерва по выводу активов из эксплуатации и тестированием на обесценение 83 4.5.8 Тестирование на обесценение гудвилла 85 4.5.9 Сторнирование убытка от обесценения 87 4.6 Роялти и налоги на прибыль 87 4.6.1 Налоги на добычу нефти – роялти и акцизы 87 4.6.2 Налоги на добычу нефти, взимаемые с прибыли 87 4.6.3 Налоги, уплаченные денежными средствами или в натуральной форме 91 4.6.4 Отложенный налог и приобретение долей участия в совместно контролируемых активах 91 4.6.5 Дисконтирование сумм налогов на доходы от добычи нефти 92 4.6.6 Роялти, уплачиваемые неправительственным органам/организациям, и доли участия 92 4.7 Функциональная валюта 92 4.7.1 Общий обзор 92 4.7.2 Определение функциональной валюты 92 4.7.3 Изменение функциональной валюты 94 4.8 Аренда 95 4.8.1 Общий обзор 95 4.8.2 В каких случаях существуют арендные взаимоотношения? 95 4.8.3 Учет аренды 96 4.8.4 Представление и раскрытие информации 96 5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты 97 5.1 Общий обзор 98 5.1.1 Сфера применения МСФО (IAS) 39 98 5.1.2 Применение понятия «потребление для собственных нужд» 100 5.2 Оценка долгосрочных договоров, не относящихся к категории «потребление для собственных нужд» 102 5.2.1 Прибыль на дату совершения операции 102 PwC Гибкость при определении объема заказа (наличие опций), включая соглашения на условиях «бери или плати» 103 5.4 Встроенные производные инструменты 103 5.4.1 Оценка того, являются ли встроенные производные инструменты тесно связанными с основным договором 104 5.4.2 Момент проведения оценки встроенных производных инструментов 105 5.5 Договоры на поставку сжиженного природного газа (СПГ) 105 5.6 Учет хеджирования 105 5.6.1 Принципы и виды хеджирования 105 5.6.2 Хеджирование денежных потоков и «высокая вероятность» 106 5.6.3 Хеджирование нефинансовых статей 107 5.6.4 Переоценка отношений хеджирования в объединениях бизнеса 107 5.7 Централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями 107 6 Первое применение МСФО 109 6.1 Условная стоимость 110 6.2 Компонентизация 110 6.3 Резервы на покрытие обязательств по выводу объектов из эксплуатации 111 6.4 Функциональная валюта 111 6.5 Активы и обязательства дочерних, ассоциированных и совместных предприятий 111 6.6 Требования к раскрытию информации 112 7 Будущие изменения: выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты 113 7.1 Консолидация и совместная деятельность 114 7.1.1 Консолидация 114 7.1.2 Совместная деятельность 115 7.2 Оценка по справедливой стоимости 117 7.3 Финансовые инструменты 118 7.3.1 Новый стандарт МСФО (IFRS) 9 118 7.3.2 Какое влияние он оказывает на нефтегазовый сектор? 118 7.3.3 В чем заключаются основные изменения для финансовых активов? 118 7.3.4 Как может измениться существующая практика для предприятий нефтегазового сектора? 119 7.3.5 В чем заключаются основные изменения для финансовых обязательств? 121 7.3.6 Что еще предприятия нефтегазового сектора должны знать о новом стандарте? 121 Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли Содержание 5.3 7 8 PwC Введение В настоящей публикации проводится анализ основных практических методов ведения бухгалтерского учета в соответствии с Международными стандартами финансовой отчетности (МСФО) в компаниях нефтегазовой отрасли. Необходимость подготовки данной публикации объясняется следующим: • отсутствием стандарта МСФО, регулирующего вопросы финансовой отчетности в добывающих отраслях; • переходом компаний нефтегазового сектора на МСФО в целом ряде юрисдикций, притом что подавляющее большинство компаний считают, что применение МСФО в этой отрасли будет связано с многочисленными трудностями, а также • продолжением реализации проектов по переходу на МСФО в ряде юрисдикций, благодаря которым компании могут опираться на существующие разъяснения, касающиеся применения МСФО в отрасли. финансовой отчетности, в связи с тем, что: • они имеют особую значимость для нефтегазовых компаний и/или • в мире исторически сложились различные подходы к составлению финансовой отчетности. В последнее время в нефтегазовой отрасли наблюдался не только переход компаний на применение МСФО для подготовки финансовой отчетности, но и: • значительный рост активности в области сделок слияния и поглощения; • усиливающиеся тенденции к глобализации; • продолжающийся рост использования сложных финансовых инструментов и транзакций; а также • повышенное внимание к обязательствам по охране окружающей среды и восстановлению участков проведения работ. В настоящей публикации обсуждению этих основных вопросов посвящен целый ряд глав. Предыдущий опыт PwC Какие вопросы рассматриваются в публикации ? В основу этой публикации положен опыт PwC, полученный благодаря лидирующему положению фирмы в области предоставления услуг по вопросам ведения бухгалтерского учета предприятиям нефтегазовой отрасли по всему миру. Это лидирующее положение позволяет Международной группе по предоставлению аудиторских и консультационных услуг предприятиям топливно-энергетического комплекса (ТЭК) давать рекомендации и вести обсуждение по вопросам международных стандартов и их практического применения. Мы оказываем поддержку проекту Совета по МСФО, в котором изучается возможность разработки стандарта бухгалтерского учета для добывающих отраслей. Мы надеемся, что благодаря этому стандарту будет достигнута согласованность всех аспектов финансовой отчетности добывающих компаний. Нефтегазовая отрасль, вероятно, является одной из самых глобализованных отраслей, поэтому сопоставимость данных финансовой отчетности компаний в международном масштабе будет только приветствоваться. Публикация включает вопросы, которые мы посчитали интересными с точки зрения Надеемся, что информация, представленная в данной публикации, будет вам полезна. Для кого предназначена эта публикация? Публикация 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 больше узнать о некоторых применяемых методах бухгалтерского учета, отражающих специфику отрасли; а также • 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. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 9 Введение Каким вопросам посвящена эта публикация? 10 PwC N 1 Цепочка создания стоимостиглавы в нефтегазовой отрасли и важнейшие вопросы бухгалтерского учета Название главы название 1NЦепочка создания стоимости Chart Title в нефтегазовой отрасли и важнейшие вопросы бухгалтерского учета Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 11 1 Цепочка создания стоимости в нефтегазовой отрасли и важнейшие вопросы бухгалтерского учета Целью нефтегазовой компании является геологоразведка, добыча, переработка и реализация нефти и газа, нефтепродуктов, продуктов переработки газа и сопутствующих продуктов. Для проведения геологоразведки и добычи углеводородов требуются значительные финансовые вложения и длительный период подготовки проекта с учетом сложного состояния окружающей среды, при этом существует значительная неопределенность в отношении результатов проекта. Геологоразведка, разработка месторождений и добыча нефти и газа часто осуществляются в рамках совместных предприятий или совместной деятельности, что позволяет разделить существенные капитальные затраты между участниками совместной деятельности или совместного предприятия. Добытое углеводородное сырье часто требуется транспортировать на дальние расстояния по трубопроводу либо в танкерах; все чаще газ транспортируют в сжиженном состоянии с использованием специализированных перевозчиков, по прибытии на место назначения его регазифицируют. Транспортировка газа остается сложным вопросом, поэтому многие добывающие и энергетические компании стремятся к заключению долгосрочных договоров для обеспечения необходимой инфраструктуры при разработке крупных месторождений, особенно на континентальных шельфах. В публикации рассматриваются наиболее важные для нефтегазовой отрасли вопросы бухгалтерского учета, причем в соответствии с этапами цепочки создания стоимости в отрасли: геологоразведка и разработка месторождений, добыча и реализация продукции; параллельно рассматриваются вопросы, наиболее часто возникающие у предприятий отрасли. Геологоразведка и добыча Транспортировка, переработка и сбыт • • • • • • • • • Вопросы, связанные с оценкой продукции • Вопросы, связанные с признанием выручки • Система торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружающую среду • Износ активов по транспортировке, переработке и сбыту продукции Запасы и ресурсы Истощение и износ активов Геологоразведка и оценка Затраты на разработку Затраты по займам Признание выручки Раскрытие информации о запасах и ресурсах Соглашения о разделе продукции и концессии Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли • • • • • • • • 12 На развитие отрасли оказывают значительное влияние такие макроэкономические факторы, как цены на сырьевые товары, колебания курсов валют, риск изменения процентной ставки и политическая ситуация. Подготовка технико-экономического обоснования проекта по добыче углеводородов и его оценка весьма сложны и проводятся с использованием ряда существенных переменных величин. Деятельность отрасли может оказывать существенное воздействие на окружающую среду, поэтому компании часто имеют обязательства по устранению всех негативных последствий от своей деятельности. Несмотря на все эти трудности, поступления от налогообложения деятельности по добыче нефти и газа, а также итоговая прибыль компаний являются важнейшим источником дохода для правительств многих стран. Кроме того, государство становится все более изощренным в своем стремлении к установлению контроля над значительной долей добычи нефти и газа на своей суверенной территории. Объединение бизнеса Совместные предприятия Вывод активов из эксплуатации Обесценение активов Роялти и налоги на прибыль Функциональная валюта Лизинг Финансовые инструменты PwC 2 Геологоразведка и добыча 2 Геологоразведка и добыча Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 13 2 Геологоразведка и добыча 2.1 Обзор Деятельность по геологоразведке и добыче включает геологоразведку и обнаружение углеводородов: сырой нефти и природного газа. Также к ней относится разработка запасов и ресурсов углеводородов и их последующее извлечение (добыча нефти и газа). 2.2 Запасы и ресурсы Наиболее важным экономическим активом компании являются разведанные ресурсы нефти и газа. Финансовый потенциал компании зависит от количества и качества ресурсов, которые данная компания имеет право добывать и реализовывать. Ресурсы являются источником будущих денежных поступлений от реализации углеводородов и формируют базу для привлечения заемных средств и финансирования за счет выпуска новых акций. 2.2.1 Ресурсы в сравнении 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 начиная с конкретной даты. МСФО (IAS) 16 «Основные средства» и МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы» не применяются к учету активов, связанных с разведкой и оценкой запасов полезных ископаемых. Совет по МСФО рассматривает вопросы учета минеральных ресурсов и запасов в рамках проекта по разработке стандарта бухгалтерского учета для добывающих отраслей. Компании учитывают запасы по исторической стоимости геологоразведки и разработки запасов или по стоимости приобретения запасов у третьей стороны. Стоимость разведки и разработки запасов не зависит напрямую от количества запасов. Количественные показатели запасов не оказывают прямого влияния на стоимость разведки и разработки запасов. Цена приобретения, распределенная на запасы, полученные в ходе объединения бизнеса, представляет собой справедливую стоимость запасов и ресурсов на дату объединения бизнеса и только в этот момент времени. Запасы и ресурсы оказывают большое влияние на показатели финансовой отчетности нефтегазовой компании и затрагивают несколько существенных аспектов. К таким аспектам, в частности, относятся: • истощение, износ и амортизация; • обесценение активов и восстановление убытка от обесценения; • признание будущих обязательств по выводу активов из эксплуатации и восстановлению окружающей среды; • распределение цены покупки в ходе объединения бизнеса. 14 PwC Наличие геологических и технологических данных о залежах углеводородов позволяет установить определенность/неопределенность оценки запасов. Запасы классифицируются как доказанные или недоказанные, исходя из степени определенности/ неопределенности в отношении оценки возможности их добычи. В МСФО не содержатся какие-либо определения или рекомендации в отношении данной классификации. В настоящей публикации используются термины, которые широко применяются в нефтегазовой отрасли, однако существуют различные специфические классификации запасов, и для их определения необходимо учитывать целый ряд аспектов. В ряде стран используется свое определение запасов. К таким странам, например, относятся Китай, Россия и Норвегия. Компании, зарегистрированные в Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC или КЦББ), при подготовке финансовой отчетности применяют определение запасов в соответствии с требованиями КЦББ. Существуют также определения, разработанные профессиональными ассоциациями, например Обществом инженеров-нефтяников (SPE). Применение разных методов оценки запасов может привести к проблемам при сопоставлении данных; компании должны указывать, какие методы определения запасов они применяют, и использовать их постоянно. Доказанные запасы представляют собой 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 с учетом существующих экономических и эксплуатационных условий, т. е. с учетом цен и затрат на момент оценки. Доказанные запасы, в свою очередь, подразделяются на доказанные разрабатываемые и доказанные неразрабатываемые: • доказанными разрабатываемыми запасами являются запасы, которые, как можно ожидать, могут быть добыты из существующих скважин с использованием существующих методов добычи и существующего оборудования; • доказанными неразрабатываемыми запасами являются запасы, которые, как ожидается, могут быть добыты из новых скважин на неразбуренном подтвержденном месторождении или из существующих скважин, но для их добычи 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; В разделе 2.9 рассматриваются требования к раскрытию информации о запасах и ресурсах. 2.2.2 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. Процесс оценки включает анализ информации о геологии нефтяного пласта и окружающих его горных пород, а также анализ жидкостей и газов, содержащихся в пласте. Кроме того, необходимо выполнять оценку влияния таких факторов, как температура и давление, на извлекаемость запасов. При этом также должны учитываться существующие методы эксплуатации, законодательные и иные нормативные требования, затраты и другие факторы, влияющие на коммерческую рентабельность добычи. По мере разработки месторождения и начала добычи поступает все больше информации о составе смеси нефти, газа и воды, давлении в пласте, а также других соответствующих данных. Полученная информация используется для уточнения оценки извлекаемых запасов. Оценка запасов пересматривается в течение всего срока эксплуатации месторождения. 2.3 Геологоразведка и оценка Компании несут затраты по проведению работ по геологоразведке ресурсов углеводородного сырья. Кроме того, они несут затраты по подготовке и оценке технико-экономического обоснования проекта по добыче разведанных ресурсов. В соответствии с МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка запасов полезных ископаемых», этап геологоразведки начинается после получения юридического права на проведение геологоразведочных работ. Затраты, понесенные до получения юридических прав на производство разведочных работ на определенной территории, относятся на расходы, за исключением отдельно приобретенных нематериальных активов (например, платеж за приобретение юридических прав). Порядок учета затрат на разведку и оценку (капитализация затрат или отнесение их на расходы) может оказать существенное влияние на финансовую отчетность и представленные в ней финансовые результаты, особенно тех предприятий, которые находятся на этапе проведения геологоразведочных работ и не ведут деятельность по добыче. 2 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 и метод учета по полной стоимости. Существует множество различных вариантов учета. Общепринятые принципы бухгалтерского учета (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, таким образом, ОПБУ США оказали влияние на порядок бухгалтерского учета в других странах. Геологоразведка и добыча • 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. 2.3.1 Метод учета результативных затрат и метод учета по полной стоимости Метод учета результативных затрат, возможно, более широко применялся вертикально интегрированными нефтегазовыми компаниями, но он также используется и многими более мелкими компаниями, занимающимися только геологоразведкой и добычей. Затраты 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 запасы, добыча которых может быть признана экономически целесообразной, не обнаружены, 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. Все затраты, понесенные крупным географическим центром затрат, или пулом, в связи с разведкой, приобретением прав на разведку и разработку запасов, капитализируются. Центром затрат, или пулом, обычно является страна. Когда начинается этап добычи, амортизация осуществляется в разрезе стран. 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 и повышенным отчислениям на истощение недр в последующих периодах. В отрасли продолжается обсуждение концептуальных преимуществ применения обоих методов, хотя ни один из них не соответствует в полной мере концепции МСФО. Совет по МСФО опубликовал МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка запасов полезных ископаемых» как промежуточное решение проблемы учета затрат по геологоразведке и оценке в ожидании результатов более широкого проекта, реализуемого Советом по МСФО в области учета в добывающих отраслях. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 15 Компании, которые переходят на МСФО, могут продолжать применять учетную политику в отношении геологоразведки и оценки, которую они используют в настоящее время. МСФО (IFRS) 6 не применяется в отношении затрат, понесенных после завершения геологоразведки и оценки. Период, на который распространяется действие стандарта, относительно невелик, а принципы выделения компонентов по МСФО (IAS) 16 и правила обесценения по МСФО (IAS) 36 усложняют учет по методу полной стоимости после завершения стадии геологоразведочных работ и оценки ресурсов. МСФО (IFRS) 1 «Первое применение междунардных стандартов финансовой отчетности» содержит специальное освобождение от определенных требований в переходный период, чтобы помочь компаниям перейти с учета по методу полной стоимости в соответствии с предыдущими ОПБУ на метод учета результативных затрат по МСФО. Более подробная информация представлена в разделе 6.1. 2.3.2 У чет затрат по геологоразведке и оценке согласно МСФО (IFRS) 6 Компания учитывает затраты на проведение геологоразведки и оценки запасов с помощью разработки учетной политики, соответствующей принципам МСФО, либо с применением исключения, разрешенного МСФО (IFRS) 6 (МСФО (IFRS) 6, п. 7). В соответствии с применявшимися ранее ОПБУ США компания имела возможность выбора учетной политики между капитализацией затрат на геологоразведку и отнесением их на расходы. Согласно МСФО (IFRS) 6 компания может продолжать применение текущей учетной политики в отношении учета затрат по геологоразведке и оценке запасов в соответствии с ОПБУ своей страны. Требование полного соответствия политики принципам МСФО отсутствует [МСФО (IFRS) 6, п. 6–7]. 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 [МСФО (IFRS) 6, п. 13]. Изменение должно привести к формированию новой учетной политики, которая является более уместной для пользователей финансовой отчетности и не менее надежной либо является более надежной и не менее уместной для пользователей финансовой отчетности, 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. Изменения в учетной политике при первом применении МСФО (IFRS) 6 Может ли компания вносить изменения в свою учетную политику в области капитализации затрат на геологоразведку и оценку при первом применении МСФО? Общая информация В течение многих лет компания А осуществляет деятельность в секторе геологоразведки и добычи нефти и газа. Компания переходит на МСФО в 20X5 г. Датой перехода на МСФО считается 1 января 20X4 г. Руководством принято решение о применении МСФО (IFRS) 6, что позволит компании воспользоваться предлагаемым освобождением, касающимся капитализации затрат на геологоразведку и применяемого тестирования на обесценение. В соответствии с предыдущими ОПБУ компания А применяла учетную политику, согласно которой затраты на проведение геологических и геофизических исследований относились на текущие расходы. Геологические и геофизические исследования, которые проводила компания, сами по себе не соответствуют определению актива согласно принципам МСФО, однако руководство отметило, что согласно МСФО (IFRS) 6 капитализация таких затрат разрешается [МСФО (IFRS) 6, п. 9 (b)]. Может ли руководство компании А изменить учетную политику компании при переходе на МСФО, чтобы капитализировать затраты на проведение геологических и геофизических исследований? Решение Нет. Согласно МСФО (IFRS) 6 в учетную политику разрешается вносить только те изменения, в результате которых финансовая отчетность станет более надежной для ее пользователей при принятии экономических решений и не менее уместной, чем предыдущая учетная политика, или более уместной для пользователей финансовой отчетности при принятии экономических решений и не менее надежной, чем предыдущая учетная политика. Одной из характеристик достоверного отражения является осмотрительность. Капитализация затрат в большем объеме, чем при применении предыдущей учетной политики, означает использование менее осмотрительного подхода, а следовательно, не отражает ситуацию более достоверно. Соответственно, руководству компании А не следует вносить предлагаемое изменение в учетную политику. В случае приведенного выше решения компания А рассматривается как отдельное предприятие. Однако если компания А представляет собой группу, которая переходит на МСФО, и как минимум одна компания группы ранее капитализировала затраты, связанные с геологоразведкой и оценкой, то компания А, выступающая в качестве группы, могла бы принять политику по капитализации затрат. 16 PwC Критерии для определения приемлемости и надежности учетной политики установлены в п. 10 МСФО (IAS) 8. Учетная политика должна: • быть уместной для пользователей при принятии ими экономических решений; • отражать экономическое содержание операций, прочих событий и условий, а не только их юридическую форму; • быть нейтральной, т. е. свободной от предвзятости; • быть консервативной; • быть полной во всех существенных отношениях. Новая компания, которая не готовила отчетность по ранее применимым ОПБУ и находится на этапе подготовки первого комплекта финансовой отчетности, может выбрать учетную политику в отношении учета затрат на геологоразведку. Руководство может принять решение о применении положений МСФО (IFRS) 6 и капитализировать такие затраты. В этом случае применяется требование о проведении тестирования на обесценение, если существуют признаки того, что балансовая стоимость любых активов не будет возмещаться. Подход к учету обесценения и амортизации соответствующих активов по каждому отдельному месторождению применяется после завершения этапа геологоразведки 2.3.3 П ервоначальное признание затрат на проведение геологоразведки и оценки согласно исключению, предлагаемому МСФО (IFRS) 6 2 Геологоразведка и добыча • достоверно представлять финансовое положение, финансовые результаты и движение денежных средств; этой политикой 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. МСФО (IFRS) 6 охватывает только стадию геологоразведки и оценки запасов до того момента, когда будет установлена экономическая целесообразность их добычи. 2.3.4 Первоначальное признание затрат на геологоразведку и оценку запасов 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 [F.89]. 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. Если компании не применяют МСФО (IFRS) 6 и вместо этого разрабатывают политику в соответствии с принципами МСФО, затраты на геологоразведку списываются на расходы до момента капитализации. Момент капитализации – это более ранний из двух моментов: Практически все компании, переходящие на МСФО, приняли решение использовать исключение, содержащееся в МСФО (IFRS) 6, а не разрабатывать политику в соответствии с принципами МСФО. i) момента, когда можно достоверно оценить, что справедливая стоимость за вычетом затрат на продажу активов превышает общие понесенные затраты и уже капитализированные затраты (например, затраты на приобретение лицензий); 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 в соответствии с ii) момента, когда проведенная оценка актива свидетельствует о наличии запасов, извлечение которых является экономически целесообразным, и вероятности экономических выгод от продолжающейся разработки и добычи запасов. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 17 Следует ли капитализировать затраты на исследования, которые дали отрицательные результаты в отношении ресурсов полезных ископаемых, но привели к увеличению справедливой стоимости лицензии? Общая информация Компания B осуществляет деятельность в секторе геологоразведки и добычи нефти и газа. Компания приняла решение не сохранять свою предыдущую учетную политику в области учета затрат, связанных с геологоразведкой и оценкой, а разработать данную учетную политику в полном соответствии с принципами МСФО. Кроме того, для проведения тестирования на обесценение она приняла решение объединить активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, с нефтегазодобывающими активами. Компания B приобрела долю (предоставленную с правом передачи) в лицензии на геологоразведку. Уже завершенные первоначальные исследования на лицензионном участке указывают на наличие залежей углеводородов, однако для того, чтобы установить размер залежей и экономическую целесообразность добычи данных углеводородов, требуется проведение дальнейших исследований. Руководству известно о том, что третьи стороны готовы приобрести долю в лицензии на геологическое изучение с надбавкой к стоимости в случае получения ими дополнительной геологической и геофизической информации. Сюда относятся и лицензии, в рамках которых дополнительная информация свидетельствует о том, что дальнейшие исследования не принесут результата. Вопрос Может ли компания B капитализировать затраты на проведение исследований, если до начала проведения исследований существует вероятность того, что результаты исследований в любом случае приведут к увеличению справедливой стоимости доли в лицензии? Решение Да. Компания B может капитализировать затраты на проведение исследований при условии, что балансовая стоимость не будет превышать возмещаемую стоимость. До начала проведения исследований руководство компании B уверено в том, что увеличение справедливой стоимости за вычетом затрат по продаже доли в лицензии будет выше затрат на проведение дополнительных исследований. Следовательно, капитализация затрат на проведение исследований соответствует критериям, установленным компанией в учетной политике. Затраты, произведенные после того, как была установлена экономическая целесообразность коммерческой добычи, капитализируются только в том случае, если они необходимы для ее начала. Последующие затраты не должны капитализироваться после начала коммерческой добычи, за исключением случаев, когда они удовлетворяют критериям признания актива. 2.3.4.1 Классификация активов в качестве материальных/ нематериальных активов Признанные активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, должны классифицироваться как материальные или нематериальные в зависимости от их характера [МСФО (IFRS) 6, п. 15]. Однако разведочная скважина, как правило, рассматривается в качестве материального актива. Классификация активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, в качестве материальных или нематериальных имеет соответствующие последствия, если для последующей оценки используется модель переоценки (хотя этот подход не является широко распространенным) или если при подготовке первой отчетности по МСФО применяется освобождение от использования справедливой стоимости в качестве предполагаемой стоимости в соответствии с МСФО (IFRS) 1. Модель переоценки может применяться в отношении нематериальных активов, если для соответствующих нематериальных активов существует активный рынок. Этот критерий редко соблюдается, а в отношении активов, 18 PwC связанных с геологоразведкой и оценкой, не соблюдается вовсе, поскольку они неоднородны. Освобождение от использования справедливой стоимости в качестве предполагаемой стоимости в соответствии с МСФО применяется только в отношении материальных активов и, таким образом, не может применяться в отношении нематериальных активов. Следовательно, классификация активов в качестве материальных или нематериальных при определенных обстоятельствах может иметь значение. Однако на практике отмечается применение разных подходов. Некоторые компании первоначально капитализируют активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, как нематериальные, а затем, после принятия решения о разработке, переклассифицируют все эти затраты в нефтегазовые активы в составе основных средств. Некоторые компании капитализируют затраты на геологоразведку в качестве нематериального актива и амортизируют его по линейному методу в течение установленного договором срока геологоразведки. Другие компании капитализируют затраты на геологоразведку в качестве материальных активов в составе незавершенного строительства или основных средств с даты начала геологоразведки. Четкое раскрытие выбранной учетной политики и ее последовательное применение позволяют пользователям лучше понять финансовую отчетность компании. 2.3.5 П оследующая оценка активов, связанных с геологоразведкой и оценкой Начисление износа и амортизации активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, как правило, не начинается до ввода активов в эксплуатацию. Некоторые компании амортизируют стоимость активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, в течение срока действия лицензии на геологоразведку. 2.3.6 П ереклассификация активов, связанных с разведкой и оценкой, согласно МСФО (IFRS) 6 Активы, связанные с разведкой и оценкой, нельзя продолжать классифицировать в качестве таковых после того, как стали очевидными техническая осуществимость и коммерческая целесообразность добычи полезных ископаемых. Перед переклассификацией следует проверить активы, связанные с разведкой и оценкой, на обесценение и признать любой убыток от обесценения [МСФО (IFRS) 6, п. 17]. Требования к тестированию на обесценение приведены ниже. После переклассификации к активу, связанному с разведкой и оценкой, применимы стандартные требования МСФО. К ним относятся тестирование на обесценение на уровне единицы, генерирующей денежные средства, и амортизация по компонентам актива. Освобождение, предоставляемое МСФО, применяется только до момента оценки (уточнение разъяснений IFRIC, ноябрь 2005 г.). Актив, связанный с разведкой и оценкой, в отношении которого не были выявлены запасы, добыча которых была бы экономически целесообразной, должен списываться до справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу. Такой актив больше не может объединяться с другими добывающими активами. 2.3.7 О бесценение активов, связанных с разведкой и оценкой МСФО (IFRS) 6 устанавливает альтернативный порядок тестирования на обесценение активов, связанных с разведкой и оценкой. Компания оценивает активы, связанные с разведкой и оценкой, только при возникновении признаков обесценения. К признакам обесценения, среди прочих, относятся следующие: • срок, в рамках которого предприятие имеет право на производство разведочных работ на определенной территории, истек в течение отчетного периода или истечет в ближайшем будущем, а его продление не ожидается; 2 • разведка и оценка запасов полезных ископаемых на определенной территории не привели к обнаружению коммерчески выгодного количества запасов полезных ископаемых, и предприятие решило прекратить производство указанных работ на этой территории; Геологоразведка и добыча Активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, могут оцениваться на основании модели учета по фактическим затратам или модели учета по переоцененной стоимости в соответствии с МСФО (IAS) 16 и МСФО (IAS) 38 после первоначального признания [МСФО (IFRS) 6, п. 12]. На практике большинство компаний используют модель учета по фактическим затратам. ископаемых на определенной территории, не были учтены в процессе планирования и составления бюджета; • существует достаточно признаков того, что, несмотря на возможное продолжение разработки на данной территории, полное возмещение балансовой стоимости актива, связанного с разведкой и оценкой, в результате успешной разработки или продажи представляется маловероятным. Как только были выявлены признаки обесценения активов, связанных с разведкой и оценкой, последние должны быть протестированы на обесценение. МСФО вводит понятие более крупных единиц, генерирующих денежные средства, для активов, связанных с разведкой и оценкой. Компаниям разрешается группировать активы, связанные с разведкой и оценкой, вместе с активами, связанными с добычей полезных ископаемых, при условии последовательного применения учетной политики и четкого раскрытия информации. Каждая единица, генерирующая денежные средства, или группа таких единиц не может быть больше операционного сегмента (до объединения). Следовательно, группировка активов, связанных с разведкой и оценкой, вместе с активами, связанными с добычей полезных ископаемых, может позволить избежать обесценения на определенный период. После принятия решения о том, что добыча является экономически целесообразной, активы, связанные с разведкой и оценкой, необходимо переклассифицировать из этой категории. Тестирование данных активов на обесценение проводится в соответствии с политикой, которая установлена в МСФО (IFRS) 6 и принята организацией до момента переклассификации. После переклассификации применяются стандартные принципы тестирования на обесценение в соответствии с МСФО (IAS) 36 «Обесценение активов». Если затраты на геологоразведку и оценку запасов являются результативными, соответствующие активы переносятся в категорию активов, находящихся на стадии разработки. Нерезультативные затраты на геологоразведку и оценку запасов подлежат списанию до справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу. Активы, переклассифицированные из категории активов, связанных с разведкой и оценкой, подпадают под действие обычных требований МСФО к тестированию на обесценение на уровне единицы, генерирующей денежные средства, и амортизации по компонентам актива. При этом применение тестирования на обесценение и амортизации к группе активов является недопустимым. Традиционный учет по методу полной стоимости на этом этапе неприменим, поэтому предоставляется освобождение, описанное в разделе 6.1. • существенные затраты, понесенные в связи с продолжением разведки и оценки запасов полезных Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 19 2.3.8 Боковые стволы скважины В результате проведения разведочного бурения в определенной точке может быть выявлено, что запасы имеются на расположенной рядом территории, а не на первоначальном объекте буровых работ. Может оказаться более целесообразным не бурить новую скважину, а произвести бурение боковых стволов скважины до места расположения запасов. Если в результате бурения такого бокового ствола обнаружены новые запасы, понесенные ранее затраты на бурение первоначального объекта Следует ли отнести на расходы текущего периода затраты на бурение боковых стволов? Общая информация буровых работ можно не списывать как сухую скважину, а сохранить в составе капитализированных затрат. Дополнительные затраты на бурение боковых стволов рассматриваются в соответствии с учетной политикой компании, которая должна применяться последовательно. Если общая стоимость актива значительно возросла, следует провести оценку актива на обесценение. Если дополнительное бурение не принесет результатов, все затраты должны быть отнесены на расходы текущего периода. Компания бурит новую скважину на этапе разработки месторождения. Она пробурила до точки 1, понесла затраты на сумму 5 млн долл. США, но запасы при этом обнаружены не были. На основе опытных данных, полученных в результате бурения, и данных геологического исследования был выявлен альтернативный объект бурения (точка 2). Компания смогла пробурить боковой ствол скважины от точки в существующей скважине вместо бурения новой скважины. В точке 2 были обнаружены запасы. Вопрос В какой сумме руководство может списать затраты? 1 Сухая скважина 2 Обнаруженные запасы нефти 2.3.9 Законсервированные скважины Возможны ситуации, когда разведочные скважины были пробурены, а затем законсервированы или когда продуктивность скважины нельзя определить в момент завершения бурения. Компания может принять решение о бурении другой скважины и впоследствии возобновить работы на законсервированной скважине. В данном случае возникает вопрос об отражении затрат, произведенных в связи с первоначальным бурением: должны ли данные затраты списываться или сохраняться в составе капитализированных? И здесь важнейшую роль играет намерение компании возобновить процесс бурения. Если компания приняла решение ликвидировать скважину, произведенные затраты, возможно, придется списать. Однако в тех случаях, когда существует намерение возобновить работы на законсервированной скважине в более поздние сроки, можно сохранить соответствующие затраты в составе капитализированных. 20 PwC Решение Затраты не будут списаны, так как бурение оказалось результативным. В FASB ASC-932 «Добывающие отрасли: нефть и газ» содержится руководство относительно того, следует ли отнести на расходы или на будущие периоды затраты по разведочным скважинам в тех случаях, когда на момент бурения результативность скважины установить невозможно. Капитализация таких затрат на бурение должна продолжаться при условии, что в результате бурения скважины обнаружено достаточное количество запасов, которое позволит считать пробуренную скважину эксплуатационной скважиной, и компания достаточно успешно проводит оценку запасов и оценку экономической и операционной целесообразности проекта. Если какой-либо из этих критериев не удовлетворяется или имеются серьезные сомнения относительно экономической и операционной целесообразности проекта, стоимость разведочной скважины снижается и соответствующие затраты списываются. Затраты не должны сохраняться в составе капитализированных на том основании, что В МСФО не содержится конкретных указаний в отношении оценки затрат на законсервированные скважины. Чтобы определить, произошло ли обесценение, применяются принципы, установленные в МСФО (IFRS) 6. Если компания намерена возобновить буровые работы на законсервированной скважине или продолжить ее разработку, перенесение данных затрат на будущие периоды в бухгалтерском балансе возможно. 2.3.10 События после отчетной даты В соответствии с МСФО (IAS) 10 «События после окончания отчетного периода», компания обязана признавать в своей финансовой отчетности за отчетный период корректирующие события, которые имели место после окончания отчетного периода. К корректирующим событиям относятся события, подтверждающие условия, существовавшие на отчетную дату. События, свидетельствующие об условиях, возникших после окончания отчетного периода, считаются некорректирующими. Если разведочная скважина, на которой велись работы на отчетную дату, была признана непродуктивной после окончания отчетного периода на основе доказательств по существу, полученных в ходе выполнения буровых работ в соответствующий период после отчетной даты, предполагается, что событие является некорректирующим. Необходимо проводить тщательную оценку этих условий на основе имеющихся фактов и обстоятельств. 2 Геологоразведка и добыча изменятся текущие рыночные условия или появится новая технология, а в будущем реализация проекта станет экономически целесообразной. Длительные отсрочки в проведении оценки или в реализации планов по разработке приводят к появлению сомнений относительно того, что принимаются достаточные меры для обоснования продолжающейся капитализации затрат по законсервированной скважине после завершения бурения. 2.3.10.1 Определение наличия непродуктивных скважин Разведочная скважина, на которой велись работы на отчетную дату, может оказаться непродуктивной (сухой) после окончания отчетного периода. Если этот факт установлен до выпуска финансовой отчетности, возникает вопрос о том, относится ли данное событие к категории корректирующих или некорректирующих событий. Следует ли производить обесценение актива, если скважина была признана сухой после окончания отчетного периода? Общая информация Компания приступила к бурению разведочной скважины в октябре 2010 г. В период с октября по декабрь 2010 г. были произведены затраты на общую сумму 550 000 фунтов стерлингов. Результаты, полученные до настоящего момента, указывают на вероятность получения достаточных экономических выгод (т. е. отсутствуют признаки обесценения). В период с января по февраль 2011 г. были понесены дополнительные расходы в сумме 250 000 фунтов стерлингов, и полученные доказательства свидетельствуют об отсутствии залежей, которые были бы достаточными для добычи в коммерческом масштабе. Согласно оценке, проведенной в марте 2011 г., скважина была признана сухой и ликвидирована. Финансовая отчетность компании за 2010 г. выпущена в апреле 2011 г. Вопрос Как отразить в учете затраты на разведочную скважину с учетом события после отчетной даты? Решение Так как на конец периода отсутствуют признаки обесценения, все затраты, произведенные до декабря 2010 г., в сумме 550 000 фунтов стерлингов должны и далее отражаться компанией в составе капитализированных затрат в финансовой отчетности за год, закончившийся 31 декабря 2010 г. Однако в финансовой отчетности необходимо раскрыть информацию о дополнительных работах, произведенных в период после отчетной даты, в результате которых было установлено, что скважина является непродуктивной, если эта информация является существенной. В финансовой отчетности за 2011 г. актив стоимостью 550 000 фунтов стерлингов и затраты в сумме 250 000 фунтов стерлингов, произведенные после окончания отчетного периода в январе–феврале 2011 г., должны быть отнесены на расходы текущего периода. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 21 2.3.10.2 Отказ от права на разработку лицензионного участка Лицензии на геологоразведку (и разработку) обычно выдаются на указанный в них период времени. В них также оговариваются условия, касающиеся достижения определенных показателей на установленные даты. Нередко в условиях лицензии бывает указано, что если компания не уложится в указанные сроки, то лицензия может быть отозвана. Иногда компаниям не удается выдержать данные сроки, что приводит к отказу от лицензии. Если отказ от лицензии имел место в период после отчетной даты, но до выпуска финансовой отчетности, необходимо оценить, является ли этот отказ корректирующим или некорректирующим событием. Если компания продолжала оценивать результаты геологоразведочных работ на конец отчетного периода и еще не определила, удастся ли выполнить условия лицензии, отказ от лицензии является некорректирующим событием. Событие не подтвердило условие, существовавшее на отчетную дату. Событие, заключающееся в отказе от лицензии, было вызвано решением, принятым после окончания отчетного периода. Если компания до окончания отчетного периода определила, что условия лицензии не будут выполнены и остающегося срока действия лицензии недостаточно для того, чтобы выполнить ее требования, тогда отказ от лицензии в период после отчетной даты представляет собой корректирующее событие и на дату окончания периода отражается обесценение активов. При любом сценарии в финансовой отчетности необходимо раскрыть соответствующую информацию. 2.4 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. Компания должна разработать учетную политику в отношении затрат на разработку месторождений на основе указаний, содержащихся в МСФО (IAS) 16, МСФО (IAS) 38, и принципов МСФО. Многие затраты на разработку месторождений приводят к возникновению активов, которые отвечают критериям признания в МСФО. Затраты на разработку подлежат капитализации в том объеме, в котором они необходимы для начала промышленной добычи на участке. Компании должны рассмотреть и вопрос о том, в каком объеме при разработке актива были понесены «сверхнормативные расходы». В соответствии с требованиями МСФО (IAS) 16 сверхнормативные затраты на оплату труда и других ресурсов, привлеченных для строительства актива, не включаются в себестоимость актива. Компании иногда сталкиваются с трудностями при выполнении своих планов проведения буровых работ и вносят в них коррективы. Один из примеров – вопрос, связанный с боковыми стволами скважин, – обсуждался в п. 2.3.8. С этим связаны определенные затраты, и компании должны разработать политику, касающуюся порядка оценки этих затрат с точки зрения отнесения этих затрат к категории нормативных или сверхнормативных. 22 PwC Затраты, произведенные с момента начала коммерческой добычи, можно капитализировать только в том случае, если они удовлетворяют критериям признания актива в соответствии с МСФО (IAS) 16 или МСФО (IAS) 38. 2.5 Затраты по займам В стоимость объекта основных средств могут быть включены затраты по займам, произведенные с целью приобретения или строительства соответствующего актива. В соответствии с требованиями МСФО (IAS) 23, капитализации подлежат все затраты по займам, относящимся к активам, отвечающим определенным требованиям. К этой категории относятся те активы, подготовка которых к предполагаемому использованию требует значительных затрат времени. Затраты по займам необходимо капитализировать в период активного строительства или приобретения актива. В эти затраты включаются затраты по привлечению средств для финансирования строительства актива, а также затраты по общим привлеченным средствам, которых можно было бы избежать, если бы уже не были произведены затраты по активу, отвечающему определенным требованиям. Общие затраты по займам, относящиеся к строительству актива, должны рассчитываться с учетом средневзвешенной стоимости займов общего назначения компании. В соответствии с МСФО (IFRS) 6 затраты по займам, произведенные на этапе проведения геологоразведочных работ и оценки, могут быть капитализированы в составе затрат на геологоразведку и оценку, если затраты по займам капитализировались и в соответствии с предыдущими ОПБУ. Кроме того, могут быть капитализированы затраты по займам по любым активам, связанным с геологоразведкой и оценкой, которые удовлетворяют критериям признания и являются активами, отвечающими определенным требованиям, в соответствии с МСФО (IAS) 23. Предполагается, что активы, связанные с геологоразведкой и оценкой и удовлетворяющие этим требованиям, встречаются редко. Если затраты по займам капитализировались в соответствии с предыдущими ОПБУ, в соответствии с МСФО (IFRS) 6 компании могут разработать учетную политику, согласно которой они могут прекратить капитализацию таких затрат. Однако в таком случае компании затем потребуется рассмотреть вопрос о том, относятся ли затраты по займам к активу, отвечающему определенным требованиям, и, следовательно, должны ли капитализироваться. Актив должен будет соответствовать определению актива, изложенному в принципах подготовки финансовой отчетности Совета по МСФО, и должна быть большая вероятность того, что актив будет приносить компании экономические выгоды в будущем. Этому определению будет соответствовать не очень большое количество активов. Например, лицензия на геологоразведку не будет соответствовать определению актива, отвечающего определенным требованиям, потому что данный актив можно использовать в том состоянии, в котором он был приобретен, и не 2.6 Признание выручки на этапе проведения геологоразведки и добычи Признание выручки, особенно на этапе разведки и добычи, может быть сопряжено с некоторыми существенными сложностями. 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 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Компании могут обмениваться продукцией, чтобы подстроиться под требования логистики, графики поставок и прочие условия. В данном разделе рассматриваются подобные общие вопросы. Признание выручки в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) рассматривается в пп. 4.3.2.2 и 4.3.3.3. Совет по МСФО осуществляет проект по разработке нового стандарта бухгалтерского учета, посвященного вопросам признания выручки. По завершении этого проекта могут быть внесены изменения в существующий в настоящее время порядок бухгалтерского учета, однако окончательный вариант стандарта предположительно будет выпущен не ранее 2012 г. 2.6.1 Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы Многие совместные предприятия (СП) распределяют фактический объем производства (например, сырую нефть) между участниками данных предприятий. Далее каждый участник СП самостоятельно отвечает за использование либо продажу полученной им нефти. Добыча (подъем из скважины) и транспортировка нефти носят такой характер, что, как правило, их организация бывает гораздо более эффективной, если каждый участник добывает нефть в объеме полной загрузки танкера за один раз. График добычи нефти определяет для каждого участника порядок и частоту подъема нефти из скважины. На отчетную дату объем добытой каждым участником нефти может не соответствовать его доле участия в данном месторождении. Одни участники 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 стороной, недополучившей объемы нефти, стороне, которая превысила положенные ей объемы добычи. Считается, что такой подход соответствует критериям признания выручки, представленным в п. 14 МСФО (IAS) 18 «Выручка». Следовательно, полученные сверх положенного объемы учитываются как покупка нефти стороной, превысившей положенные объемы, у стороны, добывшей недостаточный объем нефти. 2 Геологоразведка и добыча требуется значительного времени на его подготовку к использованию по назначению. Дополнительные затраты на геологоразведку, несмотря на то что их разрешается капитализировать в соответствии с МСФО (IFRS) 6, не будут рассматриваться как активы, которые с большой вероятностью принесут компании будущие экономические выгоды, пока не будут обнаружены достаточно большие объемы запасов. Продажу нефти компанией, недополучившей объемы, компании, добывшей объемы сверх положенного, следует признавать по рыночной цене нефти на дату добычи [МСФО (IAS) 18, п. 9]. Аналогичным 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. Соглашения о создании совместных предприятий, предполагающие возможность нетто-расчетов с помощью денежных средств путем зачета остатков по объемам, полученным сверх нормы, и недополученным объемам, относятся к сфере применения МСФО (IAS) 39, если не применяется исключение, касающееся договоров на потребление для собственных нужд предприятия [МСФО (IAS) 39, п. 5]. 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, на которую не распространяется действие 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. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 23 Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы (1) Признание недополученных объемов (включая вариант с расчетом на нетто-основе) Как следует учитывать недополученные объемы в тех случаях, когда при разнице остатков, как правило, осуществляется расчет на нетто-основе? Общая информация Компания А и компания B осуществляют совместный контроль над добывающим объектом. Компании А принадлежит доля участия в размере 70 %, а компании B – в размере 30 %. На начало года объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы отсутствуют. В первом полугодии стороны совместно понесли расходы в сумме 7 500 у. е. и было добыто 500 баррелей нефти. Следовательно, стоимость добычи каждого барреля составляет 15 у. е. Во втором полугодии добыча не осуществлялась. В первом полугодии компания А забрала 300 баррелей, а компания B – 200 баррелей. Каждая компания продала нефть по цене 32 у. е. за баррель, которая являлась на тот момент рыночной ценой. На конец года у компании А имелся недополученный объем в размере 50 баррелей, а у компании B – объем, полученный сверх нормы, в размере 50 баррелей. На конец года рыночная цена нефти была равна 35 у. е. Согласно условиям договора о совместной деятельности разрешается нетто-расчет с помощью денежных средств на основе взаимозачета объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов с оплатой полученного остатка по рыночной цене нефти на дату расчетов. В прошлом партнеры СП использовали расчеты на нетто-основе. Вопрос Как компания А должна отражать недополученный остаток? Решение Компания А должна отразить продажу компании B того объема, который компания B получила сверх нормы. Суть операции заключается в том, что компания А продала компании B в точке добычи тот объем нефти, который получен компанией B сверх нормы. Критерии, установленные в пп. 14 (a)–(e) МСФО (IAS) 18, удовлетворяются, а, следовательно, компания А должна признать выручку. Позиция по недополученным объемам представляет собой дебиторскую задолженность компании А от компании B, выраженную в единицах измерения объема нефти или в денежных единицах в зависимости от выбранного механизма расчетов. Величина позиции по недополученным объемам будет меняться при изменении цены на нефть. У компании А имеется обусловленное договором право требования денежных средств за свой недополученный объем. Следовательно, остаток, представляющий собой недополученный объем, является финансовым активом (дебиторской задолженностью), который должен учитываться по амортизированной стоимости. Амортизированная стоимость должна отражать наилучшую оценку компанией А суммы дебиторской задолженности (в денежных средствах). Наилучшая оценка будет представлять собой текущую цену спот. Сумма дебиторской задолженности пересматривается на каждую отчетную дату для отражения изменений цены на нефть. Данные отчета о прибылях и убытках и бухгалтерского баланса компании А За промежуточный период, у.е. За полный год/ на конец года, у. е. Отчет о прибылях и убытках Выручка (500*32 у.е.*70 %) 11 200 11 200 (7 500 у.е.*70 %) (5 250) (5 250) Валовая прибыль 5 950 5 950 Прочие доходы / (расходы) — Чистая прибыль 5 950 Себестоимость продаж (50*[35-32]) 150 6 100 Бухгалтерский баланс (выдержка) Дебиторская задолженность за недополученный объем 24 PwC (50*32 у.е.) 1 600 (50*35 у.е.) 1 750 Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы (2) 2 Расчет за недополученные объемы: нетто-расчет с помощью денежных средств Как следует отразить в учете расчет денежными средствами за остаток по недополученным объемам? Общая информация Геологоразведка и добыча Компания А и компания B осуществляют совместный контроль над добывающим объектом. Компании А принадлежит доля участия в размере 70 %, а компании B – в размере 30 %. По состоянию на начало года компания А признала в учете остаток по недополученным объемам в размере 50 баррелей, ее партнер по СП, компания B, отразил в таком же размере объем, полученный сверх нормы. На начало года рыночная цена нефти была равна 35 у. е. Согласно условиям договора о совместной деятельности разрешается нетто-расчет с помощью денежных средств на основе взаимозачета объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов с оплатой полученного остатка по рыночной цене нефти на дату расчетов. В прошлом партнеры СП использовали расчеты на нетто-основе. В течение года компания B произвела расчет, оплатив компании А денежными средствами остаток после взаимозачета объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов. Цена нефти на момент расчетов составляла 37 у. е., следовательно, сумма денежных средств, уплаченная компанией B компании А, составляет 1 850 у. е. (= 50 x 37 у. е.). Вопрос Как следует отразить в учете компании А расчет за остаток по недополученным объемам? Решение Компании А следует признать прочий доход в сумме 100 у. е., который представляет собой переоценку остатка по недополученным объемам по текущей рыночной цене на дату расчетов. Компания прекращает признание остатка дебиторской задолженности по недополученным объемам в момент получения денежных средств. Ниже приведены проводки, которые необходимо отразить на дату расчетов: Дт Дт Недополученные объемы (50*(37у. е. – 35 у. е.)) Кт 100 у. е. Кт Прочие доходы 100 у. е. Эта сумма представляет собой пересчет стоимости недополученных объемов по текущей рыночной стоимости Дт Денежные средства Кт Недополученные объемы 1 850 у.е. 1 850 у.е. Эта сумма представляет собой прекращение признания остатка по недополученным объемам в момент осуществления расчетов денежными средствами Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 25 Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы (3) Расчеты за объемы, полученные сверх нормы: расчеты в единицах объема нефти (включая вариант с расчетом на нетто-основе) Как следует отражать расчеты в единицах объема нефти, производимые в отношении остатка по объемам, полученным сверх нормы, когда альтернативным вариантом являются расчеты на нетто-основе с помощью денежных средств? Общая информация Компания А и компания B осуществляют совместный контроль над добывающим объектом. Компании А принадлежит доля участия в размере 70 %, а компании B – в размере 30 %. По состоянию на начало года компания B признала в учете остаток по объемам, полученным сверх нормы, в размере 50 баррелей, ее партнер по СП, компания А, отразил в таком же размере недополученный объем. На начало года рыночная цена нефти была равна 30 у. е. Согласно условиям договора о совместной деятельности разрешается нетто-расчет с помощью денежных средств на основе взаимозачета объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов с оплатой полученного остатка по рыночной цене нефти на дату расчетов. В прошлом партнеры СП использовали расчеты на нетто-основе. Компании А и B договорились в течение года производить расчет за остаток по объемам, полученным сверх нормы, таким образом, что компания А будет забирать нефть в объеме, превышающем ее долю в объеме нефти, добытой в течение отчетного периода. На момент расчетов цена на нефть составляет 32 у. е. В первом полугодии стороны совместно понесли расходы в сумме 7 500 у. е. и было добыто 500 баррелей нефти. Следовательно, стоимость добычи каждого барреля составляет 15 у. е. Во втором полугодии добыча не осуществлялась. В первом полугодии компания А забрала 400 баррелей, а компания B – 100 баррелей. Каждая компания продала нефть по цене 32 у. е. за баррель, которая являлась на тот момент рыночной ценой. Следовательно, в течение года компания А получила объемы сверх нормы в размере 50 баррелей, а компания B недополучила 50 баррелей. На конец года остаток по недополученным объемам / объемам, полученным сверх нормы, отсутствует. На конец года рыночная цена нефти была равна 35 у. е. Вопрос Как следует отразить в учете компании B расчет за остаток по объемам, полученным сверх нормы? Решение Компания B должна отразить продажу компании А того объема, который компания А получила сверх нормы. Суть операции заключается в том, что компания B продала компании А в точке добычи тот объем нефти, который получен компанией А сверх нормы. Критерии, установленные в пп. 14(a)–(e) МСФО (IAS) 18, удовлетворяются, а следовательно, должна быть признана выручка. Имеющийся у компании B остаток по объемам, полученным сверх нормы, на начало года переоценивается по текущей рыночной стоимости, когда производится расчет за остаток за счет того, что компания А получает от компании B объемы сверх нормы. Увеличение стоимости остатка по объемам, полученным сверх нормы, признается в составе прочих расходов. Данные отчета о прибылях и убытках и бухгалтерского баланса компании B: За промежуточный период, у. е. За полный год/ на конец года, у. е. 4 800 4 800 (2 250) (2 250) 2 550 2 550 (100) (100) 2 450 2 450 — — Отчет о прибылях и убытках Выручка (500*32 у. е.*30 %) Себестоимость продаж Валовая прибыль Прочие доходы / (расходы) (50*[32 у. е. – 30 у. е.]) Чистая прибыль Бухгалтерский баланс (выдержка) Недополученные объемы 26 PwC 2.6.2 В ыручка от продаж до начала промышленной добычи 2.6.3 И спользование поставочных форвардных договоров для финансирования разработки месторождения Геологоразведка и разработка нефтегазовых месторождений – это капиталоемкий процесс. В связи с этим появились различные методы финансирования. Договоренность об оплате объема добычи нефти и газа, приведенного к объему в пластовых условиях, представляет собой структурированную сделку, в рамках которой владелец долей участия в нефтегазовых активах продает определенный объем будущей добычи на конкретном месторождении независимому «инвестору» с оплатой денежными средствами. После этого владелец может направить денежные средства на финансирование разработки перспективного проекта. На практике встречаются разные формы таких договоренностей, и каждую из них необходимо тщательно анализировать, чтобы определить надлежащий порядок бухгалтерского учета. Покупатель в рамках такой договоренности может принимать на себя значительные риски, связанные с запасами и добычей, а также принимать на себя полностью (или почти полностью) ценовой риск. У продавца отсутствует обязательство компенсировать недостающие объемы в случае, если в будущем объем добычи на конкретном месторождении окажется недостаточным. С правовой точки зрения договоренность об оплате объема добычи нефти и газа, приведенного к объему в пластовых условиях, считается продажей доли в нефтегазовом активе, потому что право собственности на находящиеся в недрах земли запасы переходит к покупателю. Конкретные рекомендации относительно учета таких договоренностей содержатся только в ОПБУ США. Однако ввиду того, что требования ОПБУ США не противоречат принципам МСФО, многие компании, составляющие финансовую отчетность в соответствии с МСФО, следуют этим рекомендациям. В рамках такой операции продавец считает, что он продал долю в нефтегазовых активах. Широко распространенной практикой в таких случаях является исключение соответствующих запасов для целей раскрытия информации. Однако обычно при заключении такого договора доход не признается, потому что у продавца сохраняется обязательство по извлечению запасов нефти и газа в объемах, установленных договором, без получения платы за эти объемы в будущем. 2 Геологоразведка и добыча Предприятие может начать пробную добычу нефти из эксплуатационно-оценочной скважины еще до начала этапа полномасштабной добычи. Нефть, добытая на данном этапе, может быть продана третьим сторонам. В тех случаях, когда пробная добыча нефти считается необходимой для завершения строительства объекта, поступления от продаж обычно зачитываются против стоимости актива, а не признаются в составе выручки в отчете о прибылях и убытках. В этой ситуации продавец отражает доходы будущих периодов в полной сумме полученных поступлений и не снижает балансовую стоимость основных средств, относящихся к указанным в таком договоре объектам. Полученная сумма отражается по статье «Доходы будущих периодов», а не как заемные средства, потому что согласно намерениям сторон расчет по этой сумме задолженности будет произведен не в форме денежных средств или финансового актива, а в виде сырьевого товара. Иногда данные договоры (в зависимости от условий, касающихся гибкого подхода к установлению объемов поставок и формулы ценообразования) содержат встроенные производные инструменты, которые должны учитываться отдельно (см. разделы 5.3 и 5.4, в которых обсуждаются вопросы, связанные с гибкими условиями в отношении объемов товара и встроенными производными инструментами). В тех случаях, когда в учете не признается прибыль, продавец отражает доходы будущих периодов и начисляет амортизацию (истощение) на балансовую стоимость основных средств, относящихся к объектам, указанным в договоре на оплату объема добычи нефти и газа, приведенного к объему в пластовых условиях, по мере поставок нефти и газа покупателю по такому договору. В дополнительно раскрываемой информации в отношении данного договора не будут отражены вопросы, связанные с добычей. Выручка, признаваемая в результате продажи в рамках договора на оплату объема добычи нефти и газа, приведенного к объему в пластовых условиях, признается в течение периода добычи, охватываемого данным договором. Это очень сложная область, и такие операции на практике встречаются нечасто. Каждому договору будут присущи свои особые характеристики. Это следует очень хорошо понимать, потому что при определенных обстоятельствах порядок бухгалтерского учета может различаться. Такие договоренности отличаются от производных форвардных договоров, которые обеспечивают защищенность компании при колебаниях цен на сырьевые товары (т. е. предусматривающих куплюпродажу нефти или газа в определенный момент времени в будущем по цене, установленной в настоящее время). Эти договоры более подробно рассмотрены в разделе 5. 2.6.4 Предварительные договоренности о цене Контракты на продажу определенных видов сырьевых товаров часто предусматривают предварительные договоренности о ценообразовании: на дату поставки нефти или газа поставленные объемы могут быть оплачены по предварительной (условной) цене. Окончательной ценой обычно является средняя рыночная цена за определенный будущий период. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 27 Выручка от продажи сырьевых товаров по предварительной цене признается в момент передачи рисков и выгод, связанных с правом собственности, покупателю. Обычно таким моментом является дата поставки. На эту дату подлежащая признанию сумма выручки будет оценена исходя из форвардной рыночной цены продаваемого сырьевого товара. На каждую отчетную дату компания переоценивает по рыночной цене договоры, предусматривающие оплату товара по предварительной цене, при этом корректировки признаются в составе выручки. 2.6.5 П редставление выручки в финансовой отчетности Согласно определению, выручка представляет собой валовые поступления экономических выгод в ходе обычной деятельности компании. Потоки денежных средств, которые не приносят выгоды компании, а собираются в пользу государства или налоговых органов, принципиально не включаются в состав выручки. Нефтегазовые компании облагаются разнообразными налогами, включая налоги на прибыль, роялти, акцизы, пошлины и тому подобные сборы. Возможно, из-за того, что в отрасли доминируют совместные предприятия и предприятия отрасли облагаются самыми разнообразными налогами и пошлинами, разные составляющие этих налогов могли включаться в сумму выручки, представленной в отчетности, или исключаться из нее. Из-за этого могут возникать трудности с сопоставлением выручки разных участников отрасли. В разделе 4.2 «Совместная деятельность» и разделе 4.3 «Соглашения о разделе продукции» вопросы бухгалтерского учета таких соглашений обсуждаются более подробно. В разделе 4.6 «Роялти и налоги на прибыль» более подробно обсуждаются определение и классификация этих статей. В таблице ниже представлен обычный порядок учета для разных типов организации деятельности, а также приведены различные налоги, которые наиболее широко распространены в отрасли. Общая информация Компания А ведет бизнес посредством осуществления совместной деятельности в разнообразных формах и обязана уплачивать различные налоги. Ниже представлена информация по этим видам совместной деятельности: Вид деятельности Представление в отчете о прибылях и убытках Необходимо признать выручку, 1. Совместно контролируемые активы Компания А отвечает за продажу своей полученную от продажи своей доли добытой нефти. доли нефти, добытой на совместно контролируемых объектах. Эти операции по продаже осуществляет компания А. Они отвечают определению выручки, содержащемуся в МСФО (IAS) 18. Необходимо отразить долю в прибыли, полученной СКП, с применением метода долевого участия. Не следует отражать выручку в отношении доли в продажах, осуществленных СКП. Необходимо раскрыть выручку СКП в примечаниях к финансовой отчетности вместе с прочей обобщенной финансовой информацией. 3. Пошлины, взимаемые с выручки от продажи нефтепродуктов Компания А уплачивает в бюджет фиксированную денежную сумму за каждый литр проданной продукции. Сумма пошлины подлежит исключению из суммы признаваемой выручки. Пошлина не представляет собой экономические выгоды, подлежащие получению компанией А на свой счет [МСФО (IAS) 18.8]. 4. Роялти по проданной продукции Компания А уплачивает государству в натуральной форме 30 % поступлений от продаж за каждый литр проданной продукции. Роялти следует исключить из выручки, признаваемой компанией А [МСФО (IAS) 18.8], т. е. если валовая выручка от продаж составила 100 у. е., то роялти составит 10 у. е., а в финансовой отчетности будет отражена выручка в сумме 90 у. е. Собранная компанией сумма роялти получена от лица государства. Компания А выступает в качестве налогового агента. 2. Совместно контролируемое предприятие Совместно контролируемое предприятие (СКП) продает добытую нефть, а компания А получает свою долю в прибыли, полученной СКП. В составе операций компании А на долю СКП приходится 30 %. Компания А принимает активное участие в совместном управлении СКП. Компания А учитывает СКП по методу долевого участия. 28 Прочие комментарии PwC 2.7 Обмен активами Обмен одного неденежного актива на другой отражается в бухгалтерском учете по справедливой стоимости, за исключением случаев, когда: (i) операция по обмену лишена коммерческого содержания или (ii) справедливая стоимость ни получаемого, ни передаваемого актива не может быть достоверно определена. В рамках операции может обмениваться не один актив, либо операция может предусматривать обмен неденежных активов в сочетании с денежными средствами. Приобретенный объект оценивается по справедливой стоимости уступаемых активов, за исключением случаев, когда легче определить справедливую стоимость полученного актива (или активов). Компания признает прибыль или убыток в размере разницы между балансовой стоимостью переданного актива и справедливой стоимостью полученного актива. Предполагается, что в большинстве случаев компания сможет определить справедливую стоимость активов. Возможны ситуации, когда справедливую стоимость определить трудно, например, отсутствуют рыночные данные по недавно проведенным сопоставимым сделкам или деятельность по геологоразведке и оценке находится на ранних этапах, поэтому отсутствуют окончательные данные по запасам и ресурсам. Если справедливую стоимость определить нельзя, оценка приобретенного актива проводится по себестоимости, которая будет равна балансовой стоимости переданного актива. При этом прибыль или убыток отсутствуют. 2 Геологоразведка и добыча Компания может обменять частично или полностью свою долю в объеме добычи на одном месторождении на долю в объеме добычи на другом месторождении. Месторождения могут находиться на разных этапах освоения, и в зависимости от того, насколько компания продвинулась в разработке месторождения, такая операция может рассматриваться как обмен бизнеса. Требования к порядку бухгалтерского учета в случае обмена активами и в случае объединения бизнеса будут различаться. Обмениваемые объекты могут соответствовать определению бизнеса; если компания приобретает контроль над активами, которые соответствуют определению бизнеса, это означает, что имело место объединение бизнеса. участия первоначально признается по справедливой стоимости, которая была определена в указанном выше порядке, а затем к ее учету применяются требования МСФО (IAS) 28 «Инвестиции в ассоциированные предприятия» или МСФО (IAS) 31 «Участие в совместном предпринимательстве» (как обсуждается далее в разделе 4.2.7 «Вклады в совместно контролируемые предприятия»). Кроме того, могут иметь место ситуации, когда компании, которые владеют активами или правами на проведение геологоразведки в отношении смежных участков, заключают договоры с целью объединения указанных выше активов или прав и формирования более крупного участка, что по сути является обменом доли в небольшом объекте на долю в более крупном активе. В разделе 4.2.12 «Соглашения о централизованной эксплуатации месторождения» эти вопросы исследуются более детально. 2.8 Истощение, износ и амортизация В этом разделе основное внимание уделено вопросам амортизации активов, связанных с геологоразведкой и добычей. Амортизация активов, относящихся к переработке и сбыту, включая нефтеперерабатывающие заводы, оборудование для первичной подготовки газа, химические заводы, распределительные сети и прочие объекты инфраструктуры, рассматривается в разделе 3.5. Накопленные капитализированные затраты, возникшие на этапах геологоразведки и оценки запасов и их разработки, амортизируются в течение всего ожидаемого периода добычи пропорционально объему добычи. Метод амортизации пропорционально объему добычи наиболее точно отражает структуру потребления экономических выгод от использования запасов. Однако для активов, потребление которых увеличивается с течением времени, может быть целесообразным использование линейного метода амортизации. Например, при определенных обстоятельствах амортизация линейным методом не приводит к существенным различиям в полученном результате и может использоваться вместо метода амортизации пропорционально объему добычи. Компания определяет, имеется ли у операции обмена коммерческое содержание; для этого она рассматривает вопрос о том, насколько, согласно ожиданиям, изменятся будущие потоки денежных средств в результате проведения операции. В МСФО (IAS) 16 содержатся рекомендации относительно того, как определить, имеет ли операция обмена коммерческое содержание. Если будет установлено, что операция представляет собой объединение бизнеса, к данной операции будут применимы более строгие требования, содержащиеся в МСФО (IFRS) 3. Кроме того, при покупке доли участия в объекте в рамках обмена активами компания может приобрести контроль или значительное влияние. Доля Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 29 2.8.1 Б аза для расчета амортизации пропорционально объему продукции 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. Доказанные разработанные запасы – это те запасы, которые могут быть добыты без дополнительных капиталовложений. 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 запасы и доказанные неразработанные запасы, то при расчете расходов на амортизацию необходимо учитывать поправки с целью 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. 2.8.2 Изменение базы для расчета запасов Компания может в течение определенного времени рассчитывать амортизацию с использованием одной базы для расчета запасов, а затем принять решение о том, что альтернативная база больше подходит для этих целей. Возможно, использование доказанных и вероятных запасов является более целесообразным, поскольку эту базу использует руководство при оценке результатов деятельности компании. Согласно МСФО, изменение базы для расчета запасов – переход от использования показателей доказанных запасов к показателям доказанных и вероятных запасов (или от показателей доказанных и разрабатываемых запасов к показателю общей величины доказанных запасов) – считается приемлемым. Расчет пропорционально объему добычи: виды запасов Какие категории запасов используются при расчете пропорционально объему добычи? Общая информация Компания D готовит свою первую финансовую отчетность по МСФО. Руководство компании определило, что оно должно амортизировать балансовую стоимость производственных активов пропорционально объему добычи исходя из размера запасов каждого месторождения. Однако руководство компании D не может решить, какие категории запасов использовать для этих целей при расчете амортизации пропорционально объему добычи: только доказанные запасы или доказанные и вероятные запасы. Решение При расчете амортизации пропорционально объему добычи у руководства компании D есть выбор: использовать для этих целей либо только доказанные запасы, либо доказанные и вероятные запасы. Согласно принципам подготовки финансовой отчетности Совета по МСФО, активы определяются исходя из вероятных будущих экономических выгод, поэтому использование вероятных запасов соответствует такому подходу. Однако согласно сложившейся традиции некоторые национальные ОПБУ требуют использовать в таких расчетах только доказанные разработанные запасы. Какое бы определение запасов ни выбрало руководство компании D, оно должно раскрывать информацию о нем и применять его последовательно ко всем аналогичным разрабатываемым участкам. Например, некоторые компании используют доказанные запасы для добычи нефти и газа из традиционных источников и вероятные – для участков, где углеводороды добываются из нетрадиционных источников. Если применяются доказанные и вероятные запасы, то необходимо скорректировать базу амортизации с учетом оценки будущих затрат на разработку, которые потребуются для получения доступа к неразработанным запасам. Согласно МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в бухгалтерских оценках и ошибки», изменение базы для расчета запасов рассматривается как изменение бухгалтерских оценок. Принятая компанией политика амортизации активов пропорционально объему добычи остается при этом неизменной; меняется лишь метод оценки активов. Эффект такого изменения признается перспективно, начиная с того периода, когда оно было произведено. Компании, которые изменяют принятую у них базу амортизации активов пропорционально объему добычи, должны также обеспечить включение в расчеты амортизации всех прочих сопутствующих изменений (таких как будущие капитальные затраты на обеспечение добычи неразработанных активов или доступа к вероятным запасам). При этом необходимо должным образом раскрыть информацию о внесенных изменениях. 30 PwC 2.8.3 Компоненты Значительные части актива, имеющие одинаковый срок полезного использования и структуру потребления экономических выгод, могут рассматриваться в совокупности. Данное требование может привести к возникновению 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. Значительные компоненты таких объектов основных средств должны учитываться отдельно. Необходимо также анализировать компоненты, подверженные технологическому устареванию, коррозии или физическому износу в большей степени, чем другие части более крупного актива. 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 [МСФО (IAS) 16, пп. 13–14]. 2.9 Раскрытие информации о запасах и ресурсах 2.9.1 Обзор Ключевыми показателями при оценке результатов деятельности нефтегазовых компаний являются имеющиеся у них запасы, а также их будущая добыча и денежные потоки, которые ожидаются от этой добычи. Некоторые национальные ОПБУ, а также органы регулирования рынка ценных бумаг требуют дополнительного раскрытия информации о запасах: прежде всего, это требования FASB ASC-932 и нормативные требования КЦББ. Отраслевыми органами также выпускаются рекомендации, касающиеся практики ведения бухгалтерского учета. Например, разработанное в Великобритании руководство «Положения о рекомендованной практике» (SORP) применяется к учету деятельности по геологоразведке, разработке, добыче нефти и газа, а также выводу нефтегазовых активов из эксплуатации. При этом в МСФО не содержится требований о раскрытии информации о запасах. 2 Геологоразведка и добыча В МСФО (IAS) 16 содержится конкретное требование в отношении начисления амортизации по компонентам. Амортизация начисляется отдельно на каждую значительную часть объекта основных средств [МСФО (IAS) 16, пп. 43–44]. В соответствии с МСФО (IAS) 1 «Представление финансовой отчетности» [МСФО 1, п. 17], компания должна обеспечить дополнительное раскрытие информации в тех случаях, когда соблюдения соответствующих требований МСФО (IFRS) недостаточно для достоверного представления деятельности компании. При разработке своей учетной политики компания может учесть положения, выпущенные другими разработчиками стандартов, и принятые в отрасли методы, если соответствующее руководство отсутствует в МСФО. Многие компании представляют дополнительную информацию в своей финансовой отчетности, так как деятельность компаний нефтегазовой отрасли имеет свою специфику, а инвесторы и другие пользователи финансовой отчетности, безусловно, хотят получать информацию о запасах. Как правило, такая информация представляется в дополнение к финансовой отчетности и аудиторское заключение на нее не распространяется. Информация об объемах запасов нефти и газа и изменениях в них абсолютно необходима пользователям для понимания и сравнения финансового положения и результатов деятельности нефтегазовых компаний. Компании должны рассмотреть возможность представления информации об объемах и изменениях запасов в обоснованно обобщенном виде. Если какиелибо определенные запасы связаны с особыми рисками, эти риски должны быть выявлены и информация о них доведена до сведения соответствующих лиц. Информация о запасах, представляемая как дополнение к финансовой отчетности, не должна противоречить информации о запасах, которая использовалась для целей финансовой отчетности. Например, для расчета износа, истощения и амортизации могут использоваться данные о доказанных и вероятных запасах или о доказанных запасах. Категории используемых запасов и их определение должны быть четко описаны. Вопросы о раскрытии информации о величине запасов, а также об общепринятых методах определения этой величины обсуждаются уже давно, и национальные разработчики стандартов так и не достигли согласия по вопросу о том, разрешать ли раскрытие информации о величине запасов или требовать его. В настоящее время нет общепринятого метода подготовки и представления информации о величине запасов. Однако существуют общепринятые инженерно-технические определения запасов, в которых учитываются экономические факторы. Для инвесторов и других пользователей финансовой отчетности эти определения могут стать полезной основой для сравнения. В соответствии с МСФО (IAS) 1 необходимо раскрывать ключевые допущения и ключевые источники неопределенности в оценках на отчетную дату. Учитывая, что запасы и ресурсы оказывают влияние на многие важные показатели финансовой отчетности, компании, как правило, раскрывают информацию по оценке ресурсов и запасов углеводородов, например: Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 31 • применимую методологию и ключевые допущения, сделанные для целей оценки ресурсов и запасов углеводородов; • обоснованно возможные показатели балансовой стоимости соответствующих активов и обязательств за следующий финансовый год; • обоснование изменений в предыдущих оценках ресурсов и запасов углеводородов, включая изменения в ключевых допущениях, используемых для получения таких оценок. Другие данные, например потенциальные будущие затраты на приобретение, разработку или добычу запасов, также помогут пользователям финансовой отчетности оценить эффективность деятельности компании. Дополнительное раскрытие такой информации в финансовой отчетности по МСФО производит положительный эффект, но должно осуществляться последовательно. Кроме того, необходимо четко изложить основу раскрытия такой информации, которая должна соответствовать общепринятым стандартам и методам, например определениям, разработанным Обществом инженеров-нефтяников. Компании, которые уже представляют дополнительную информацию о запасах в соответствии с национальными ОПБУ, могут посчитать необходимым отражение этой информации в том же формате в соответствии с МСФО. 2.9.2 Р аскрытие информации о затратах на геологоразведку и оценку и о затратах на добычу В бухгалтерском балансе капитализируемые затраты на геологоразведку и разработку следует классифицировать как долгосрочные (внеоборотные) активы. В финансовой отчетности информация о них должна раскрываться отдельно. Если эти активы являются существенными, они должны быть четко отделены от добывающих активов [МСФО (IFRS) 6, п. 23]. Отнесение активов к категории материальных и нематериальных, осуществленное на этапе геологоразведки, должно быть сохранено на протяжении этапов разработки и добычи. Необходимо раскрывать детализированную информацию о суммах капитализированных затрат и суммах затрат, отнесенных на расходы по геологоразведке, разработке и добыче. 2.9.3 П равила КЦББ в отношении раскрытия информации о запасах и модернизация требований Руководство КЦББ в отношении раскрытия информации о запасах рассматривается в отрасли в качестве передового подхода к вопросам раскрытия информации. Даже те нефтегазовые компании, которые не зарегистрированы в КЦББ, могут готовить свою раскрываемую информацию о запасах на основе данного руководства. КЦББ внесла изменения в свое руководство в отношении требований к раскрытию информации 32 PwC (и выпустила Окончательный вариант правил). Данный Окончательный вариант действует с декабря 2009 г. Основные требования к раскрытию информации, содержащиеся в Окончательном варианте правил: • раскрытие информации об оценках доказанных разработанных запасов, доказанных неразработанных запасов и общих доказанных запасов. Эта информация должна быть представлена в разбивке по регионам и для каждой страны, на которую приходится не менее 15 % от общих доказанных запасов компании; • раскрытие информации о нетрадиционных запасах (т. е. на битумных месторождениях, сланцевых месторождениях и метаноносных угольных месторождениях), отражаемых в качестве запасов нефти и газа; • необязательное раскрытие информации о вероятных и возможных запасах; • необязательное раскрытие информации о чувствительности показателей по запасам к цене; • раскрытие информации о процессе перевода доказанных неразработанных запасов в категорию доказанных разработанных запасов. Раскрытие информации должно охватывать запасы, хранящиеся не менее пяти лет, а также включать пояснение относительно того, почему эти запасы необходимо и далее считать доказанными; • раскрытие информации о технологиях, используемых для определения запасов при первичной подаче документов для регистрации в КЦББ, а также при подаче документов, в которых содержатся существенные дополнения к оценкам запасов; • установленные в компании средства внутреннего контроля, связанные с оценкой запасов, а также квалификация технического специалиста, в основные обязанности которого входит осуществление надзора за подготовкой или проверкой оценок по запасам; • если компания делает заявление о том, что раскрываемая информация основана на данных авторитетной третьей стороны, которая подготовила оценку запасов и провела аудит запасов или анализ процессов, компания также должна подать отчет, подготовленный третьей стороной. «Нефтегазодобывающая деятельность» также включает добычу нефти и газа из нетрадиционных источников, в том числе на битумных месторождениях нефтяных песков, а также добычу углеводородов из угольных пластов и нефтяных сланцев. Определения запасов соответствуют определениям, принятым в Системе управления углеводородными ресурсами (PRMS), утвержденной Обществом инженеров-нефтяников (SPE). Согласно определению, «доказанными запасами нефти и газа» считаются «оценочные объемы сырой нефти, природного газа и сжиженных нефтяных продуктов, которые, согласно геологическим и инженерным данным, с достаточной вероятностью будут извлечены в будущем, исходя из известных залежей при существующих экономических и операционных условиях» [Правило 4-10a]. 2 Геологоразведка и добыча Ниже приводятся ключевые критерии, которые должны быть соблюдены для обеспечения соответствия этому определению: • для соответствия определению «достаточной вероятности» необходимо наличие 90%-й вероятности того, что фактически извлеченные объемы окажутся не менее заявленного объема (в соответствии с PRMS); • запасы должны быть «рентабельно добываемыми», а для этого требуется использование средних цен за предшествующий годовой период; • для извлечения запасов необходимо наличие «надежной технологии»: имеется в виду технология, испытанная на практике и продемонстрировавшая возможности систематического обеспечения стабильных результатов добычи на оцениваемом или аналогичном месторождении. Оценка вероятных и возможных запасов может быть проведена с использованием двух альтернативных методов: «определительного метода оценки» и «вероятностного метода оценки». В Окончательном варианте правил ничего не сказано о методе оценки запасов в случае инвестиции, учитываемой по методу долевого участия. Согласно Новой редакции правил бухгалтерского учета, выпущенной Советом по стандартам финансового учета, компании обязаны раскрывать отдельно информацию о существенных объемах запасов по инвестициям, учитываемым по методу долевого участия, при этом уровень детализации по ним должен соответствовать инвестициям, учитываемым по методу консолидации (т. е. включая раскрытие дополнительной информации в соответствии с требованиями FASB ASC-932 «Добывающие отрасли: нефть и газ»). Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 33 34 PwC 3 N Транспортировка, переработка Название главы название главыи сбыт 3 Транспортировка, N Chart Title переработка и сбыт Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 35 3 Транспортировка, переработка и сбыт 3.1 Обзор Деятельность по транспортировке, переработке и сбыту продукции в нефтегазовой отрасли включает в себя транспортировку сырой нефти и природного газа, переработку сырой нефти и продажу продуктов переработки. Это звено цепочки создания стоимости также является весьма капиталоемким. Сюда относятся нефтеперерабатывающие заводы, установки для сжижения природного газа, трубопроводные сети и автозаправочные станции (АЗС). Кроме того, в вертикально интегрированных нефтегазовых компаниях возможно наличие подразделений, которые занимаются спекулятивной торговлей нефтью и газом. 3.2 О ценка товарно-материальных запасов Товарно-материальные запасы обычно оцениваются по себестоимости в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 2. Возможна оценка с использованием разных методов: метода специфической идентификации конкретных затрат, метода средневзвешенной стоимости или метода «первое поступление – первый отпуск» (ФИФО). Обычно большинство компаний применяют оценку по методу себестоимости, однако при некоторых обстоятельствах оценка запасов сырьевых товаров может производиться по чистой цене продажи или по справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу. Применительно к сырьевым товарам справедливая стоимость за вычетом расходов на продажу обычно равна чистой цене продажи таких товаров. Ниже описаны ситуации, в которых можно производить оценку по справедливой стоимости за вычетом расходов на продажу / по чистой цене продажи. 3.2.1 Запасы добывающих компаний Запасы полезных ископаемых и продуктов переработки полезных ископаемых следует оценивать по чистой цене продажи при условии, что они оцениваются по чистой цене продажи в соответствии с принятой практикой учета в отрасли [МСФО (IAS 2.3)]. В нефтегазовой отрасли отсутствует принятая практика учета запасов нефти и газа по этому методу, особенно среди компаний по переработке и сбыту. Однако такая установившаяся практика может существовать в некоторых странах и в компаниях, занимающихся биржевой торговлей. У компаний, которые осуществляют деятельность в этих странах, имеется возможность принять такую политику. Изменения балансовой стоимости запасов, которые учитываются по чистой цене продажи, признаются в отчете о прибылях и убытках в каждом отчетном периоде. Определение чистой цены продажи отражает условия и цены, которые существуют на отчетную дату [МСФО (IAS) 2.30]. В оценку запасов не вносятся корректировки для отражения времени, которое пройдет 36 PwC до отпуска в производство или выбытия запасов, или для отражения влияния, которое может оказать на рыночную цену продажа запасов в значительных объемах. Цены по договорам продажи с фиксированными условиями используются для расчета чистой цены продажи только применительно к оговоренным в договоре объемам и только в том случае, если сами договоры не признаны в бухгалтерском балансе в соответствии с требованиями другого стандарта, например МСФО (IAS) 39. 3.2.2 Запасы брокеров-трейдеров Товарные брокеры-трейдеры оценивают свои запасы по справедливой стоимости за вычетом затрат на их продажу [МСФО (IAS) 2.3]. В качестве справедливой стоимости используется цена спот на отчетную дату. При этом не допускается изменение цены с целью отражения ожидаемой продажи в будущем с применением ожидаемой будущей цены, рассчитанной с использованием кривой форвардных цен. В МСФО (IAS) 2 дается узкое определение брокеровтрейдеров, а также запасов, попадающих в эту категорию. Запасы этой категории в основном приобретаются с целью перепродажи. Предполагается, что такие товары нуждаются в минимальной переупаковке и не требуется какого-либо изменения основных характеристик товара. Это требование может не позволить компаниям отнести себя к категории брокеров-трейдеров, чтобы на них не распространялось действие стандарта, если они осуществляют деятельность по смешению нефти, потому что в результате такой деятельности меняется химический состав продаваемого продукта. Например, процесс смешения может иметь место не только при намеренной переупаковке продукции, но и в рамках процесса ее хранения, когда образуется побочный продукт. В тех случаях, когда компания намеревается применять порядок учета, разрешенный для брокеровтрейдеров, следует тщательно рассмотреть вопрос о том, осуществляет ли она какую-либо деятельность, которая могла бы изменить основные характеристики продукта, а следовательно, не позволит компании обеспечить соответствие требованиям МСФО (IAS) 2. В примечаниях к финансовой отчетности необходимо раскрывать балансовую стоимость запасов, учитываемых по справедливой стоимости за вычетом затрат на их продажу [МСФО (IAS) 2.36]. 3.2.3 Запасы нефти и нефтепродуктов в системе трубопроводов (line fill) и буферный газ Для эффективного функционирования некоторых объектов основных средств, например трубопроводов, нефтеперерабатывающих заводов и хранилищ газа, требуется поддержание в них определенного минимального объема продукции. Однако продукт, который принадлежит компании, но хранится в объекте основных средств, принадлежащем третьей стороне, также будет относиться к категории запасов. Например, сюда будет относиться весь газ, находящийся в арендуемом хранилище. Он не представляет собой компонент основных средств третьей стороны или компонент основных средств, принадлежащих компании. Следовательно, оценка данного продукта должна производиться по методу ФИФО или по средневзвешенной стоимости. 3 Транспортировка, переработка и сбыт Данный продукт обычно рассматривается как элемент основных средств, потому что без него невозможно привести основные средства в состояние, требуемое для его эксплуатации [МСФО (IAS) 16, п. 16(b)]. Следовательно, данный продукт будет признаваться в качестве компонента основных средств по себестоимости, и по нему будет начисляться амортизация до тех пор, пока его остаточная стоимость не достигнет оценочной ликвидационной стоимости. Буферный газ Буферный газ следует учитывать в составе основных средств или в составе запасов? Общая информация Компания Gaseous Giant SA занимается добычей и сбытом природного газа. Компания Gaseous Giant (GG) приобрела выработанные соляные шахты для использования их в качестве подземных хранилищ газа. Хранилища газа в выработанной соляной шахте переоборудованы и подготовлены для закачки газа. Затем производится закачка природного газа, и по мере возрастания объема закачанного газа возрастает давление. Таким образом, выработанная соляная шахта функционирует как напорный резервуар для хранения газа. Устанавливаемое в выработанной соляной шахте давление используется для выдавливания газа, когда его требуется извлечь. Когда давление падает ниже определенного порогового значения, отсутствие перепада давления не позволяет выдавить остающийся объем природного газа. Следовательно, этот остающийся в соляной шахте объем газа невозможно извлечь до тех пор, пока хранилище не будет выведено из эксплуатации. Данный остающийся объем газа называется «буферным газом». Руководству компании GG стоит учитывать буферный газ в составе основных средств или в составе запасов? Решение Руководству компании GG следует классифицировать и отразить в учете буферный газ как объект основных средств. Буферный газ необходим для того, чтобы соляная шахта могла выполнять функцию хранилища газа. Следовательно, он входит в состав хранилища и должен быть капитализирован как компонент объекта основных средств – хранилища. В соответствии с требованиями МСФО (IAS) 16, п. 43, на стоимость буферного газа начисляется амортизация в течение срока полезного использования хранилища, пока остаточная стоимость буферного газа не достигнет его ликвидационной стоимости. Однако если буферный газ извлекается полностью при выводе хранилища из эксплуатации, то амортизация будет начисляться на компонент основных средств, представленный буферным газом, только если оценочная ликвидационная стоимость газа снизится до уровня ниже себестоимости в течение срока полезного использования хранилища. Когда хранилище будет выведено из эксплуатации, а буферный газ извлечен и продан, операция по продаже будет учтена как списание объекта основных средств в соответствии с МСФО (IAS) 16, п. 68. Доход/убыток от выбытия будет отражен на счетах прибылей и убытков. В соответствии с МСФО (IAS) 2, объемы природного газа, закачанные в шахту сверх объема буферного газа, должны быть классифицированы и отражены в учете как запасы. 3.2.4 Чистая цена продажи запасов нефти Компания оценивает нефть, которую она добыла или приобрела для использования в производственном процессе, по себестоимости или чистой цене продажи в зависимости от того, какая из этих величин ниже, за исключением случаев, когда она представляет собой сырой продукт, который компания намеревается переработать с целью создания нового продукта, например, в случае переработки сырой нефти. Для определения чистой цены продажи требуется рассмотреть расчетную цену продажи запасов в процессе обычной деятельности за вычетом расчетных расходов на завершение переработки и расходов по продаже. Компания устанавливает расчетную цену продажи нефти/нефтепродукта с использованием рыночной цены нефти на отчетную дату или (если применимо) значения кривой форвардных цен на нефть на отчетную дату. Использование кривой форвардных цен может быть уместным, если у компании имеется договор на продажу нефти, находящийся в стадии исполнения. Изменения цены на нефть после отчетной даты обычно отражают изменение рыночных условий после этой даты, а следовательно, должны быть отражены в расчете чистой цены продажи. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 37 Чистая цена продажи запасов нефти Следует ли рассчитывать чистую цену продажи запасов нефти с использованием цены на нефть на отчетную дату или следует учесть изменения рыночной цены после отчетной даты? Общая информация Компания А занимается розничной продажей нефти. На ее балансе отражены запасы нефти. Стоимость нефти составляла 800 у.е. При оценке нефти по рыночной цене на отчетную дату стоимость составляет 750 у.е. Рыночная цена на нефть за период после отчетной даты упала еще ниже, и стоимость запасов на конец года составила 720 у.е. при расчете по текущим ценам. Должна ли компания А рассчитать чистую цену продажи запасов нефти с использованием рыночной цены на отчетную дату или с использованием более низкой цены, установившейся в последующий период? Решение Компания А должна рассчитать чистую цену продажи запасов нефти с использованием рыночной цены на отчетную дату. Рыночная цена на нефть меняется ежедневно, реагируя на происходящие в мире события. Следовательно, изменения цены на нефть после отчетной даты отражают события, которые имели место после отчетной даты. В соответствии с определением в МСФО (IAS) 10 они представляют собой некорректирующие события. Информацию о снижении цены на нефть после отчетной даты и его потенциальном влиянии на стоимость запасов следует раскрыть в финансовой отчетности, если это важно для понимания финансового положения компании [МСФО (IAS) 10, п. 21(R.05)]. Если требуется дальнейшая переработка запасов для приведения их в пригодное состояние для продажи, чистую цену продажи запасов нефти следует скорректировать на затраты на переработку. 38 3.2.5 Запасы запчастей 3.3.1 Обмен продукцией Техника и машины, используемые в процессе переработки, могут представлять собой сложное оборудование, и компании обычно поддерживают определенный уровень запасов запасных частей и вспомогательного оборудования для обслуживания важнейших узлов. Такое оборудование часто учитывается в составе запасов и признается по статьям прибылей и убытков по мере потребления. Однако крупные запчасти резервного и вспомогательного оборудования могут подходить и под определение основных средств, если компания намерена использовать их в течение периода, превышающего отчетный. Запасные части, учитываемые в составе запасов или основных средств, необходимо отражать по себестоимости, за исключением случаев, когда имеются доказательства их порчи или устаревания. Для достижения операционных целей энергетические компании обмениваются сырой нефтью или продукцией нефтепереработки с другими энергетическими компаниями. Для описания таких операций используется общий термин – «соглашение о купле-продаже». Эти сделки часто заключаются для экономии затрат на транспортировку путем обмена определенного количества продукта A в местности X на продукт A в местности Y. Иногда могут возникать расхождения по качеству или типу продукции. При необходимости осуществляются балансирующие выплаты для отражения расхождений в показателях продукции, участвующей в сделке. Расчеты по ним могут осуществляться при помощи выставления счетов и осуществления платежей в валовом или чистом виде. 3.3 П ризнание выручки при осуществлении деятельности по транспортировке, переработке и сбыту продукции Сделка может представлять собой обмен аналогичной продукцией или обмен разными видами продукции. Обмен аналогичной продукцией не приводит к признанию выручки или получению прибыли. Обмен разными видами продукции приводит к признанию выручки, а также к получению прибыли или убытка. Признание выручки при осуществлении деятельности по транспортировке, переработке и сбыту продукции может представлять определенные трудности. Иногда сырую нефть и природный газ необходимо транспортировать на дальние расстояния, кроме того, они должны быть определенного типа, соответствующего требованиям НПЗ. Компании могут осуществлять обмен продукцией, чтобы подстроиться под требования логистики, графики поставок и прочие условия. В данном разделе рассматриваются эти общие вопросы. Торговля сырьевыми товарами и связанные вопросы рассматриваются отдельно в разделе 5.7. Обмен сырой нефтью, даже при разнице в объеме, как правило, рассматривается в качестве обмена аналогичной продукцией и учитывается по балансовой стоимости. Любой балансирующий платеж, сделанный или полученный для отражения незначительных расхождений в количестве или местонахождении, корректируется с учетом балансовой стоимости запасов. Однако могут возникать необычные обстоятельства, когда факты обмена свидетельствуют о существенных различиях в объеме сырой нефти в рамках обмена. Примером может стать ситуация, когда одно количество нефти, например легкой малосернистой PwC Существенный денежный компонент операции является показателем того, что операция может представлять собой покупку и продажу разных продуктов. 3.3.2 П родажа на условиях CIF (cost, insurance and freight) по сравнению с продажей на условиях FOB (free on board) Добыча нефти и газа часто ведется в отдаленных районах, поэтому требуется транспортировка продукции на большие расстояния. Транспортировка не по трубопроводу, а в танкерах может стоить довольно дорого. Компании часто продают продукцию до погрузки, однако их нефть или газ будут какое-то время храниться в порту отгрузки. В результате договоры на поставку бывают двух основных видов с точки зрения будущих затрат на транспортировку: с поставкой на условиях CIF (по цене, включающей стоимость, страховку и фрахт) и на условиях FOB (свободно на борту). Договоры с поставкой на условиях CIF означают, что компания-продавец отвечает за покрытие расходов, стоимости фрахта и страховки до момента, пока товары не прибудут в конечную точку назначения, например на нефтеперерабатывающий завод или к конечному потребителю. Однако товарный риск обычно передается покупателю, как только товар перешел через поручни судна и был погружен на судно покупателя. В МСФО (IAS) 18 основное внимание уделяется вопросу о том, передала ли компания покупателю значительные риски и выгоды, связанные с правом собственности на товары, – это ключевой фактор для определения момента признания выручки. В соответствии со сложившейся отраслевой практикой передача значительных рисков и выгод, связанных с правом собственности, происходит в момент перехода товара через поручни судна, и соответственно, выручка будет признана в этот момент, даже несмотря на то, что в обязанности продавца всетаки входит страхование товара на тот период, пока товар еще находится в пути. Однако для обеспечения выполнения такого порядка требуется полное понимание условий торговли. Договоры на условиях FOB предусматривают, что компания-продавец отвечает за доставку товара до момента перехода товара через поручни судна, при этом она не принимает на себя каких-либо прочих расходов после этого момента. В договорах FOB часто предусмотрено, что покупатель принимает на себя риск убытков после того, как товар доставлен независимому перевозчику: в обязанности покупателя входит покрытие любых затрат по страхованию, а следовательно, он принимает на себя риск убытков. Момент перехода товара через поручни судна обычно считается моментом, в который произошла передача значительных рисков и выгод, связанных с правом собственности, потому что у продавца отсутствуют какие-либо дальнейшие обязательства. 3 3.3.3 Нефтепромысловые услуги Нефтепромысловые компании оказывают целый ряд услуг другим компаниям отрасли. Сюда может относиться проведение геологического и сейсмического анализа, предоставление буровых установок и управление деятельностью. Транспортировка, переработка и сбыт нефти, обменивается на другое количество, например тяжелой высокосернистой нефти, чтобы добиться конкретного соотношения сырой нефти, необходимого для деятельности конкретного НПЗ. Такая операция должна учитываться как операция продажи одного продукта и покупки другого по справедливой стоимости, применимой в данных условиях. В определении порядка признания выручки по договорам на предоставление нефтепромысловых услуг ключевую роль играют условия договора и обязательства по нему. Компании следует определить договор, выявить обязательства по его исполнению (а также установить, имеются ли какие-либо контрольные сроки в рамках выполнения проекта) и разобраться в условиях договора. Предоставление буровых установок является одной из областей, требующих четкого понимания условий договора для корректного учета понесенных расходов на мобилизацию и демобилизацию оборудования. Для признания выручки в случае оказания услуг часто используется метод процента выполнения работ. Компании, которые используют данный метод, должны осознавать опасность, которую несут с собой потенциально убыточные договоры, а также разбираться в вопросах, связанных с возможностью получения дебиторской задолженности: выручка признается только в том случае, если произведенные затраты будут возмещены. Компании, которые оказывают нефтепромысловые услуги, должны рассмотреть вопрос о том, распространяется ли на их договоры действие МСФО (IAS) 17 или Разъяснения (IFRIC) 4 как на договоры аренды. Подробное обсуждение вопросов, связанных с арендой, см. в разделе 4.8. 3.4 Система торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу После утверждения Европейским союзом (ЕС) Киотского протокола общий объем выбросов 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 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 энергоемких компаний ограничения на выброс углекислого газа. Эта система основана на принципах «ограничений» и «торговли», и каждая страна, входящая в ЕС, должна установить ограничение на выбросы по всем установкам, на которые распространяется действие этой системы. Считается, что система ограничений и торговли квотами ЕС будет служить моделью для других государств, стремящихся сократить уровень выбросов. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 39 Кроме того, существует несколько углеродных рынков, которые не вошли в Киотский протокол. К ним 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. Совет по МСФО осуществляет проект по вопросам торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружающую среду, однако в последнее время наблюдалась вялая активность в этой области. Дальнейшее обсуждение вопроса в данном разделе базируется на МСФО, действующих в настоящее время. 3.4.1 У чет системы торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу 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 линейным способом и отражается в отчете о прибылях и убытках. Вместо линейного метода амортизации может быть использован альтернативный метод, например метод амортизации пропорционально объему добычи, если он лучше отражает потребление экономических выгод от использования государственной субсидии. Системы, согласно которым правами на выбросы можно торговать на рынке, позволяют компаниям: С целью последующей переоценки квот на осуществление выбросов компания имеет право применять модель переоценки, представленную 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 [МСФО (IAS) 38, п. 75 и 85–86]. • осуществлять меньшее количество выбросов по сравнению с предоставленными ей правами на выбросы и продавать излишки квот; Данный принцип учета предлагается в Разъяснении (IFRIC) 3 и редко используется на практике. Наличие прав на осуществление выбросов означает, что компаниям разрешен выброс загрязняющих веществ до определенного уровня. Права на осуществление выбросов предоставляются или продаются государством компании, осуществляющей выбросы, на определенный период. • осуществлять выбросы в пределах, установленных квотой; • превышать установленный квотой предел выбросов и либо покупать дополнительные квоты, либо платить штрафы. В декабре 2004 г. было выпущено Разъяснение (IFRIC) 3 «Квоты на выбросы загрязняющих веществ в атмосферу», в котором содержатся указания по учету систем ограничений и торговли квотами. Разъяснение оказалось неоднозначным и было отклонено в июне 2005 г. в связи с обеспокоенностью, вызванной последствиями выполнения требований бухгалтерского учета, соблюдение которых приводило к значительным колебаниям показателей отчета о прибылях и убытках. Указания, содержащиеся в Разъяснении IFRIC 3, остаются в силе, но на практике возникло несколько альтернативных подходов. Внедрение данной системы может привести к признанию активов (квот), расходов на выбросы, обязательств (обязательств по предложению квот) и потенциально может привести к признанию дохода в форме 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 государственных субсидий и раскрытие информации о государственной помощи» [МСФО (IAS) 20, п. 23]. 40 Если остаточная стоимость хотя бы равна балансовой стоимости, амортизация на квоты, принятые к учету, не начисляется [МСФО (IAS) 38, п 100]. Стоимость квот отражается в отчете о прибылях и убытках в соответствии со схемой осуществления выбросов. PwC Резерв признается как обязательство по соблюдению квот или уплате штрафа в пределах осуществленных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу [МСФО (IAS) 37, п. 14]. Квоты снижают сумму резерва при условии, что они используются с целью погашения обязательств посредством их реализации перед правительством в конце года реализации системы квот. Однако балансовая стоимость квот не может снижать сумму остатка по обязательству до момента реализации квот. Сумма, признанная в качестве резерва, определяется суммой, которую компании предположительно придется затратить для погашения обязательства. На отчетную дату она будет равна рыночной цене квот, необходимых для покрытия выбросов, произведенных до этой даты (подход полной рыночной стоимости) [МСФО (IAS) 37, п. 37]. В соответствии с альтернативным подходом необходимо оценить обязательство, складывающееся из двух составляющих [МСФО (IAS 37), п. 36]: i) обязательства, по которому у компании уже имеются квоты: оно может быть оценено по балансовой стоимости имеющихся квот; ii) обязательства, по которому у компании нет квот, и данные квоты необходимо приобрести на рынке: оно оценивается по текущей рыночной цене на квоты. Компании, которые используют альтернативный подход, складывающийся из двух составляющих, должны учитывать обязательство, по которому у них имеются квоты, относя стоимость квот на обязательство либо по методу ФИФО, либо с использованием средневзвешенной стоимости. Компании, которые используют данный подход, должны также признавать обязательство по текущей рыночной цене квот, если фактически произведенные до соответствующей даты выбросы превышают объем имеющихся у компании квот. Если объем выбросов не превышает квоты, обязательство по приобретению дополнительных квот отсутствует. Организацией Объединенных Наций (ООН) (Рамочной конвенцией ООН об изменении климата) был создан механизм под названием «Механизм чистого развития» (МЧР), который позволяет развитым государствам (странам, перечисленным в Приложении I) для выполнения своих обязательств по Киотскому протоколу получать «сертифицированные сокращения выбросов» (ССВ) в результате осуществления «зеленых» проектов в развивающихся странах. Регистрация проектов в рамках этого механизма допускалась начиная с 2001 г. Компании и государства могут инвестировать в МЧР за счет приобретения «сертифицированных сокращений выбросов» (ССВ), получаемых при реализации проектов, направленных на снижение уровня загрязнения окружающей среды, например по использованию ветровых электростанций и посадке новых лесов в развивающихся странах. Эти ССВ могут быть конвертированы в углеродные кредиты ЕС, которые могут быть направлены на выполнение обязательств в области снижения углеродных выбросов. Система сертифицированных сокращений выбросов не является системой ограничений и торговли квотами. В ООН был создан Комитет МЧР, который выбирает компании, реализующие экологически безопасные проекты («зеленые компании»). Эти компании получают от ООН ССВ при условии, что проект утвержден Комитетом МЧР. Количество ССВ, которое выделяется зеленым компаниям в рамках реализации МЧР, зависит от объема CO2, на который будут сокращены выбросы в результате потребления экологически чистой продукции. Например, зеленая компания может производить около 50 000 единиц «зеленой продукции». Использование этой экологически чистой продукции потребителями приведет к сокращению выбросов CO2 на 50 000 тонн за год по сравнению с использованием традиционных видов топлива. Компания будет иметь право на получение 50 000 ССВ. Зеленая компания, получившая ССВ от Комитета МЧР/ ООН, может продать их другим компаниям независимо от места их расположения. Эти компании могут обменять данные приобретенные ССВ на кредиты ЕС на выбросы, которые в дальнейшем можно продать или направить на выполнение своих обязательств в рамках системы торговли квотами на выбросы ЕС. Зеленая компания будет получать ССВ в течение всего периода, пока будет производить экологически чистое топливо. Активного рынка для торговли этими ССВ пока не существует, однако ожидается развитие этого рынка. Для оценки стоимости ССВ обычно привлекаются специалисты по оценке, а условия договоров продажи устанавливаются отдельно в каждом случае по результатам переговоров сторон. 3 Транспортировка, переработка и сбыт 3.4.2 Сертифицированные сокращения выбросов (ССВ) ССВ представляют собой активы, которые должны быть признаны в учете компанией, которой они принадлежат. По своей сути это нематериальные активы, и они должны учитываться либо как нематериальные активы в соответствии с МСФО (IAS) 38, либо как запасы в соответствии с МСФО (IAS) 2. Отнесение их к нематериальным активам носит надлежащий характер в том случае, если компания планирует использовать ССВ для выполнения своих обязательств в области сокращения выбросов загрязняющих веществ, например в результате обмена ССВ на кредиты на выбросы в рамках Системы торговли квотами ЕС (или на эквиваленты этих кредитов) и направления их на выполнение своих обязательств по сокращению выбросов. Отнесение ССВ к запасам приемлемо, если компания планирует их продажу. ССВ, полученные компанией, следует признавать по себестоимости или – в случае применения модели, содержащейся в МСФО (IAS) 20, – по справедливой стоимости. ССВ предоставляются в соответствии с критериями ООН. ООН – это организация, которая схожа с государственным учреждением, поэтому по аналогии применяется МСФО (IAS) 20. Следовательно, ССВ могут быть признаны по себестоимости или по справедливой стоимости, а соответствующий остаток по статье «Доходы будущих периодов» признается в размере разницы между справедливой стоимостью и себестоимостью. Себестоимость создаваемых ССВ следует определять с применением надлежащей модели распределения затрат, согласно которой созданные ССВ и произведенное экологически чистое топливо оцениваются как смежные виды продукции. 3.5 Амортизация активов по переработке и сбыту продукции В этом разделе основное внимание уделяется рассмотрению вопросов амортизации активов, относящихся к переработке и сбыту, включая нефтеперерабатывающие заводы, оборудование для первичной подготовки газа, химические заводы, распределительные сети и прочие объекты инфраструктуры. Активы по переработке и сбыту продукции амортизируются методом, который отражает модель ожидаемого использования будущих экономических выгод, которые будут получены от актива. Амортизация начисляется на систематической основе на протяжении срока полезного использования актива. Ликвидационная стоимость и сроки полезного использования активов должны пересматриваться как минимум на конец каждого года, и, если ожидания отличаются от предыдущих оценок, изменения должны учитываться как изменение оценочных значений в соответствии с МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в бухгалтерских оценках и ошибки». Активы, связанные с переработкой и сбытом, например НПЗ, часто амортизируются линейным методом в течение срока полезного использования таких активов. Альтернативным методом является начисление амортизации пропорционально объему выпущенной продукции (выполненных работ). Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 41 Например, для трубопроводной сети, использующейся для транспортировки продукции, амортизация может быть рассчитана исходя из объема переданной по трубопроводу продукции в течение отчетного периода, представленного в виде процента от общего объема продукции, которая, как ожидается, будет передана по трубопроводу в течение срока его полезного использования. В МСФО (IAS) 16 содержится конкретное требование в отношении начисления амортизации по компонентам. Амортизация начисляется отдельно на каждую значительную часть объекта основных средств [МСФО (IAS) 16, пп. 43–44]. Требования МСФО в отношении компонентов рассматриваются в п. 2.7.2. Значительные компоненты таких объектов основных средств должны учитываться отдельно. Процесс учета может представлять определенную сложность, особенно при переходе на МСФО, потому что, возможно, при применении национальных ОПБУ детализированный учет не требовался. Некоторые компоненты могут быть выявлены в результате анализа плановых остановок/ ремонта, а также порядка происходящего в это время технического обслуживания или замены компонентов. 3.5.1 Затраты на комплексную реконструкцию/ капитальный ремонт Затраты на проведение крупной реконструкции/ капитального ремонта капитализируются, если в результате реконструкции у компании появляется возможность получения будущих экономических выгод. К таким затратам будут относиться расходы на оплату труда и приобретение расходных материалов, необходимые для проведения реконструкции. Однако затраты на комплексную реконструкцию/капитальный ремонт, которые не относятся к замене компонентов или монтажу новых активов, списываются на расходы в том же периоде, в котором они были произведены [МСФО (IAS) 16, п. 12]. Затраты на комплексную реконструкцию/капитальный ремонт не должны начисляться в период между их проведением, потому что отсутствует обусловленное сложившейся практикой обязательство проводить комплексную реконструкцию/ капитальный ремонт: компания может принять решение о прекращении деятельности на заводе, а следовательно, избежать затрат на комплексную реконструкцию/ капитальный ремонт. Комплексная реконструкция НПЗ Каким образом следует отразить затраты на комплексную реконструкцию НПЗ? Общая информация У компании Y имеется крупный НПЗ. По оценкам руководства, комплексная реконструкция требуется один раз в 2,5 года. Затраты на комплексную реконструкцию составляют приблизительно 500 000 долл. США, включая 300 000 долл. США – на запасные части и оборудование и 200 000 долл. США – на оплату труда сотрудников, выделяемых для этой цели компанией Y. Руководство предложило начислять затраты на комплексную реконструкцию в течение двух с половиной лет деятельности между проведением реконструкций и создать резерв под эти затраты. Является ли это предложение приемлемым? Решение Нет. Начисление затрат на проведение комплексной реконструкции является неприемлемым. У руководства отсутствует обусловленное сложившейся практикой обязательство по проведению комплексной реконструкции. Стоимость комплексной реконструкции должна быть определена в качестве отдельного компонента стоимости НПЗ при первоначальном признании, и на нее должна начисляться амортизация в течение периода в 2,5 года. Это приведет к признанию в отчете о прибылях и убытках затрат в таком же размере за такой же период, что и в случае предлагаемого создания резерва. 42 PwC 4 N Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Название главы название главы 4 Вопросы бухгалтерского N Chart Title учета, актуальные для всей отрасли Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 43 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли 4.1 Объединение бизнеса 4.1.1 Обзор Приобретение активов и бизнеса достаточно широко распространено в нефтегазовой отрасли. В трудных экономических условиях последних нескольких лет цены на нефть показали свою способность восстанавливаться. Предприятиям-покупателям, стремящимся сохранить доступ к запасам и замещать истощающиеся запасы, приходится решать многочисленные вопросы бухгалтерского учета в связи с серьезными изменениями в порядке учета операций по слиянию и поглощению. Это только усугубило трудности, связанные с непростыми экономическими условиями. Некоторые из этих трудностей были обусловлены стандартом МСФО (IFRS) 3 «Объединения бизнеса», который является обязательным к применению начиная с 2010 календарного года. В результате принятия МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) в учете объединения бизнеса произошли следующие изменения: • отражение по справедливой стоимости всех форм вознаграждения на дату объединения бизнеса; • проводимая в рамках учета объединения бизнеса переоценка по справедливой стоимости долей участия в капитале, которыми покупатель владел ранее в приобретаемом предприятии, с отражением полученной в результате прибыли в отчете о прибылях и убытках; • более подробное руководство по отделению от объединения бизнеса других операций, включая выплаты, основанные на акциях, и по урегулированию ранее существовавших отношений; • списание расходов по сделке; • два варианта оценки неконтролирующей доли (ранее «доля меньшинства») отдельно для каждого объединения: по справедливой стоимости или пропорционально доле участия в чистых активах приобретаемого предприятия. 4.1.2 Определение бизнеса Определение того, что является бизнесом, требует применения значимых суждений. МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) расширило определение того, что является бизнесом; продолжается работа над соответствующими методическими указаниями. Теперь большее число операций соответствует определению объединения бизнеса в соответствии с МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции), чем в соответствии с предыдущим стандартом. МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) скорректировал определение бизнеса и предложил руководство по его дальнейшему применению. Бизнес представляет собой группу активов, включающих вклады, отдачу и процессы, которые могут управляться 44 PwC вместе для обеспечения дохода на вложения инвесторов или получения других экономических выгод. Не все эти элементы должны быть в наличии, для того чтобы группа активов считалась бизнесом. Деятельность на этапе добычи, как правило, представляет собой бизнес, а деятельность на этапе разведки обычно представлена набором активов. Лицензия на геологоразведку сама по себе, как правило, является просто активом. В тех случаях, когда в собственности находятся несколько активов, а также имеются дополнительные процессы для управления этим портфелем активов, данная группа активов может представлять собой бизнес. Проекты, находящиеся на стадии разработки, более трудны для оценки и потребуют учета таких факторов, как этап разработки и пр. Разрабатываемый проект с существенным объемом затрат на инфраструктуру и отсутствием потенциальных заказчиков, вероятно, будет считаться активом. По мере урегулирования всех вопросов и приближения проекта к стадии добычи оценка того, что мы имеем – актив или бизнес, становится еще более сложной. Каждое приобретение необходимо оценивать, исходя из конкретных фактов и обстоятельств. Порядок учета сделки по объединению бизнеса или сделки по приобретению группы активов может существенно различаться. Результатом учета сделки по объединению бизнеса, как правило, будет признание гудвилла и отложенного налога. Если приобретенные активы не являются бизнесом, то такое приобретение отражается в учете как покупка индивидуальных активов. Указанное различие очень важно, так как при покупке актива: • гудвилл не признается; • отложенный налог, как правило, не признается для покупки активов (из-за освобождения от первоначального признания, предусмотренного МСФО (IAS) 12 «Налог на прибыль», которое не применяется к объединению бизнеса); • затраты по сделке, как правило, капитализируются; • покупка активов, оплаченная эмиссией акций, находится в сфере действия МСФО (IFRS) 2 «Платеж, основанный на акциях». Как различить объединение бизнеса и покупку активов: практические примеры В МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) бизнес определяется как «состоящий из вкладов и процессов, применяемых к таким вкладам, которые способны создать отдачу». Все три элемента – вклад, процесс и отдача – необходимо учитывать при определении наличия бизнеса. Пример практического применения этих принципов рассмотрен ниже. Вклад Процессы Отдача Вывод Акционерная компания, владеющая одним активом (месторождением) на ранней стадии геологоразведки, но группа пока еще не имеет лицензию на добычу. Отсутствие доказанных запасов. Вклад отсутствует, так как компания находится на стадии разведки. Небольшое количество сотрудников. Программа геологоразведки осуществляется, но на местах отсутствуют процессы по трансформации вклада. Отсутствие планов по добыче. Пока еще нет плана разработки, нет запланированной добычи. Единственной отдачей могут быть результаты геологоразведки на ранней стадии. Вероятно, это актив, так как мало элементов бизнеса (например, вкладов, процессов, отдачи). Котирующаяся на бирже компания с портфелем активов. Активно реализуется программа геологоразведки, имеются перспективные ресурсы. Как правило, компания доводит разработку месторождений до стадии добычи. Портфель активов и сотрудники. Программа геологоразведки, нефтегазовые инженеры и специалисты, программа разработки, процессы управления и администрирования. Добыча не была Необходимо начата, но с учетом применение активного портфеля суждения. результаты разведки могут рассматриваться в качестве отдачи. Необходимо проанализировать, смогут ли участники рынка производить отдачу с имеющимися вкладами и процессами. Котирующаяся на бирже компания с портфелем активов. Геологоразведочная деятельность была полностью остановлена, ни одно из месторождений не было доведено до стадии разработки. Отсутствие сотрудников. Отсутствие процессов, так как программа геологоразведки не осуществляется. Отсутствует план дальнейшей деятельности по разведке, нет планов по разработке. Необходимо применение суждения. Котирующаяся на бирже компания с портфелем активов. Активно реализуется программа геологоразведки, имеются перспективные ресурсы. Политика компании – удерживать активы и продать их после выполнения геологоразведки. Компания не удерживает активы для дальнейшей разработки. Портфель активов с результативной геологоразведочной деятельностью и сотрудники. Программа геологоразведки. Геологоразведочный актив с соответствующей информацией о ресурсах. Необходимо применение суждения. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Приобретение 45 Приобретение Вклад Котирующаяся на бирже компания. Месторождение на стадии разработки. Некоторое количество запасов и ресурсов. Процессы Отдача Вывод Запасы нефти и газа Операционные и сотрудники. затраты, связанные с добычей полезных ископаемых. Выручка от добычи нефти и газа. Необходимо суждение, но, скорее всего, это бизнес, так как в наличии все три элемента. Добывающий актив, принадлежащий котирующейся на бирже компании. Приобретен только актив. Запасы нефти и газа Операционные и сотрудники. затраты, связанные с добычей полезных ископаемых. Выручка от добычи нефти и газа. Необходимо суждение, но, скорее всего, это бизнес, так как в наличии все три элемента. Несмотря на то, что «актив» не является акционерной компанией, это бизнес. Альянс с другой компанией для разработки месторождения. Отсутствует. Отсутствует. Совместно контролируемый актив. Приобретенные активы не соответствуют определению бизнеса. Отсутствует. 4.1.3 Выявление объединения бизнеса Операции могут быть структурированы различными способами, включая приобретение акций, приобретение новых активов, создание новой компании, которой передается существующий бизнес, и реорганизацию существующих предприятий. При осуществлении ряда операций, связанных друг с другом, или операций, которые зависят от завершения выполнения других операций, общий результат рассматривается в целом. При определении того, имело ли место объединение бизнеса, МСФО уделяет основное внимание содержанию операций, а не их правовой форме. Единственными исключениями из применения учета объединения бизнеса по МСФО являются ситуации: • когда приобретенные активы не являются бизнесом (как рассматривалось выше); 46 Объединение бизнеса возникает, когда получен контроль. При определении наличия контроля или возможности контроля анализируются как существующие права голоса, так и возможность контроля в форме исполнимых в настоящее время опционов и прав. 4.1.4 Метод приобретения В соответствии с МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) метод приобретения должен применяться для учета всех объединений бизнеса. Метод приобретения включает следующие шаги: • идентификация покупателя и определение даты приобретения; • признание и оценка вознаграждения, переданного за приобретенную компанию; • когда несколько бизнесов объединяются для создания совместного предприятия (см. раздел 4.2); • признание и оценка приобретенных идентифицируемых активов и принятых обязательств, включая неконтролирующие доли; • когда бизнесы находятся под общим контролем (и изменений в структуре собственности не происходит). • признание и оценка гудвилла или дохода от выгодного приобретения. PwC МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) предлагает набор принципов для определения покупателя в тех случаях, когда на основании индикаторов, описанных в МСФО (IAS) 27, не до конца ясно, какая компания получает контроль. Эти принципы таковы: • в тех случаях, когда объединение бизнеса осуществляется главным образом путем передачи денежных средств или других активов или в результате возникновения обязательств, покупателем, как правило, будет компания, которая передает денежные средства или другие активы или у которой возникают обязательства; • в тех случаях, когда объединение бизнеса осуществляется главным образом путем обмена доли участия, покупателем, как правило, будет компания, которая выпускает эту долю участия; • покупателем, как правило, становится объединяющаяся компания, чьи собственники как группа сохраняют или получают самую большую часть прав голоса в объединенной компании; • покупателем, как правило, становится объединяющаяся компания, у собственников которой есть возможность избирать или назначать большую часть членов руководящих органов; • покупателем, как правило, становится объединяющаяся компания, руководство которой доминирует в руководстве объединенной компании; • покупателем, как правило, становится объединяющаяся компания, чей относительный размер (оцененный, например, в активах, доходах или прибыли) значительно больше, чем размер другой объединяющейся компании или компаний. Это может привести к обратной покупке, в частности, если юридическая форма предполагает создание новой компании или если крупная компания приобретается менее крупной. В таких случаях юридический покупатель может не быть покупателем для целей бухгалтерского учета в соответствии с МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции). Датой приобретения считается дата получения покупателем контроля над приобретаемым предприятием. Несмотря на то что датой приобретения обычно является дата закрытия сделки (т. е. дата, когда покупатель передает вознаграждение и получает активы и обязательства приобретаемого предприятия), иногда покупатель может фактически получить контроль на другую дату. Требуется внимательное рассмотрение всех фактов и обстоятельств, касающихся получения покупателем контроля. 4 4.1.4.2 Переданное возмещение Переданное возмещение может включать: Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли 4.1.4.1 Идентификация покупателя и определение даты приобретения Первым шагом любого объединения бизнеса является идентификация покупателя. Покупателем в объединении является компания, которая получает контроль над одним или более бизнесами. Данное различие имеет большое значение, так как только идентифицируемые чистые активы приобретаемой компании оцениваются по справедливой стоимости. Чистые активы покупателя отражаются по существующей балансовой стоимости. • уплаченные денежные средства или их эквиваленты; • справедливую стоимость переданных активов или принятых обязательств, а также долевых финансовых инструментов, выпущенных покупателем, в обмен на контроль над приобретаемым предприятием; • справедливую стоимость соглашения об условном возмещении на дату приобретения; • бизнес или дочернее предприятие покупателя. Расходы на сделку списываются, а не включаются в передаваемое возмещение. Расходы на сделку включают стоимость инвестиционно-банковских услуг и других профессиональных услуг, таких как юридические и бухгалтерские услуги. Прямые затраты на выпуск акций или организацию финансирования учитываются скорее в составе поступлений от выпуска акций или как финансовое обязательство, а не как стоимость приобретения. В результате некоторых объединений бизнеса в отчете о совокупном доходе может быть отражена прибыль. При поэтапном приобретении ранее имевшаяся доля участия в капитале рассматривается как «отданная» в обмен на приобретаемый бизнес, при выбытии которого отражается прибыль или убыток. Существующая доля переоценивается по справедливой стоимости на дату приобретения с отражением полученного в результате дохода в отчете о совокупном доходе. Убыток от приобретения теоретически возможен, но, как правило, он указывает на непризнанное обесценение и встречается редко. Покупатель должен идентифицировать операции, которые не являются частью того, чем обмениваются между собой предприятие-покупатель и приобретаемое предприятие в рамках объединения бизнеса, и выделить их из возмещения, уплачиваемого за бизнес. Примерами могут служить: сумма, уплаченная или полученная за урегулирование существовавших ранее отношений; вознаграждение, выплаченное сотрудникам или бывшим владельцам за будущие услуги. 4.1.4.3 Условное возмещение Возмещение за покупку может зависеть об будущих событий. Покупатель может пожелать произвести платежи только в том случае, если приобретаемый бизнес будет успешным. С другой стороны, продавец желает получить полную стоимость своего бизнеса. Условное возмещение в нефтегазовой отрасли часто принимает форму: Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 47 • роялти, выплачиваемого продавцу в виде процентной доли будущих доходов; • выплат, основанных на достижении определенных уровней добычи или определенных цен на нефть; • выплат при достижении контрольных показателей на различных этапах (например, на этапе разведки, разработки и добычи). Роялти, выплачиваемое продавцу, отличается от роялти, выплачиваемого налоговым органам страны. Роялти, выплачиваемое продавцу в рамках объединения бизнеса, часто является условным возмещением, по большому счету – выплатами «по результатам». Тем не менее то, что описывается как роялти, на самом деле, часто может представлять собой сохранение прямого долевого участия. Если это так, то порядок учета будет иным. Для определения наличия роялти или прямого долевого участия необходимо применить суждение. Покупателю необходимо оценить по справедливой стоимости все возмещения на дату приобретения, включая условное возмещение (по результатам). Так как в оценке по справедливой стоимости учитывается вероятность различных результатов, требование о том, чтобы указанные выплаты были вероятными, отсутствует. Следовательно, условное возмещение признается независимо от степени вероятности осуществления платежа. Для многих нефтегазовых компаний, которые рассматривали роялти, выплачиваемое продавцу, в качестве затрат периода, это будет новым. Любые последующие выплаты или передача акций продавцу должны внимательно анализироваться на предмет наличия условного возмещения. Условное возмещение может принимать форму обязательства или капитала. Если выплаты «по результатам» являются обязательством (передача денежных средств или акций на определенную сумму), то последующая переоценка этого обязательства отражается в составе прибыли или убытка. Если выплаты «по результатам» классифицируются как капитал, они не подлежат переоценке и любое их дальнейшее погашение учитывается в составе капитала. 4.1.4.4 Распределение стоимости объединения на приобретенные активы и обязательства Согласно МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) все идентифицируемые приобретенные активы и обязательства (в том числе условные обязательства) 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). Согласно МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) также требуется отдельное признание нематериальных активов, если они возникают в связи с договорными или юридическими правами и легко выделяются из состава бизнеса. В стандарте перечислены активы, которые, как считается, соответствуют критериям признания. 48 PwC Активы, которые должны отвечать критериям признания, включают: торговые марки, торговые названия, знаки обслуживания и сертификационные знаки, названия доменов в интернете, списки заказчиков, договоры с заказчиками и поставщиками, права использования (бурение, водные ресурсы, углеводороды и т. д.), запатентованные и незапатентованные технологии и т. п. В нефтегазовой отрасли идентифицируемые активы и обязательства, которые могут признаваться в рамках объединения бизнеса, в дополнение к товарноматериальным запасам или основным средствам также включают: • лицензии на разведку, разработку и добычу; • нефтегазовые активы; • договоры купли-продажи; • резервы по обязательствам по охране окружающей среды/завершению работ. 4.1.4.5 Неразработанные активы/ресурсы Неразработанные активы и ресурсы или геологоразведочный потенциал могут вызывать затруднения при распределении справедливой стоимости на индивидуальные активы, в частности на активы, которые все еще находятся на стадии геологоразведки и для которых еще не определены доказанные или вероятные запасы. Значительная часть переданного возмещения может относиться к стоимости таких неразработанных активов. Руководству необходимо проанализировать похожие операции, осуществленные на рынке в последнее время, и использовать соответствующие допущения участников рынка для определения справедливой стоимости. Необходимо также учитывать индивидуальные характеристики указанных активов, включая виды и объемы работ по разведке и оценке, выполненных ранее в рамках оценки ресурсов, расположение месторождений и ожидаемые в будущем цены на сырьевые товары. Связанные с этим трудности рассмотрены более подробно в разделе 4.1.7. 4.1.4.6 Налоговая льгота, связанная с амортизацией Во многих объединениях бизнеса, особенно в нефтегазовом секторе, для определения справедливой стоимости приобретаемых активов применяется метод будущих дисконтированных потоков денежных средств после налогообложения. В данном методе используется величина, представляющая текущую стоимость доходов по налогу на прибыль, являющихся результатом вычета цены покупки путем начисления более высоких амортизационных отчислений. Часто это называется налоговой льготой, связанной с амортизацией (НЛА). Справедливая стоимость актива в объединении бизнеса должна отражать цену, которая была бы заплачена за индивидуальный актив, если бы он приобретался отдельно. Соответственно, любая НЛА, которая была бы доступна, если бы актив приобретался отдельно, должна быть учтена в справедливой стоимости этого актива. 4.1.4.7 Основные вопросы В рамках объединения бизнеса руководству необходимо рассмотреть ряд вопросов, влияющих на стоимость распределяемых активов и обязательств и в конечном итоге – на гудвилл. Это следующие вопросы: • Все ли нематериальные активы, такие как геологическая и геофизическая информация, нефтегазовые активы, геологоразведочный потенциал, были идентифицированы по отдельности? Распределение стоимости на определенные активы может быть связано с налоговыми льготами, каждый такой актив необходимо будет оценить с точки зрения срока полезного использования и возможного влияния на прибыль после приобретения. • Обязательства по охране и восстановлению окружающей среды были определены в полном объеме? Стоимость, которую покупатель должен будет заплатить третьей стороне за принятие обязательства, может существенно отличаться от стоимости, рассчитанной целевой компанией. • Имеются ли у приобретаемой компании договоры, цена которых отличается от рыночной в благоприятную или неблагоприятную сторону? Необходимо будет оценить такие договоры по справедливой стоимости на дату приобретения. • Предусматривают ли условия приобретения постоянную выплату роялти, другие выплаты или передачу долевых инвестиций? Такие договоренности могут представлять собой условное возмещение, которое необходимо будет оценить по справедливой стоимости на дату приобретения. • Использует ли приобретаемое предприятие производные финансовые инструменты для хеджирования рисков? Применение учета хеджирования после объединения к инструментам хеджирования, заключенным до объединения, может быть сложным. Покупатель должен будет классифицировать и одновременно подготовить документы для всех отношений хеджирования по отдельности. • Были идентифицированы все встроенные производные финансовые инструменты? Новая структура собственности приобретенного предприятия может означать изменение первоначальных выводов, сделанных во время заключения соответствующих договоров. Перечисленные выше вопросы дают представление о тех проблемах, которые руководству необходимо рассмотреть для целей учета объединения бизнеса, а также о сложности данной области. 4 4.1.5 Гудвилл в сделках по приобретению активов в нефтегазовой отрасли Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли НЛА приведет к увеличению стоимости нематериальных и материальных активов и уменьшит гудвилл. Стоимость актива, полученная на основе наблюдаемой рыночной цены, а не в результате применения метода дисконтированных потоков денежных средств, уже отражает общую налоговую льготу, которая распространяется на данный актив. В тех случаях, когда справедливая стоимость определялась с помощью метода дисконтированных потоков денежных средств, НЛА, как правило, встраивалась в модель оценки. Гудвилл представляет собой остаточную величину в рамках учета объединения бизнеса: разницу между стоимостью переданного возмещения и справедливой стоимостью идентифицируемых приобретенных активов и принятых обязательств. В МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) определение объединения бизнеса расширено, в связи с чем большее число операций в нефтегазовой отрасли может рассматриваться в качестве объединения бизнеса. В соответствии с практикой, применявшейся ранее в соответствии с некоторыми национальными ОПБУ и более ранними вариантами МСФО, по операциям объединения бизнеса в нефтегазовой отрасли гудвилл либо совсем не признавался, либо признавался в небольшой сумме. Любая остаточная стоимость по результатам выполнения оценки по справедливой стоимости могла быть перераспределена на нефтегазовые активы (т. е. на доказанные, вероятные и возможные запасы). С выпуском МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) данный подход практически перестал использоваться. Руководству покупателя необходимо тщательно проанализировать и оценить по справедливой стоимости все идентифицируемые материальные и нематериальные активы приобретаемого предприятия. Сумма, оставшаяся после завершения выполнения указанных процедур, является гудвиллом. Гудвилл может также возникать автоматически в связи с требованием отражать отложенный налог в рамках объединения бизнеса, что будет более подробно рассмотрено ниже. Гудвилл может возникать из нескольких различных источников. Например, гудвилл может возникнуть, если какой-либо конкретный покупатель может реализовать синергетический эффект от совместного использования объектов инфраструктуры (например, нефтепроводов) или использования технологии нефтедобычи, неизвестной другим предприятиям. Гудвилл также может быть представлен доступом к новым рынкам, отношениями с общественными и правительственными организациями, управлением портфелем активов, технологиями, экспертными знаниями, наличием объединенной команды специалистов и отложенными налоговыми обязательствами. Нефтегазовая компания может захотеть заплатить премию, чтобы защитить стоимость других нефтегазовых операций, которые у нее уже есть, что также будет представлять собой гудвилл. Как уже отмечалось, гудвилл может также возникать в связи с требованиями признавать отложенный налог на разницу между справедливой стоимостью и налоговой стоимостью активов, приобретенных в рамках объединения бизнеса. Рост стоимости Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 49 нефтегазовых активов и активов, связанных с разведкой, в результате оценки по справедливой стоимости, часто не принимается к вычету для целей налогообложения, что приводит к отражению отложенного налогового обязательства. Справедливая стоимость некоторых нематериальных активов может увеличиться, если соответствующие амортизационные отчисления принимаются к вычету для налоговых целей. НЛА рассматривается в разделе 4.1.4.6. Результатом станет увеличение стоимости актива и уменьшение стоимости гудвилла. 4.1.5.1. Гудвилл и неконтролирующие доли МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) предоставляет предприятиям выбор в оценке неконтролирующей доли, которая возникает, когда доля в компании, приобретаемой при объединении бизнеса, составляет менее 100 %. Выбор предоставляется для каждой операции отдельно. Покупатель может признать неконтролирующую долю либо по справедливой стоимости, что приводит к 100%-му признанию гудвилла (полный гудвилл), либо по пропорциональной доле идентифицируемых чистых активов приобретаемой компании, приходящихся на неконтролирующую долю (частичный гудвилл). В результате гудвилл признается только в отношении доли материнской компании в приобретенной компании. 4.1.5.2 Выгодная покупка Существуют случаи принудительной продажи, когда вознаграждение, уплаченное покупателем, меньше справедливой стоимости приобретенных чистых активов. Такое приобретение называется выгодной покупкой. При выявлении выгодной покупки прибыль должна быть незамедлительно отражена в отчете о прибылях и убытках. 4.1.6 Отложенный налог Компания признает отложенный налог по корректировкам справедливой стоимости чистых активов приобретенной нефтегазовой компании, включая любое увеличение стоимости нефтегазовых активов и/или активов, связанных с разведкой. Налоговое обязательство не признается в отношении самого гудвилла, если только гудвилл не подлежит вычету для целей налогообложения. Гудвилл, подлежащий вычету для целей налогообложения, встречается редко и представляет собой один из специальных вопросов бухгалтерского учета. Налогооблагаемая база должна отражать, каким путем будет реализована стоимость актива. Лишь в некоторых налоговых юрисдикциях компаниям разрешено осуществлять налоговые вычеты по приобретенным нефтегазовым активам, если соответствующий актив будет реализован через добычу нефти и газа. В таких случаях, вероятно, необходимо будет признать существенное отложенное налоговое обязательство. 50 PwC Такое отложенное налоговое обязательство может привести к признанию гудвилла, так как оно уменьшает стоимость чистых активов приобретенной компании. Величина такого гудвилла будет зависеть от справедливой стоимости нефтегазовых активов и активов, связанных с разведкой, и может быть значительной. 4.1.6.1 Налоговые убытки У приобретенной нефтегазовой компании могут быть убытки. Они могут возникать, даже если торговая деятельность компании приносит прибыль, в результате переноса на будущие периоды затрат на разведку и скидок, предоставляемых по проектам капитального строительства. Такие налоговые убытки признаются в качестве актива на дату объединения бизнеса, если существует вероятность, что они будут реализованы объединенной компанией. 4.1.7 Предварительная оценка справедливой стоимости У покупателей есть двенадцать месяцев после даты приобретения для завершения процедуры распределения цены покупки. Этот период известен как «период оценки». Покупатели часто используют это время для оценки приобретенных нефтегазовых активов и активов, связанных с разведкой. Любые корректировки, сделанные в этот период, отражаются как часть учета первоначального объединения бизнеса. Корректировки, осуществляемые по истечении 12-месячного периода, признаются в составе прибыли или убытка как изменение оценочного значения. В тех случаях, когда 12-месячный период выходит за рамки отчетного периода, могут потребоваться корректировки справедливой стоимости в следующем периоде. Сравнительная информация за предыдущие периоды, представленная в текущей финансовой отчетности, должна быть пересмотрена соответствующим образом, включая признание любых изменений в амортизационных отчислениях или других эффектов от изменения дохода, признаваемых на основании первоначального порядка учета. Корректировки отложенных налоговых активов будут влиять на гудвилл только в том случае, если они были сделаны в течение 12 месяцев для завершения учета объединения бизнеса и если они явились результатом появления новой информации о фактах и событиях, которые существовали на дату приобретения. По окончании 12-месячного периода корректировки отражаются обычным способом согласно МСФО (IAS) 12 в отчете о прибылях и убытках или в отчете об изменениях в капитале, в зависимости от обстоятельств. Процесс определения достоверной стоимости для активов, которые все еще находятся на ранней стадии геологоразведки, может быть достаточно трудным. Степень неопределенности, характеризующая определение стоимости таких активов, увеличивает вероятность последующих изменений, влияющих на отраженную прибыль. В разделе 4.1.3 отмечено, что для того, чтобы возникло объединение бизнеса, необходимо получить контроль. Объединение бизнеса, осуществляемое поэтапно, отражается по методу приобретения на дату приобретения. Ранее имевшиеся доли участия переоцениваются по справедливой стоимости на дату приобретения, а возникшие в результате прибыль или убыток отражаются в отчете о прибылях и убытках. Прибыль или убыток должны раскрываться в финансовой отчетности. Справедливая стоимость ранее принадлежавшей доли участия затем формирует один из компонентов, используемых в расчете гудвилла, наряду с вознаграждением и неконтролирующей долей за вычетом справедливой стоимости идентифицируемых чистых активов. У компании может быть доля участия в месторождении, превышающая 50 %, и все равно она остается в ситуации совместного контроля. Многие соглашения о проведении совместных работ содержат требование о единогласном согласии участников соглашения. Приобретение доли участия в месторождении с доказанными ресурсами (независимо от того, ведется на нем добыча или нет) часто не приводит к объединению бизнеса. Согласно разъяснению в разделе 4.1.2, важным последствием является тот факт, что приобретение будет отражаться как покупка актива без возникновения гудвилла или отложенного налога. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли 4.1.8 Объединение бизнеса, осуществляемое поэтапно 4.1.9 Приобретение долей участия в совместно контролируемых активах Совместно контролируемые активы, не являющиеся акционерными компаниями, представляют собой обычный метод ведения деятельности по разработке и добыче в отрасли. Приобретение долей участия в таких активах, содержащих доказанные ресурсы (в стадии разработки или добычи), широко распространено. Порядок приобретения доли участия в разрабатываемом месторождении (1) Следует ли отражать приобретение доли участия в разрабатываемом месторождении как объединение бизнеса? Общая информация Три участника совместно контролируют актив «Омега». Доли участия распределены следующим образом: Компания А Компания B Компания C 40 % 40 % 20 % В соответствии с условиями соглашения о совместной деятельности (joint operation agreement), решения в отношении разработки месторождения принимаются сторонами, представляющими 75%-ю долю в соглашении. Компания А покупает 20%-ю долю компании В, в результате чего ее доля участия становится 60 %. Должна ли компания А отражать эту сделку как объединение бизнеса? Решение Несмотря на то что разрабатываемое месторождение представляет собой бизнес, а компании А теперь принадлежит преобладающая доля в активе, рассмотренные факторы указывают на то, что сделку нельзя считать объединением бизнеса, так как не получен контроль. До того как сделка была осуществлена, для утверждения решений необходимо было получить одобрение не менее 75 % участников. Компании А и B находились в ситуации совместного контроля и вместе контролировали 80 % долей участия. После осуществления сделки ситуация совместного контроля осталась, так как доля участия компании А недостаточна для выполнения требования о пороговом значении в 75 %. Так как контроль получен не был, объединение бизнеса не возникло, поэтому приобретение будет отражаться как покупка актива. Возмещение, полученное за долю участия, будет капитализировано, отложенный налог или гудвилл не возникнут. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 51 Порядок приобретения доли участия в разрабатываемом месторождении (2) Следует ли отражать приобретение доли участия в разрабатываемом месторождении как объединение бизнеса? Общая информация Три участника совместно контролируют актив «Инфинити». Доли участия распределены следующим образом: Компания А 40 % Компания B 40 % Компания C 20 % В соответствии с условиями соглашения о совместной деятельности (joint operation agreement), решения в отношении разработки месторождения принимаются сторонами, представляющими 75%-ю долю в соглашении. Балансовая стоимость соответствующего актива в финансовой отчетности компании А составляет 15 млн у. е. Компания А приобретает 40%-ю долю компании B. Было выплачено возмещение, равное ее справедливой стоимости в 20 млн у. е. Компания А теперь владеет 80%-й долей участия. Должна ли компания А отражать эту сделку как объединение бизнеса? Решение Да. Разрабатываемое месторождение представляет собой бизнес, а компании А принадлежит доля участия, необходимая для принятия решения без одобрения других сторон. Компания получила контроль над активом, соответственно, возникло объединение бизнеса. Рассматриваемый «бизнес» будет оценен по справедливой стоимости, а компания А консолидирует 80%-ю долю этого бизнеса. Общая справедливая стоимость указанного актива была оценена в сумме 50 млн у. е. Компания А признает актив в размере 40 млн у. е., состоящий из 20 млн у. е., заплаченных за долю компании B, и 20 млн у. е. как результат пересмотра стоимости 40%-й доли, признанной ранее. По ранее признанной доле в отчете о прибылях и убытках будет отражен доход в размере 5 млн у. е. Необходимо также рассмотреть необходимость признания отложенного налога. 4.1.10 Объединение бизнеса с участием компаний под общим контролем Объединение, включающее предприятия или бизнесы, находящиеся под общим контролем, является объединением бизнеса, при котором все объединяющиеся предприятия или бизнесы в конечном счете контролируются одной и той же стороной или сторонами как до, так и после объединения бизнеса и этот контроль не является временным. Как правило, объединение бизнеса с участием компаний под общим контролем является результатом реорганизации компаний в рамках группы для коммерческих или налоговых целей. В настоящее время в МСФО отсутствуют положения, устанавливающие порядок бухгалтерского учета операций по объединению бизнеса между предприятиями под общим контролем, так как МСФО (IFRS) 3 исключает такие операции из сферы применения стандарта. Поэтому руководство выбирает надлежащую учетную политику и последовательно ее применяет. Выбранная политика может соответствовать методу покупки согласно МСФО (IFRS) 3 или методу учета, применявшемуся предшественником в соответствии с какими-либо другими ОПБУ, например ОПБУ США или ОПБУ Великобритании. 52 PwC 4.1.11 Затраты на реорганизацию Объединение бизнеса часто сопровождается крупными программами реорганизации. Затраты на такие программы могут признаваться только частью объединения бизнеса, если ранее они были признаны приобретаемым предприятием. Любые другие затраты (например, связанные с прекращением деятельности после объединения бизнеса) должны списываться на расходы в отчете о прибылях и убытках приобретенного бизнеса после объединения. Аналогичным образом затраты на реорганизацию и другие затраты, понесенные самим покупателем, не могут быть отражены в составе объединения бизнеса. 4.1.12 Представление и раскрытие информации Требования к раскрытию информации об объединении бизнеса очень обширны, особенно в отношении года, когда оно было осуществлено. Информация, которая должна быть раскрыта в отчетности за год осуществления объединения в отношении существенных объединений бизнеса или в отношении совокупности несущественных объединений бизнеса (включая приобретения после отчетной даты), включает: • детали объединения предприятий или бизнесов; • переданное возмещение и детали компонентов этого возмещения; • величину прибыли и причины получения прибыли, отраженной в результате выгодной покупки; описание факторов, способствовавших признанию гудвилла (например, непризнанные нематериальные активы или синергетический эффект для покупателя); • величина затрат на приобретение, которые были списаны на расходы, а также строка, в которой эти расходы были отражены в отчете; • выбранная основа оценки и отраженная величина неконтролирующей доли в приобретенном предприятии, включая методы оценки и ключевые исходные данные для модели, в которой используется справедливая стоимость; • величина доходов и прибыли или убытка приобретенного предприятия за период после даты приобретения, включенная в прибыль или убыток в отчетности покупателя за период (период владения); • величина доходов и прибыли или убытка объединенного предприятия за период, как если бы приобретение имело место в начале периода; детали корректировок, вызванных изменениями в учете по условной стоимости, или других корректировок, связанных с учетом объединения бизнеса. 4.2 Совместная деятельность 4.2.1 Обзор Совместные предприятия и другие аналогичные образования (совместная деятельность) часто используются нефтегазовыми компаниями как инструмент распределения высоких рисков и затрат, характерных для отрасли, или как инструмент привлечения специальных знаний и опыта для осуществления конкретного проекта. Законодательная база для совместной деятельности может принимать различные формы. Образование совместного предприятия может быть осуществлено путем оформления договора о совместном предприятии, или порядок управления, установленный в учредительных документах компании, может послужить основой для совместной деятельности. Наличие совместного контроля – это та характеристика, которая отличает совместную деятельность от других форм сотрудничества сторон. Соглашение о деятельности, в котором нет совместного контроля, не является совместной деятельностью. Совет по МСФО опубликовал МСФО (IFRS) 11 «Совместная деятельность» в мае 2011 г. Стандарт вводит ряд важных изменений в порядок учета совместной деятельности, включая следующие: 4 • стандарт определяет два вида совместной деятельности: совместные операции и совместные предприятия; Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли • суммы, отраженные на дату приобретения для каждого класса активов, обязательств и условных обязательств приобретаемого предприятия; • термин «совместная деятельность» заменяет термин «совместное предприятие» в качестве обобщающего термина для описания всех соглашений о деятельности, в рамках которой две или более стороны осуществляют совместный контроль; • права и обязательства по договору определяют категорию совместной деятельности: совместные операции или совместные предприятия; • исключена возможность учета по методу пропорциональной консолидации; • «инвестор совместного предприятия» определяется как сторона, которая не участвует в совместном контроле, при этом даются рекомендации по надлежащему порядку его отражения в учете. Требования МСФО (IFRS) 11 рассматриваются в разделе 7.1 «Будущие изменения». Материалы данного раздела базируются на требованиях МСФО (IAS) 31, при этом используется новый обобщающий термин «совместная деятельность». 4.2.2 Совместный контроль Совместный контроль – контроль, разделенный между сторонами в соответствии с договором, причем совместный контроль имеет место только тогда, когда принятие решений касательно значимой деятельности требует единогласного согласия сторон, осуществляющих совместный контроль. Каждый из участников, которые осуществляют совместный контроль, имеет право вето: каждый из них может блокировать ключевые решения, если он с ними не согласен. Не все стороны совместного предприятия должны осуществлять совместный контроль. Некоторые участники осуществляют совместный контроль, другие инвесторы участвуют в деятельности, но не в совместном контроле. Такие инвесторы отражают в учете свою долю в активах и обязательствах как инвестицию в ассоциированное предприятие (при наличии значительного влияния) или как финансовый актив, имеющийся в наличии для продажи, в соответствии с МСФО (IAS) 39. Аналогичным образом, даже если соглашение описывается как совместное предприятие, совместный контроль может отсутствовать. Если финансовые и операционные решения принимаются «простым большинством голосов», а не единогласно, это может означать, что совместный контроль отсутствует, даже если существует всего два акционера, но каждый из них назначил несколько своих директоров в совет директоров или аналогичный орган, принимающий решения. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 53 Совместный контроль будет существовать, только если для принятия решения требуется единогласное согласие сторон, осуществляющих контроль. В тех случаях, когда решения принимаются простым большинством голосов, следующие факторы могут отрицательно влиять на оценку наличия контроля: • директора не являются агентами или сотрудниками акционеров; • акционеры не имеют права вето; • отсутствуют дополнительные соглашения, требующие от директоров голосовать вместе; • кворум на заседании совета директоров может быть достигнут, даже если не все члены присутствуют. Если в результате различных объединений директора могут принять решение, то, возможно, совместного контроля не существует. Это сложная область, где требуется тщательный анализ фактов и обстоятельств. Если совместного контроля нет, соглашение не будет являться совместным предприятием. Инвестиции, уровень контроля в которых меньше, чем при совместном контроле, рассматриваются более подробно в разделе 4.2.8. Основным фактором при определении наличия совместного контроля является определение того, как решаются споры между участниками. При наличии совместного контроля решение споров, как правило, требует либо достижения согласия между участниками, либо независимого арбитража, либо прекращения деятельности совместного предприятия. Выполнение одним из участников роли оператора совместного предприятия никаким образом не ограничивает совместный контроль. Полномочия оператора обычно ограничены принятием решений в отношении текущей деятельности – все ключевые стратегические финансовые и операционные решения принимаются участниками совместной деятельности коллективно. 4.2.3 Классификация совместных предприятий В соответствии с действующим стандартом совместные предприятия подразделяются на три класса: совместно контролируемые операции, совместно контролируемые активы и совместно контролируемые предприятия. Совместно контролируемые активы часто встречаются на стадиях разведки и добычи, а совместно контролируемые предприятия – на стадиях транспортировки, переработки и сбыта. Совместно контролируемые активы существуют, когда участники совместно владеют активами и контролируют активы, используемые в совместном предприятии. Совместно контролируемые активы, вероятно, будут соответствовать определению совместных операций, когда компании примут МСФО (IFRS) 11. Совместно контролируемые операции Могут ли предприятие по разработке нефтеносных песков и соответствующий НПЗ создать совместно контролируемую операцию? Общая информация Компания А контролирует права на добычу полезных ископаемых и эксплуатирует шахту по разработке нефтеносного песка. Компания B имеет перерабатывающие мощности в форме НПЗ. НПЗ расположен рядом с предприятием по разработке нефтеносных песков и занят переработкой битума, добываемого из шахты. Компания А и компания B заключили договор, по которому они делят выручку от реализации продуктов переработки. Компания А сохраняет право собственности и контроль над разработкой нефтеносных песков, а компания B – над НПЗ. Компания А и компания B считают шахту по разработке нефтеносного песка и НПЗ совместно контролируемой операцией. Они признают активы, которые они контролируют, обязательства, которые они несут, расходы и свою долю в доходах, которые они получают от продажи продуктов переработки. Является ли данный анализ приемлемым? Решение Да. Предприятие по разработке нефтеносных песков и соответствующий НПЗ являются совместно контролируемой операцией. Два предприятия объединили свои операции, ресурсы и экспертные знания для совместной добычи, переработки, маркетинга и сбыта конкретного минерального сырья. Они несут свои собственные затраты и получают долю выручки от продажи переработанного минерального сырья, размер такой доли определяется в соответствии с договором. 54 PwC Совместно контролируемые предприятия существуют, когда участники совместно контролируют предприятие, которому, в свою очередь, принадлежат активы и обязательства совместного предприятия. Совместно контролируемое предприятие, как правило (но необязательно), является юридическим лицом, таким как компания. Основным в определении юридического лица является определение возможности выполнения совместным предприятием функций, характерных для юридического лица, таких как заключение договоров от своего имени, наличие и выполнение обязательств, наличие банковского счета на имя предприятия. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Совместно контролируемые операции – это соглашения, в соответствии с которыми каждый участник использует свои собственные основные средства, привлекает финансирование и несет свои собственные расходы и обязательства. Примером может служить соглашение, в рамках которого одна сторона владеет нефтеперерабатывающим заводом, другая – средствами транспортировки (например, трубопроводом или танкерами). Вторая сторона будет заниматься маркетингом и сбытом нефтепродуктов. Каждая сторона будет нести свои собственные затраты и получать долю выручки от продажи нефтепродуктов третьим сторонам. Идентификация предприятия Каковы индикаторы предприятия? Общая информация В некоторых юрисдикциях термин «юридическое лицо» определяется местным законодательством о компаниях. Однако в МСФО (IAS) 31 говорится скорее о «предприятии», чем о «юридическом лице». Каковы индикаторы предприятия? Решение Для определения существования предприятия необходимо проанализировать сущность соглашения. Характеристики, которые часто указывают на существование предприятия, включают: • использование отличительных особенностей, которые известны третьим сторонам и узнаваемы ими; • способность заключать договоры от своего собственного имени; • ведение своих собственных банковских счетов; • наличие и выполнение своих собственных обязательств. Тот факт, что деятельность не соответствует определению юридического лица в стране, в которой базируется совместное предприятие, не означает, что оно не может быть предприятием в соответствии с МСФО (IAS) 31. 4.2.4 Порядок учета совместно контролируемых активов (СКА) Участник совместно контролируемых активов отражает: • свою долю в совместно контролируемом активе, классифицируемую в соответствии с характером актива; • любые обязательства, возникающие у участника в связи с совместно контролируемыми активами; Совместно контролируемые активы скорее отражают распределение затрат и риска, чем распределение прибыли. Примером может служить неделимая доля в нефтяном месторождении, когда каждый участник получает свою долю добытой нефти, несет солидарную ответственность в отношении затрат на добычу и участвует в процессе принятия решений в рамках совместного контроля. • свою долю в расходах по операциям этих активов; • свою долю в любых доходах, получаемых в результате деятельности этих активов (например, дополнительная плата, полученная в результате их использования третьими сторонами). Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 55 Вывод из эксплуатации морской погрузочной платформы Приводит ли требование о выводе платформы из эксплуатации в конце срока действия договора к возникновению обязательства у каждого участника? Общая информация Компании А, B и C вместе владеют и пользуются морской погрузочной платформой, расположенной рядом с действующими месторождениями, которыми они владеют и которые они эксплуатируют независимо друг от друга. Компаниям принадлежат доли в платформе в размере 45 %, 40 % и 15 % соответственно, и они договорились о пропорциональном разделе сервисных услуг и затрат. Решения в отношении платформы принимаются единогласно всеми тремя сторонами. Платформа не является ни совместно контролируемым предприятием, ни совместно контролируемой операцией. В соответствии с местным законодательством в конце срока полезного использования платформа должна быть демонтирована. Согласно предложению руководства компании C, доля компании в обязательстве по выводу платформы из эксплуатации составит 15 %. Является ли это обоснованным? Решение Да. Платформа является совместно контролируемым активом. Участник совместно контролируемого актива должен признавать в своей финансовой отчетности: a) свою долю в совместно контролируемых активах, классифицируемую в соответствии с характером активов; b) любые принятые им на себя обязательства; c) свою долю в обязательствах, возникших совместно с другими участниками в отношении совместного предприятия; d) любой доход от продажи или использования своей доли в продукции совместного предприятия, а также свою долю в расходах, понесенных совместным предприятием; e) любые расходы, понесенные им в связи с имеющейся у него долей участия в совместном предприятии. Каждый участник должен отражать свою долю обязательства по выводу платформы из эксплуатации. Он также должен раскрыть в качестве условного обязательства ту часть обязательства, которая приходится на других участников, в той мере, в какой он несет условное обязательство в отношении этой части обязательства. 4.2.5 Порядок учета совместно контролируемых операций (СКО) Стороны совместно контролируемой операции будут распределять выручку и расходы, связанные с совместно производимым конечным продуктом. Каждая сторона сохраняет право собственности и контроль над своими активами. Участник должен отражать 100 % контролируемых им активов и принятых им обязательств, свои расходы и свою долю доходов от продажи товаров и услуг совместной операции, а также свою долю в совместно понесенных расходах. 4.2.6 Порядок учета совместно контролируемых предприятий (СКП) Совместно контролируемые предприятия могут отражаться в учете либо по методу пропорциональной консолидации, либо по методу долевого участия, в сответствии с выбором, предоставляемым 56 PwC МСФО (IAS)31. Выбранная политика должна последовательно применяться ко всем совместно контролируемым предприятиям. После принятия МСФО (IFRS) 11 право выбора учетной политики в части применения метода пропорциональной консолидации будет отменено. Основные принципы учета по методу долевого участия включают: • инвестиции в СКП первоначально признаются по себестоимости; • изменения балансовой стоимости инвестиции признаются на основании доли участника в прибыли или убытке СКП после даты приобретения; • участник отражает только свою долю прибыли или убытка СКП; • средства, полученные от СКП в результате распределения прибыли, уменьшают балансовую стоимость инвестиции. Сравнение метода пропорциональной консолидации и метода долевого участия 4 Существуют ли потенциальные различия в представлении чистых результатов между учетом по методу пропорциональной консолидации и учетом по методу долевого участия? Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Общая информация Компания А только что сформировала свое первое совместно контролируемое предприятие – компанию J. Руководство компании А должно выбрать порядок учета для совместного предприятия: по методу пропорциональной консолидации или по методу долевого участия. Руководство компании А понимает влияние этих двух методов на представление отчета о прибылях и убытках и бухгалтерского баланса, но не знает, будут ли в результате их применения получены разные чистые результаты. Решение Чистый результат, полученный по каждому из этих методов, будет в принципе одним и тем же. Расхождение может возникнуть, если совместное предприятие понесет убытки, в результате которых его капитал станет отрицательным: • Компания А продолжит признание своей доли в каждой строке отчета о прибылях и убытках и бухгалтерского баланса по методу пропорциональной консолидации, если J продолжит признание убытков; вместе с тем • Компания А прекратит признание своей доли в убытках по методу долевого участия, как только стоимость ее инвестиции в J сократится до нуля. Результаты деятельности совместного предприятия отражаются участником по тем же принципам, что и результаты его собственной деятельности, т. е. используются одни и те же стандарты ОПБУ (МСФО) и одинаковая учетная политика. Расширение применения МСФО и их сближение с ОПБУ США помогают в этом вопросе, тем не менее принципы бухгалтерского учета должны быть определены в учредительных документах совместного предприятия. Совместное предприятие применяет другие ОПБУ Предприятие применяет МСФО. Нужны ли бухгалтерские корректировки до включения результатов совместного предприятия, составляющего отчетность по ОПБУ США? Общая информация Компания J является совместно контролируемым предприятием, составляющим свою отчетность в соответствии с ОПБУ США, как предусмотрено соглашением о совместном предприятии. Один из участников, компания C, составляет свою консолидированную отчетность в соответствии с МСФО. Руководство компании С считает, что для применения метода долевого участия можно использовать финансовую отчетность компании J, составленную по ОПБУ США. Должно ли руководство компании С скорректировать результаты компании J по ОПБУ США, прежде чем применять метод долевого участия? Решение Да, результаты необходимо скорректировать для устранения существенных расхождений. В соответствии с МСФО (IAS) 27, п. 28, МСФО (IAS) 28, п. 26 и МСФО (IAS) 31, п. 28, вся информация, содержащаяся в финансовой отчетности по МСФО, должна быть подготовлена в соответствии с МСФО. Следовательно, руководству компании С необходимо сделать надлежащую корректировку результатов компании J по ОПБУ США для приведения их в соответствие с требованиями МСФО. В МСФО нет исключений в связи с невыполнимостью. Данное требование не зависит от того, какой метод учета (долевое участие или пропорциональная консолидация) применяет компания С для своих совместно контролируемых предприятий. В тех случаях, когда обе компании применяют МСФО, корректировки могут потребоваться для устранения расхождений в учетной политике. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 57 4.2.7 В клады в совместно контролируемые предприятия При создании совместного предприятия его участники часто вкладывают в него активы, например денежные средства, неденежные активы или бизнес. Для инвестирующей стороны вклад активов является частичным выбытием. Взамен участник получает долю в активах, внесенных другими участниками. Соответственно, вкладчик должен признать прибыль или убыток от такого частичного выбытия. Сумма прибыли определяется как пропорциональная доля в справедливой стоимости активов, внесенных другими участниками, за вычетом долей других участников в балансовой стоимости активов, вкладываемых 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 в случае совместно контролируемых активов и в случае применения метода пропорциональной консолидации. 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. Вклады в совместно контролируемые предприятия Если в своей финансовой отчетности совместное предприятие отражает все вложенные в него активы по справедливой стоимости, могут ли они учитываться по методу долевого участия в финансовой отчетности участника совместного предприятия? Общая информация Компании А и В объединили свои АЗС в одном из регионов, чтобы усилить рыночные позиции и сократить затраты. Они создали компанию J и вложили в нее свои АЗС. Компания А получила 60 % акций компании J, а компания В – 40 %. Компания J отразила АЗС, полученные от компаний А и В, по справедливой стоимости. Компания J должна была сделать это в соответствии с местным законом о компаниях, который требует, чтобы все выпущенные акции были гарантированы справедливой стоимостью учтенных активов. Фактически в отношении своего создания компания J применяет метод учета «с самого начала». Компания А учитывает совместно контролируемые предприятия по методу долевого участия. Руководство компании А хочет включить свою долю в чистых активах, прибылях и убытках компании J на основе тех же принципов, в соответствии с которыми они отражаются в учете компании J, т. е. без корректировок. Руководство отмечает, что компания J применяла допустимые МСФО методы учета для отражения собственного создания. Может ли руководство компании А сделать это? Решение Да. У компании А есть право выбора учетной политики в определенных обстоятельствах в силу конфликта между стандартами бухгалтерского учета, который описан ниже. Компания А может выбрать частичное признание прибыли или убытка, определяемых как разница между 40 % справедливой стоимости вложенных АЗС и 40 % их балансовой стоимости плюс 60%-я доля компании в справедливой стоимости АЗС, переданных компанией В. Данный подход определен в ПКР (SIC) 13. Компания А также может признать 100 % прибыли от выбытия своего автозаправочного бизнеса в соответствии с МСФО (IAS) 27 (см. описание ниже). Следовательно, компания А должна исключить свою долю (нераспределенную) справедливой стоимости АЗС, которой она владела ранее и которая учитывалась по справедливой стоимости на уровне компании J при применении метода долевого участия. Рассмотренный выше пример базируется на указаниях, содержащихся в ПКР (SIC) 13 «Совместно контролируемые предприятия: немонетарные вклады участников совместного предпринимательства». Между ПКР (SIC) 13 и МСФО (IAS) 27 «Консолидированная и отдельная финансовая отчетность» существует расхождение в отношении того, что вклад в совместно контролируемое предприятие рассматривается как бизнес. 58 PwC МСФО (IAS) 27 содержит другие указания в отношении потери контроля над бизнесом. Инвестиции в бывшую дочернюю компанию, которые остаются у материнской компании после потери контроля, оцениваются по справедливой стоимости на дату потери контроля, при этом полученные в результате прибыль или убыток отражаются в составе прибыли или убытка в полном объеме. 4.2.8 И нвестиции, 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 (например, 80 % 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 от прав каждого участника. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Совет по МСФО не занимался данным конфликтом при разработке МСФО (IFRS) 11, вопрос станет частью более широкого проекта, посвященного учету по методу долевого участия. Компании будут иметь право выбора учетной политики в операциях данного типа до тех пор, пока конфликт не будет урегулирован. Идентификация совместного предприятия Рассматривается ли компания автоматически как совместное предприятие, если более двух участников имеют равные доли участия? Общая информация Компании А, В, С и D (участники) владеют компанией J. Доля участия каждой компании составляет 25 %. Компания J владеет НПЗ. Для принятия решений в компании J необходимо 75 % голосов всех участников. Руководство компании А хочет в своей консолидированной финансовой отчетности по МСФО учесть свою 25%-ю долю в компании J по методу пропорциональной консолидации на основании того, что компания J является совместным предприятием. Может ли руководство компании А применить такой порядок учета? Решение Нет. Компания А не может отражать компанию J в учете по методу пропорциональной консолидации, так как совместный контроль над компанией J отсутствует. Если бы компания J соответствовала критериям совместного предприятия, для принятия решений потребовалось бы единогласное согласие участников, осуществляющих совместный контроль. Решения в компании J могут приниматься в результате объединения трех из четырех участников. Следовательно, каждый из инвесторов должен учитывать свою долю в компании J как инвестицию в ассоциированную компанию, так как каждая компания оказывает значительное влияние, но не осуществляет совместный контроль. Поэтому должен применяться учет по методу долевого участия. Если компания не соответствует критериям совместного предприятия, каждый инвестор будет отражать свои инвестиции по методу долевого участия в соответствии с МСФО (IAS) 28 «Инвестиции в ассоциированные компании» (при наличии существенного влияния) или по справедливой стоимости в составе финансовых активов в соответствии с МСФО (IAS) 39. У инвесторов может быть 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%-я доля, имеет право на использование 20 % мощностей 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. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 59 4.2.9 И зменения в структуре собственности совместной деятельности Участник совместной деятельности может увеличивать или уменьшать свою долю в этой деятельности. Порядок отражения в учете увеличения или уменьшения доли в совместной деятельности будет зависеть от вида совместной деятельности и характера новой доли после изменения структуры собственности. Инвестиция Значительное влияние Контроль Совместно контролируемые активы Совместно контролируемые операции Порядок отражения в учете изменения структуры собственности будет зависеть от того, являются ли активы соглашения бизнесом, а также от уровня контроля после изменения структуры собственности. Если соглашение соответствует определению бизнеса и получен контроль, то это будет объединение бизнеса. Порядок учета объединения бизнеса рассматривается в разделе 4.1.4. Если контроль не получен, а активы остаются под совместным контролем, возмещение, выплаченное за дополнительную долю, капитализируется в стоимости этой доли. Компании владеют 100 % активов, которые они используют в совместно контролируемых операциях. Маловероятно, что компания может осуществить частичную реализацию актива, используемого в совместно контролируемой операции, если только другая сторона не будет осуществлять совместный контроль над этим активом. В учете это будет отражаться так же, как описанное выше сокращение доли участия. Результатом сокращения доли в совместно контролируемых активах станет списание части балансовой стоимости, равной пропорциональной доле списания, независимо от того, сохраняется контроль или нет. Другой подход может применяться в тех случаях, когда сокращение доли участия сопровождается обещанием покупателя взять на себя работу по оставшейся у продавца доле участия. Обычно это называется «отдать в субаренду». Более подробно такие ситуации рассматриваются в разделе 4.2.11. 60 Совместный контроль PwC Совместно контролируемые предприятия Порядок учета увеличения доли участия в совместно контролируемом предприятии будет зависеть от уровня контроля после приобретения. В случае получения контроля операция квалифицируется как объединение бизнеса. Признание балансовой стоимости, отраженной ранее по методу долевого участия или по методу пропорциональной консолидации, будет прекращено, будет применен учет по методу приобретения, а компания будет полностью консолидирована. Для этого потребуется выполнить оценку справедливой стоимости, а также оценку неконтролирующей доли и гудвилла. Возможно, потребуется признание прибыли или убытка в отчете о прибылях и убытках. Компания, которая применяла метод пропорциональной консолидации и сохраняет совместный контроль, прекратит признание части активов и обязательств и отразит прибыль или убыток в отчете о прибылях и убытках. Если после выбытия остается только значительное влияние, в этом случае компания прекращает признание активов и обязательств в полном объеме. Компания будет применять метод долевого участия для учета оставшейся доли, в отношении которой она сохраняет значительное влияние. Если значительное влияние сохранить не удается, компания будет признавать оставшуюся долю по справедливой стоимости как инвестицию, имеющуюся в наличии для продажи. 4.2.10 Учет участниками совместной деятельности В предыдущем параграфе описывался порядок бухгалтерского учета, применяемый инвестором совместного предприятия. Обычно совместное предприятие готовит свою собственную финансовую отчетность для отчета перед партнерами по совместному предприятию и для соблюдения нормативно-правовых требований. Все чаще такая финансовая отчетность готовится в соответствии с МСФО. Совместное предприятие 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 «Платеж, основанный на акциях». Такие активы признаются по справедливой стоимости в финансовой отчетности совместной деятельности. Порядок учета получения бизнеса, переданного в качестве вклада участников совместной деятельности, в МСФО не рассматривается, так как он не входит в сферу применения МСФО (IFRS) 2 и МСФО (IFRS) 3. На практике было выработано два подхода. Согласно одной методологии активы и обязательства бизнеса, включая гудвилл, признаются по справедливой стоимости аналогично отражению в учете внесения активов или объединения бизнеса. Вторая методология предусматривает признание активов и обязательств бизнеса по той же балансовой стоимости, которая используется в финансовой отчетности по МСФО участника, осуществляющего вклад. 4.2.11 Соглашения о предоставлении в аренду («farm-out») 4 «Предоставление в аренду» имеет место, когда участник (сторона, которая передает право на бурение на участке по договору субаренды, или «субарендодатель») передает долю участия в запасах и добыче на месторождении другой стороне (стороне, которая получает право на бурение на участке по договору субаренды, или «субарендатору»). Такая доля часто предоставляется в обмен на согласие субарендатора оплатить свою долю в будущих расходах по разработке месторождения и долю субарендодателя. Также может предусматриваться выплата субарендатором денежных средств субарендодателю. При рассмотрении этого механизма с точки зрения субарендатора это является получением доли участия в разработке месторождения. Обычно этот механизм используется на этапе геологоразведки или разработки месторождения и представляет собой распространенное средство, используемое предприятиями для того, чтобы разделить затраты и риски, связанные с разработкой месторождений. Субарендатор надеется, что его доля в будущей добыче обеспечит достаточный доход для компенсации затрат на осуществление деятельности по геологоразведке или разработке месторождения. Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Частичное выбытие доли, учитываемой по методу долевого участия, которое никак не влияет на совместный контроль или значительное влияние, приводит к прекращению признания пропорциональной доли балансовой стоимости этой инвестиции. Прибыль или убыток от выбытия будут отражены в отчете о прибылях и убытках. 4.2.11.1 Учет со стороны субарендодателя Договоры о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях субаренды на момент подписания в основном представляют собой неденежные сделки, в отношении которых конкретных рекомендаций в МСФО не содержится. В результате этого появились разные методы учета. Учет зависит от конкретных фактов и обстоятельств соглашения, особенно от этапа разработки соответствующего актива. Активы с доказанными запасами При наличии доказанных запасов на месторождении получение доли участия в его разработке по договору субаренды должно учитываться в соответствии с принципами, предусмотренными в МСФО (IAS) 16. Предоставление доли участия в разработке месторождения по договору субаренды будет рассматриваться как экономическое событие, так как субарендодатель отказывается от своей доли в части актива в обмен на предоставление субарендатором разработанного актива в будущем. Имеется достаточно информации для надежной оценки справедливой стоимости переданного актива и обязательства по выплате денежных средств в будущем. При определении метода учета необходимо понимать, какие права и обязательства имеются у сторон. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 61 Вознаграждение, полученное субарендодателем в обмен на выбытие своей доли, представляет собой стоимость работ, выполненных субарендатором, плюс любые полученные денежные средства. Это предположительно является справедливой стоимостью выбывшей доли в рамках сделки, проведенной на рыночных условиях. Субарендодатель должен прекратить признание балансовой стоимости актива пропорционально переданной доле, а затем признать «новый» актив, который будет получен, в сумме ожидаемой стоимости работ, которые должны быть выполнены субарендатором. После отражения денежных средств, полученных по сделке, в отчете о прибылях и убытках признается прибыль или убыток. Подлежащий получению актив обычно признается в составе нематериальных активов или прочей дебиторской задолженности. По завершении строительства актива он переводится в категорию основных средств. Оценка стоимости подлежащего получению актива может вызывать сложности ввиду уникального характера каждой разработки. В большинстве договоров о предоставлении доли участия в разработке на условиях субаренды предусматривается ожидаемый уровень расходов по проекту (на основе общего бюджета, утвержденного всеми участниками разработки месторождения). Договор может содержать ограничение на сумму фактических расходов, которые может понести субарендатор. Признаваемая стоимость актива во многих случаях будет основываться на этом бюджете. Следовательно, стоимость актива будет меняться по мере произведения фактических расходов, что потребует корректировок ранее признанной прибыли или убытка. Этап разработки актива и надежность бюджета будут определять уровень изменений в последующем учете. Активы без доказанных запасов Методы учета не столь очевидны в случае, когда минеральный актив еще находится на этапе геологоразведки или оценки. Учет актива по-прежнему будет регламентироваться положениями МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка запасов полезных ископаемых», а не МСФО (IAS) 16. Тест на надежность оценки, предусмотренный в МСФО (IAS) 16 для обмена в неденежной форме, может быть не выполнен. Ни в МСФО (IFRS) 6, ни в МСФО (IFRS) 11 не содержится конкретных рекомендаций по надлежащему учету договоров о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях субаренды. На практике субарендодатели используют несколько подходов: 62 PwC • признают только платежи, полученные в денежной форме, и не признают вознаграждение в отношении стоимости работ, которые будут выполнены субарендатором, а вместо этого отражают оставшуюся долю участия по предыдущей стоимости полной доли участия, уменьшенной на сумму денежного вознаграждения, полученного за заключение договора. В результате при выбытии не признается прибыль, если полученное денежное вознаграждение не превышает балансовую стоимость всего имеющегося в распоряжении актива; • используют подход, аналогичный применяемому к активам с доказанными запасами, признавая полученные в денежной форме платежи и стоимость актива, который будет получен в будущем, однако признают будущий актив только после того, как его строительство будет завершено и он будет введен в эксплуатацию, откладывая признание прибыли до этого момента; или • используют подход, аналогичный применяемому к активам с доказанными запасами, признавая платежи, полученные в денежной форме, и стоимость актива, который будет получен в будущем, и признают актив, который будет получен в будущем, в момент подписания договора с отражением соответствующей прибыли в отчете о прибылях и убытках в отношении части выбывших запасов. В настоящее время в соответствии с действующими МСФО используются все три подхода. Определение стоимости актива, который будет получен в качестве вознаграждения за выбывшие запасы при предоставлении доли участия в разработке активов с доказанными запасами на условиях субаренды, может приводить к необходимости внесения изменений. В случае активов, находящихся на этапе геологоразведки, количество вносимых изменений может увеличиваться. Преобладающей отраслевой практикой является использование первого из вышеуказанных подходов. 4.2.11.2 Учет со стороны субарендатора Субарендатор признает затраты только по мере их произведения независимо от этапа разработки актива. Субарендатор должен раскрывать свои договорные обязательства по строительству актива и покрывать долю затрат субарендодателя. Субарендатор также должен следовать своей обычной политике капитализации затрат, а также применять ее в отношении доли субарендодателя в затратах на строительство. Учет предоставления доли участия в разработке месторождения на условиях субаренды 4 Общая информация Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Компания N и компания Р вместе участвуют в геологоразведке и разработке нефтегазового месторождения в Венесуэле. Компании N принадлежит доля участия в совместной деятельности в размере 18 %, а компании B – 82 %. Компании N и P подписали соглашение о совместной деятельности, которое определяет порядок эксплуатации месторождения. Согласно положениям МСФО (IAS) 31 у компаний N и P имеется совместно контролируемый актив. В состав совместно контролируемого актива входит нефтегазовое месторождение, машины и оборудование. Доказанные запасы отсутствуют. Компании заключили договоры купли-продажи, по которым каждая из них продает 45 % своей доли участия новому инвестору – компании R. Компания N получает денежные средства в размере 4 млн у. е., а компания Р – 20 млн у. е. Три компании заключили пересмотренное соглашение о совместной разработке, в котором определены права и обязательства всех трех сторон по финансированию, разработке и эксплуатации актива. Структура долей участия трех компаний представлена в таблице ниже: Компания N Компания P До сделки 18% После сделки 10% 4 млн у. е. Полученные денежные средства Компания R Итого 82% — 100% 45% 45 % 100% 20 млн у. е. — 24 млн у. е. После даты заключения соглашения каждая сторона соглашения о совместной разработке обязана нести затраты пропорционально своей доле участия. Однако 75 % затрат на геологоразведку и разработку, приходящихся на долю компаний N и P, от их имени должны оплачиваться компанией R. Общая сумма бюджета капитальных затрат на геологоразведку и разработку актива составляет 200 млн у. е. Согласно доле участия компании N ее доля в этих затратах составляет 20 млн у. е., однако компания R должна будет из этой суммы заплатить от имени компании N 15 млн у. е. Балансовая стоимость актива, отраженная в финансовой отчетности компании N до проведения сделки, составляла 3 млн у. е. Вопрос: Каким образом компания N должна учитывать такую сделку? Решение Данная сделка имеет все характеристики договора о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях субаренды. Платежи в форме денежных средств и последующее обязательство компании R оплатить затраты на разработку от имени компаний N и P представляются частью той же сделки. Компании N и P выступают в качестве субарендодателей, а компания R – в качестве субарендатора. Указанная структура также соответствует определению совместно контролируемого актива в МСФО (IAS) 31, так как компания N осуществляет совместный контроль как до, так и после сделки. Следовательно, компания N должна учитывать свою долю в активах и обязательствах и долю в доходах и расходах. Прибыль от выбытия доли могла быть отражена в учете компанией N с использованием одного из трех подходов следующим образом: 1. Признание только платежей, полученных в форме денежных средств Компания N уменьшит балансовую стоимость нефтегазового актива на сумму полученных денежных средств в размере 4 млн у. е. Превышение балансовой стоимости в размере 1 млн у. е. должно быть отнесено на отчет о прибылях и убытках как прибыль. Будущие расходы в сумме 15 млн у. е., которые будут оплачены компанией R от имени компании N, как актив не признаются. Как указывалось выше, такой подход будет соответствовать обычной отраслевой практике. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 63 2. Признание платежей плюс стоимость будущих активов на дату соглашения Компания N будет признавать 4 млн у. е., как указано выше. Кроме того, она будет признавать дебиторскую задолженность или нематериальный актив по будущим расходам, которые будут возникать у компании R от имени компании N, с отражением дополнительной прибыли в отчете о прибылях и убытках. Компания N должна будет выполнять оценку ожидаемого значения будущих расходов. Несмотря на то что единственным методом для оценки указанной суммы является метод оценки на основе суммы предусмотренных бюджетом затрат, компания N должна будет оценить, будет ли эта сумма отражать фактически понесенные расходы. Разница в окончательной сумме потребует пересмотра признанного актива и прибыли, создающей волатильность показателей отчета о прибылях и убытках. 3. Признание платежей плюс стоимость будущих активов, полученных после завершения строительства Компания N признает 4 млн у. е. в денежной форме, как указано в п. 1 выше. По завершении строительства будущих активов они признаются в бухгалтерском балансе, а прибыль на такую же сумму признается в отчете о прибылях и убытках. Это подход позволит избежать волатильности показателей отчета о прибылях и убытках, связанную с подходом 2. 4.2.12 Соглашения о централизованной эксплуатации месторождения Централизованная эксплуатация месторождения обычно имеет место на этапе геологоразведки или разработки нефтегазовых запасов. Предприятия могут владеть активами или правами на проведение геологоразведки на смежных участках, и в таких случаях они могут заключать договоры с целью объединения указанных выше активов или прав для формирования более крупного участка, чтобы можно было совместно финансировать затраты, связанные с разведкой, разработкой и добычей природных ресурсов. По итогам этих совместных усилий предприятие получит долю предполагаемого в будущем объема добычи в рамках этого укрупненного участка. Централизованная эксплуатация месторождения обычно осуществляется в форме совместной операции. Зачастую такая форма эксплуатации месторождения используется по требованию государственных органов, чтобы сократить общую сумму затрат на добычу природных ресурсов за счет более эффективного формирования и развития инфраструктуры. Доля в объемах добычи, выделяемая каждому участнику такого проекта, будет зависеть от вклада внесенного им актива в общий объем добычи на таком участке. Именно такая форма организации добычи именуется централизованной эксплуатацией месторождения. На начало осуществления централизованной эксплуатации месторождения производится оценка внесенной каждым предприятием доли участия, после чего это предприятие будет отвечать за будущие затраты на эксплуатацию участка добычи в соответствии с отнесенной на него долей участия. По мере того как будет становиться все более очевидным конечный результат использования 64 PwC каждого компонента, эта доля участия будет впоследствии уточняться и пересматриваться, и может производиться соответствующая корректировка прав на будущую долю добытой продукции или на распределение затрат. В тех случаях, когда на текущую дату объем оставшейся части объема добычи или разработки является недостаточным для сверки и уточнения вклада участников проекта, в расчетах между ними могут проводиться денежные выплаты. На дату начала проекта централизованная эксплуатация месторождения отражается в бухгалтерском учете по методу пула активов. За исключением случаев, когда были осуществлены денежные выплаты в проект централизованной эксплуатации месторождения, в балансовую стоимость имеющихся долей участия не вносятся какие-либо изменения. Стоимость полученного актива является эквивалентной стоимости переданного актива. Если была уплачена или получена денежная выплата, она корректируется против балансовой стоимости нефтегазового актива. Такой подход сохраняется и в тех случаях, когда осуществляется уточнение и пересмотр централизованной эксплуатации месторождения. Централизованная эксплуатация месторождения и уточнение и пересмотр параметров соглашения также окажет влияние на соответствующую базу запасов, используемую для целей амортизации основных средств и нематериальных активов. Балансовая стоимость нефтегазового актива подлежит амортизации в отношении любой пересмотренной доли запасов на перспективной основе. Предприятию также потребуется провести переоценку обязательства по выводу актива из эксплуатации. Уточнение и пересмотр централизованной эксплуатации месторождения 4 Каким образом уточнение и пересмотр централизованной эксплуатации месторождения должны учитываться в бухгалтерском учете предприятия? Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Общая информация Компании А и B владеют смежными участками, на которых проводится разведка на нефть, — участки «Альфа» и «Дельта» соответственно. Оба участка находятся на стадии геологоразведки, и для них еще не определены доказанные запасы. Эти компании заключили соглашение о совместной разработке этих участков в рамках объединенного участки («Омега»), который рассматривается как совместно контролируемый актив. Согласно исходному соглашению о централизованной эксплуатации месторождения, каждая сторона имеет право на 50 % объема добычи на объединенном участке. Такое распределение подлежало уточнению по результатам будущего уточнения и пересмотра, когда завершится этап геологоразведки на участках «Альфа» и «Дельта» и будут установлены доказанные запасы. Дополнительные уточнения будут осуществляться на постоянной основе после начала добычи и уточнения оценки запасов. Этап геологоразведки на обоих участках был завершен. На обоих участках были обнаружены доказанные запасы и на основе этих результатов выполнено повторное определение долей участия в централизованной эксплуатации месторождения: Структура долей участия трех компаний представлена в таблице ниже: Компания A Компания B Итого Первоначальная эксплуатация 50% 50% — Повторное определение 40% 60% — 5 млн у. е. 5 млн у. е. 10 млн у. е. — — 40 млн у. е. Затраты на геологоразведку Будущие затраты на разработку Компании договорились, что доля будущего объема добычи каждой из них будет установлена с учетом нового уточнения долей участия. Кроме того, сверка и уточнение затрат, понесенных до текущей даты, будет осуществляться в форме корректировок будущих затрат, а не в форме незамедлительной денежной выплаты. До момента дополнительного уточнения затрат компания А капитализировала затраты на сумму 5 млн у.е. в стоимости поискового актива и перенесла их на материальные активы после обнаружения доказанных запасов. Каким образом компания А должна отражать эти результаты дополнительного уточнения затрат в бухгалтерском учете? Решение Компания А понесла затраты на 1 млн у. е., превышающие ту долю, которая требовалась согласно пересмотренному распределению долей участия. Теоретически компания А имеет дебиторскую задолженность на сумму 1 млн у.е. от компании B. Согласно соглашению между сторонами, эта сумма будет сверена и скорректирована через внесение корректировки будущих затрат на разработку, т. е. компания А будет нести ответственность только лишь за 15 млн у. е. будущих затрат, а не за 16 млн у. е. (40 млн у. е.*40 %). В связи с этим для компании А было бы целесообразно сохранить этот актив в сумме 5 млн у. е. в качестве актива по разработке без корректировки на сумму 1 млн у. е. Руководству компании А следует рассмотреть, является ли изменение в оценке запасов признаком обесценения балансовой стоимости актива. На основе учета пересмотренной доли в будущем объеме добычи и в затратах на разработку наличие обесценения представляется маловероятным. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 65 4.3 С оглашения о разделе продукции (СРП) 4.3.1 Общая информация Соглашения о разделе продукции представляют собой инструмент, позволяющий правительствам выгодно использовать профессиональный опыт и знания коммерческих нефтегазовых компаний в процессе разработки углеводородных месторождении страны. Различные государства предпринимают попытки обеспечить стабильные режимы регулирования и налогообложения для создания определенности, необходимой для того, чтобы коммерческие компании инвестировали средства в дорогостоящие и долгосрочные проекты. Существуют разные формы соглашений о разделе продукции и договоров об уплате роялти, которые определяются конкретным сочетанием требований национального, регионального и местного законодательства. В рамках стандартного соглашения о разделе продукции нефтегазовая компания выполняет работы по геологоразведке, предоставляет необходимый капитал, выполняет работы по разработке обнаруженных запасов, создает соответствующую инфраструктуру и осуществляет добычу полезных ископаемых. Нефтегазовая компания (обычно является оператором) получает право извлекать ресурсы в течение определенного периода, который обычно составляет полный продуктивный срок службы месторождения, что позволяет в конце срока действия СРП получить минимальную ликвидационную стоимость актива. Условия СРП обычно включают требование по выводу актива из эксплуатации. Нефтегазовая компания имеет право на получение доли добытой нефти, позволяющей возместить определенные затраты (компенсационная нефть), и согласованной маржи прибыли (прибыльная нефть). Государство сохраняет за собой право собственности на все ресурсы углеводородного сырья и зачастую законное право собственности в отношении всех основных средств, построенных для разработки ресурсов. В большинстве случаев ликвидационная стоимость основных средств будет минимальной и оператор будет выводить активы из эксплуатации в соответствии с условиями СРП. При выполнении работ по разработке месторождений в рамках СРП компания приобретает право на извлечение нефти в будущем. Затраты на разработку капитализируются в соответствии с требованиями МСФО (IFRS) 6 и МСФО (IAS) 16. Государство будет получать существенную долю продукции в рамках СРП. Поставка нефти может осуществляться в форме товара и оплачиваться денежными средствами, сумма которых рассчитывается по согласованной формуле ценообразования. Компания должна рассмотреть общую структуру рисков при определении, участвует ли она в соглашении об оказании услуг или соглашении о долевом участии. 66 PwC Определенные СРП, срок действия которых меньше, чем ожидаемый срок полезного использования соответствующих добывающих активов, или которые являются подрядом с оплатой фактических расходов плюс прибыль, могут быть идентичны соглашениям об оказании услуг, в рамках которых государство компенсирует компании расходы на геологоразведку, разработку месторождений и строительство объектов инфраструктуры. Следовательно, компания несет риски, связанные с выполнением данных договорных обязательств, а не традиционные риски, связанные с геологоразведкой и разработкой месторождений. Расходы, понесенные в связи с геологоразведкой и разработкой месторождений, и маржа прибыли капитализируются в составе дебиторской задолженности государства, а не как доля в будущей добыче на месторождении. Соглашения концессии или об уплате роялти во многом совпадают с условиями соглашений о разделе продукции, в рамках которых компания несет риск, связанный с геологоразведкой. Обычно компания сохраняет юридическое право собственности на свои активы и не передает напрямую государству принадлежащую ему часть добытой нефти. Государство по-прежнему будет получать компенсацию, основанную на объемах добычи и ценах. Такая схема часто называется арендой на условиях концессии, роялти или налога. Даже в рамках одной и той же юрисдикции стандартных соглашений о разделе продукции и концессионных соглашений не существует. Чем более значимым по оценкам государства будет новое месторождение, тем больше вероятность того, что правительство разработает определенное законодательство или нормативные требования в его отношении. Каждое соглашение о разделе продукции должно оцениваться и учитываться исходя из экономического содержания договоренности. Обычно государство не настаивает на внесении изменений в СРП или договоры об уплате роялти, связанные с изменениями рыночных условий или факторов окружающей среды, поэтому предыдущий опыт сотрудничества с соответствующими государственными органами является очень важным. СРП может предусматривать право продления его срока без условий о существенных дополнительных затратах. Государство может разработать политику или процедуры в отношении продления срока действия СРП. Этот фактор необходимо учитывать при оценке срока действия соглашения. Юридическая форма СРП или концессии не должна оказывать влияния на принципы признания активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, или добывающих активов. Затраты, соответствующие критериям, изложенным в МСФО (IFRS) 6, МСФО (IAS) 38 и МСФО (IAS) 16, должны отражаться на основе обычных критериев, предусмотренных для компаний, несущих большую часть экономических рисков и имеющих доступ к вероятным будущим экономическим выгодам, связанным с данными активами. Проект по учету выручки и разъяснения в отношении определения заказчика могут оказать влияние на учет СРП. Ожидается, что окончательный вариант стандарта вступит в силу не ранее 2012 г. 4.3.2.1 Капитализация затрат Когда компания несет риск, связанный с геологоразведкой, она применяет аналогичный подход к учету проектов, не представляющих собой СРП. Затраты, связанные с геологоразведкой и разработкой, капитализируются в соответствии с МСФО (IFRS) 6, МСФО (IAS) 38 и МСФО (IAS) 16. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли 4.3.2 К омпания несет риски, связанные с геологоразведкой Резервы, использованные для амортизации созданных активов, должны относиться на отчитывающуюся компанию в течение периода СРП или концессии. Информация о возможных запасах углеводородов и о текущих ценах должна подтверждать, что инвестиции в разведку, оценку, разработку и основные средства будут возмещены. После того как СРП начнет действовать, для целей тестирования на обесценение оно практически всегда рассматривается как отдельная единица, генерирующая денежные средства. Компания должна руководствоваться рекомендациями МСФО (IFRS) 6 при тестировании на предмет обесценения на этапе геологоразведки и оценки. На этапе разработки месторождения и добычи необходимо руководствоваться рекомендациями МСФО (IAS) 36. Срок действия СРП для месторождений на континентальном шельфе составляет 25 лет. СРП для месторождений на континентальном шельфе, срок действия которого составляет 25 лет Юридическая форма СРП не должна оказывать влияния на признание активов, связанных с разведкой и оценкой, или добывающих активов. Каким образом следует отражать эти активы? Общая информация Компания А является стороной СРП в отношении месторождений на континентальном шельфе. Срок действия соглашения составляет 25 лет. Компания А будет эксплуатировать активы в течение срока действия СРП, но государство сохраняет право собственности на созданные активы. Компания А имеет право на возмещение полной стоимости расходов. Однако если добытые ресурсы не будут покрывать понесенные расходы в будущем, государство не будет возмещать расходы компании А. Руководство компании A предлагает отражать расходы в составе финансовой дебиторской задолженности, а не в составе основных средств, так как государство сохраняет право собственности на созданные активы. Оправдан ли такой порядок учета? Решение Нет. В течение срока действия СРП компания А осуществляет контроль над активами, так как она имеет право эксплуатировать их. Затраты на строительство, которые удовлетворяют следующим критериям признания в соответствии с МСФО (IFRS) 6, МСФО (IAS) 38 или МСФО (IAS) 16, должны отражаться в соответствии с требованиями этих МСФО: • компания несет большую часть экономических рисков и имеет доступ к вероятным будущим экономическим выгодам, связанным с данными активами; • срок действия СРП больше, чем ожидаемый срок полезного использования большинства созданных активов; • информация о возможных запасах углеводородов и о текущих ценах должна подтверждать, что инвестиции в геологоразведку, оценку, разработку месторождений и основные средства будут возмещены посредством механизма возмещения затрат в рамках СРП. В дальнейшем все признанные активы признаются в соответствии с обычной учетной политикой компании в отношении последующей оценки активов, их износа, амортизации, тестирования на обесценение и прекращения признания. Активы должны быть полностью самортизированы или самортизированы пропорционально объему добытой продукции по состоянию на дату окончания срока действия СРП. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 67 4.3.2.2 Признание выручки Если в рамках СРП компания несет риск, связанный с геологоразведкой, выручка отражается как доходы от добычи нефти и газа (компенсационная нефть и прибыльная нефть), только когда нефть и газ добыты и проданы. Компания отражает выручку только тогда, когда начинается добыча нефти, и только в объеме нефти, на который компания имеет право и который она продает. Нефть, добытая в рамках доли правительства, не является выручкой или затратами на добычу. Компания выступает в качестве агента правительства по добыче и транспортировке нефти или по ее продаже и переводу вырученных средств в государственный бюджет. Компания применяет аналогичный подход к признанию выручки в рамках соглашений об уплате роялти. Признание выручки в рамках СРП (1) Как признается выручка в рамках СРП? Общая информация Нефтегазодобывающая компания (или подрядчик) обычно несет все затраты и риски на этапе геологоразведки. Государство (или государственная нефтяная компания) имеет долю в объеме добычи. Доход нефтегазодобывающей компании в большинстве случаев включает в себя два компонента: компенсационную нефть и прибыльную нефть. Компенсационная нефть представляет собой «возмещение» затрат, понесенных на этапе проведения геологоразведочных работ, а также некоторых (или всех) затрат, понесенных на этапе разработки и добычи. Прибыльная нефть представляет собой принадлежащую компании долю нефти после возмещения затрат или в результате применения фактора прибыли. В СРП, как правило, указывается (наряду с другими позициями), какие именно затраты подлежат возмещению, порядок их возмещения, любые ограничения в отношении возмещения, а также возможность переноса на будущие периоды невозмещенных затрат за тот или иной период. Совокупный доход по СРП признается по факту поставки добытых объемов третьей стороне (т. е. покупателю этих объемов) по цене, установленной в СРП. Эта цена может быть либо рыночной, либо фиксированной в зависимости от конкретных условий СРП. Затем доход по СРП распределяется между участниками соглашения на основании конкретных условий раздела продукции, предусмотренных СРП. Заключение СРП обычно не приводит к созданию предприятия, которое бы удовлетворяло критериям совместного предприятия в соответствии с МСФО. Основной вопрос связан не с признанием выручки, так как нефть доставляется третьим сторонам и критерии, указанные в п. 14 МСФО (IAS) 18, соблюдаются. Вопрос заключается в том, как выручка от продажи нефти должна распределяться между оператором, государственной нефтяной компанией и другими сторонами. Решение Оператор имеет право на нефть, заработанную им в качестве возмещения затрат (затрат, связанных с проведением геологоразведочных работ, и его доли затрат, связанных с разработкой месторождений и добычей нефти). Оператор также имеет право на свою долю прибыльной нефти. Принадлежащая государственной нефтяной компании доля нефти не входит в состав дохода, даже если оператор осуществляет инкассацию денежных средств и их перевод государственной нефтяной компании. Любые роялти или акцизы, которые взыскиваются от имени правительства или любого другого государственного органа, не входят в состав дохода оператора в соответствии с подробными рекомендациями в п. 8 МСФО (IAS) 18. 68 PwC Признание выручки в рамках СРП (2) 4 Как распределяется выручка между участвующими сторонами в рамках СРП? Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Общая информация Ниже представлен пример того, каким образом распределяется выручка, полученная в рамках СРП, между оператором, государственной нефтяной компанией и налоговыми органами. Роялти правительства составляет 10 % от объема добычи. При этом доля прибыли оператора определена на уровне 55 %, доля государственной нефтяной компании – на уровне 45 %. Компенсационная нефть ограничена 60 % за вычетом роялти правительства; любые невозмещенные затраты могут быть перенесены на будущие периоды. В число компонентов компенсационной нефти (в порядке убывания приоритетности) входят: • эксплуатационные затраты (доля расходов с учетом доли прибыли); • затраты на геологоразведку (все затраты, понесенные оператором); • затраты на разработку месторождения (доля затрат с учетом выраженной в процентах доли прибыли); • прибыльная нефть. Допущения (в долларах США): Понесенные затраты на поисково-разведочные работы 50 000 Затраты на разработку месторождения, понесенные в течение первого года 80 000 Эксплуатационные затраты, понесенные в течение первого года 450 000 Объемы добычи (совпадают с реализованными объемами) 30 000 97 Цена Итого Выручка Роялти (10%) Государство 2 910 000 291 000 Оставшаяся часть 2 619 000 Лимит на компенсационную нефть 1 571 400 Нефтегазодобывающая Государственная компания компания — 291 000 — Компенсационная нефть: Операционные расходы 450 000 247 500 Разведка 50 000 50 000 Разработка 80,000 44 000 36 000 Итого компенсационная нефть 580 000 341 500 238 500 Прибыльная нефть 2 039 000 1 121 450 917 550 Итого выручка от продаж 2 910 000 291 000 1 462 950 1 156 050 30 000 3 000 15 082 11 918 Применимые объемы 202 500 Данный пример отражает методологию распределения. Применимые объемы определяются путем деления распределенной выручки на цену реализованных объемов нефти. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 69 4.3.3 К омпания несет риск, связанный с выполнением своих обязательств по договору 4.3.3.1 Критерии капитализации затрат Если был сделан вывод о том, что компания несет риски, связанные с выполнением своих договорных обязательств, а не риски, связанные с деятельностью по геологоразведке, затраты, понесенные на геологоразведку и разработку актива, капитализируются в составе дебиторской задолженности правительства, а не в составе основных средств. Если можно выполнить достоверную оценку результатов договора, для определения суммы признаваемой выручки необходимо использовать метод «процента выполненных работ». В этот расчет будет включена ожидаемая маржа прибыли. По тем соглашениям, в рамках которых компания в основном несет риски, связанные с выполнением своих обязательств по СРП, а не риски, связанные с деятельностью по геологоразведке или с запасами, компания может продолжать капитализировать затраты на геологоразведку, оценку и освоение, но основные средства не капитализируются в качестве таковых. 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 выплаты маржи прибыли. Следовательно, в этом случае применяется порядок учета в соответствии с МСФО (IAS) 39, а не МСФО (IAS) 16. Признание выручки в рамках СРП (1) Как признается выручка в рамках СРП? Общая информация Нефтегазодобывающая компания (или подрядчик) обычно несет все затраты и риски на этапе геологоразведки. Государство (или государственная нефтяная компания) имеет долю в объеме добычи. Доход нефтегазодобывающей компании в большинстве случаев включает в себя два компонента: компенсационную нефть и прибыльную нефть. Компенсационная нефть представляет собой «возмещение» затрат, понесенных на этапе проведения геологоразведочных работ, а также некоторых (или всех) затрат, понесенных на этапе разработки и добычи. Прибыльная нефть представляет собой принадлежащую компании долю нефти после возмещения затрат или в результате применения фактора прибыли. В СРП, как правило, указывается (наряду с другими позициями), какие именно затраты подлежат возмещению, порядок их возмещения, любые ограничения в отношении возмещения, а также возможность переноса на будущие периоды невозмещенных затрат за тот или иной период. Совокупный доход по СРП признается по факту поставки добытых объемов третьей стороне (т. е. покупателю этих объемов) по цене, установленной в СРП. Эта цена может быть либо рыночной, либо фиксированной в зависимости от конкретных условий СРП. Затем доход по СРП распределяется между участниками соглашения на основании конкретных условий раздела продукции, предусмотренных СРП. Заключение СРП обычно не приводит к созданию предприятия, которое бы удовлетворяло критериям совместного предприятия в соответствии с МСФО. Основной вопрос связан не с признанием выручки, так как нефть доставляется третьим сторонам и критерии, указанные в п. 14 МСФО (IAS) 18, соблюдаются. Вопрос заключается в том, как выручка от продажи нефти должна распределяться между оператором, государственной нефтяной компанией и другими сторонами. Решение Оператор имеет право на нефть, заработанную им в качестве возмещения затрат (затрат, связанных с проведением геологоразведочных работ, и его доли затрат, связанных с разработкой месторождений и добычей нефти). Оператор также имеет право на свою долю прибыльной нефти. Принадлежащая государственной нефтяной компании доля нефти не входит в состав дохода, даже если оператор осуществляет инкассацию денежных средств и их перевод государственной нефтяной компании. Любые роялти или акцизы, которые взыскиваются от имени правительства или любого другого государственного органа, не входят в состав дохода оператора в соответствии с подробными рекомендациями в п. 8 МСФО (IAS) 18. 70 PwC 4.3.3.2 Оценка обесценения Признаваемый актив будет отражаться в составе дебиторской задолженности. Следовательно, в этом случае необходимо применять правила тестирования финансовых активов на предмет обесценения, указанные в МСФО (IAS) 39 и МСФО (IFRS) 9. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли 4.3.3.3 Признание выручки Признание выручки в рамках СРП (3) Общая информация Правительство государства V считает, что на западном побережье страны, обозначенном как «Бета», могут быть обнаружены запасы нефти. После проверки данных компания А получила право разработки части континентального шельфа. Правительство и компания А подписали СРП сроком 15 лет по геологоразведке, разработке и эксплуатации этой части на следующих условиях: • Компания А принимает на себя обязательства по выполнению геологоразведки, разработки и добычи полезных ископаемых. • Правительство государства V будет выплачивать компании А вознаграждение за выполненные строительные услуги по договору вне зависимости от успеха геологоразведки и обладать правом собственности на построенные активы. • В соответствии с национальным законодательством право собственности на все запасы углеводородного сырья, обнаруженные в стране, принадлежит правительству государства V. • Правительство государства V будет возмещать все затраты, понесенные компанией А на следующих этапах проекта: — завершение программы сейсмических исследований; — утверждение программы по проведению геологоразведочных работ; — завершение программы проведения работ по разработке месторождений; — начало промышленной добычи нефти. • Возмещение основано на утвержденных понесенных затратах плюс дополнительные 5 %. • Затраты будут возмещаться в форме добытой нефти. Объемы предоставляемой нефти будут рассчитаны по рыночным ценам. Если добываемые объемы не являются существенными, правительство сможет произвести расчет в форме денежных средств или за счет поставки нефти, добытой из другого источника. Как компания А будет признавать выручку по этому проекту? Решение По условиям соглашения компания А несет риск, связанный с выполнением своих обязательств по договору, а не риск, связанный с геологоразведкой. Соответственно, затраты будут капитализироваться как возмещаемые государством. Соглашение содержит большое число обязательств по исполнению договора, и компания может признавать выручку только по мере исполнения каждого из этих обязательств. Условия соглашения предусматривают, что утвержденные затраты могут быть возмещены с 5%-й надбавкой, поэтому компания будет первоначально отражать затраты как затраты незавершенного производства. Когда компания сможет провести достоверную оценку результатов выполнения договора, она сможет использовать метод «процента выполненных работ» для признания выручки, которая будет включать ожидаемую надбавку в размере 5 % от понесенных затрат. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 71 4.3.4 В ывод из эксплуатации активов в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) В разделе 4.4 объясняется, что законодательство, условия лицензий на добычу или заявленная политика предприятия и практика прошлых лет могут предусматривать необходимость вывода из эксплуатации нефтегазодобывающих активов. Все это приводит к возникновению обязательства по выводу актива из эксплуатации, которое в соответствии с МСФО должно отражаться в учете. В некоторых случаях СРП требуют создания фонда финансирования вывода из эксплуатации активов для финансирования затрат по выводу из эксплуатации, которые возникнут в будущих периодах. СРП могут содержать требование о том, чтобы стороны, участвующие в СРП, ежегодно отчисляли взносы в такие фонды до момента вывода активов из эксплуатации или разрешали вносить вклады на добровольной основе до момента вывода активов из эксплуатации. Вывод активов из эксплуатации может быть организован с использованием ряда механизмов: • предполагается, что предприятие-оператор будет осуществлять вывод активов из эксплуатации за счет средств учрежденного фонда; • предприятия-участники должны оплачивать действия по выводу активов из эксплуатации и возмещать эти затраты из средств фонда; • правительство имеет право взять актив под свой контроль по окончании срока действия СРП (там могут еще оставаться запасы, подлежащие добыче), взять на себя обязательство по выводу из эксплуатации и получить право на использование учрежденного фонда финансирования вывода из эксплуатации. К фондам с отдельным управлением и ограничением права доступа предприятий-вкладчиков к активам фонда применяются положения Разъяснения КРМФО (IFRIC) 5. Участники должны признавать свое обязательство по оплате затрат на вывод активов из эксплуатации и свою долю участия в фонде финансирования вывода из эксплуатации отдельно. Они должны определять уровень своего контроля над фондом (полный контроль, совместный контроль или значительное влияние) и учитывать свою долю участия в фонде согласно требованиям соответствующего стандарта бухгалтерского учета. 72 PwC 4.3.5 Налогообложение СРП В отношении налогообложения СРП возникает один исключительно важный вопрос: какие суммы, уплачиваемые государству, следует считать налогом на прибыль (которые, следовательно, формируют часть выручки), какие суммы представляют собой роялти (т. е. не включаются в сумму выручки) и какие суммы должны отражаться как затраты на добычу. 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? 4.3.5.1 Классификация в качестве налога на прибыль или роялти В каждой стране установлены свои механизмы получения выручки и налогообложения, которые могут различаться в рамках одной страны, и каждое крупное соглашение о разделе продукции обычно является уникальным по своему характеру. Однако существуют общие черты, от которых будет зависеть классификация в качестве налога на прибыль, роялти или доли государства в объеме добычи. При определении классификации необходимо рассмотреть следующее: • существует ли четко установленный налоговый режим в отношении налога на прибыль; • рассчитывается ли данный налог исходя из размера чистой прибыли; • содержит ли СРП требование об уплате налога на прибыль, подаче налоговой декларации и устанавливает ли СРП юридическое обязательство по налогу на прибыль до момента погашения данного обязательства путем уплаты налога компанией или третьей стороной. Классификация прибыльной нефти в качестве налога на прибыль или роялти (1) 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Доход нефтегазодобывающей компании или оператора в большинстве случаев включает в себя два компонента, которые часто называют компенсационной нефтью и прибыльной нефтью. Стоимость компенсационной нефти рассчитывается как «возмещение» затрат, понесенных на этапе проведения геологоразведочных работ, а также некоторых (или всех) затрат, произведенных на этапе разработки месторождения и добычи. Прибыльная нефть представляет собой принадлежащую компании долю нефти после возмещения затрат или в результате применения фактора прибыли. В СРП, как правило, указывается, какие именно затраты подлежат возмещению, порядок их возмещения, любые ограничения в отношении возможности возмещения, а также могут ли невозмещенные затраты за тот или иной период быть перенесены на будущие периоды (см. пример в разделе 4.3.2.2). Является ли доля прибыльной нефти налогом на прибыль или роялти? Общая информация Компания Mammoth Oil является стороной - участником СРП в небольшой африканской республике. По условиям СРП Министерству по налогам и сборам уплачивается роялти в размере 10 % от валовых поступлений всей выручки. Компенсационная нефть принимается равной 10 % от затрат на геологоразведку плюс 10 % от стоимости добывающих активов плюс все текущие операционные расходы до установленного предельного уровня, после чего осуществляется раздел прибыльной нефти в соотношении 50 % в пользу компании Mammoth Oil и 50 % в пользу Национальной нефтяной компании. В соответствии с СРП, если причитающаяся компании Mammoth Oil доля прибыльной нефти превышает стоимость ее компенсационной нефти, в данных обстоятельствах она должна сделать дополнительные выплаты в пользу Национальной нефтяной компании в размере 10 % от суммы превышения. По мнению руководства, дополнительный платеж является налогом на прибыль, так как он рассчитан по формуле, в состав которой входят элементы, обозначаемые как прибыль и затраты. Указанные суммы включаются в выручку и расход по налогу на прибыль. Оправдан ли такой порядок учета? Решение Нет. Дополнительный платеж в пользу Национальной нефтяной компании является лишь дальнейшим распределением прибыльной нефти и, следовательно, не включается в состав выручки. В рамках СРП он может быть назван «налогом на прибыль», однако в соответствии с МСФО (IAS) 12 (в новой редакции) он не является налогом на прибыль. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 73 Классификация прибыльной нефти в качестве налога на прибыль или роялти (2) Доход нефтегазодобывающей компании или оператора в большинстве случаев включает в себя два компонента, которые часто называют компенсационной нефтью и прибыльной нефтью. Стоимость компенсационной нефти рассчитывается как «возмещение» затрат, понесенных на этапе проведения геологоразведочных работ, а также некоторых (или всех) затрат, произведенных на этапе разработки месторождения и добычи. Прибыльная нефть представляет собой принадлежащую компании долю нефти после возмещения затрат или в результате применения фактора прибыли. В СРП, как правило, указывается, какие именно затраты подлежат возмещению, порядок их возмещения, любые ограничения в отношении возможности возмещения, а также могут ли невозмещенные затраты за тот или иной период быть перенесены на будущие периоды (см. пример в разделе 4.3.2.2). Является ли доля прибыльной нефти налогом на прибыль или роялти? Общая информация Компания Mammoth Oil ведет добычу в стране под условным названием Утопия на условиях соглашения о разделе продукции. По условиям СРП Министерству по налогам и сборам уплачивается роялти в размере 10 % от валовых поступлений всей выручки. Компенсационная нефть принимается равной 10 % от затрат на геологоразведку плюс 10 % от стоимости добывающих активов плюс все текущие операционные расходы до установленного предельного уровня, после чего осуществляется раздел прибыльной нефти в соотношении 50 % в пользу компании Mammoth Oil и 50 % в пользу Национальной нефтяной компании. В соответствии с условиями СРП деятельность компании Mammoth Oil в Утопии регулируется налоговым законодательством и налоговыми правилами Утопии. Компания подает налоговую декларацию и уплачивает налог на прибыль в соответствии с общими правилами налогообложения. Налоговое законодательство предусматривает дополнительный сбор в размере 10 % от любого налога на прибыль, причитающегося в соответствии с общими правилами налогообложения. По условиям СРП Национальная нефтяная компания должна уплатить этот сбор от имени компании Mammoth Oil и уведомить ее о том, что сбор уплачен. Налоговый консультант Mammoth Oil полагает, что с юридической точки зрения компания несет ответственность за налог до момента, пока он не уплачен. Если Национальная нефтяная компания не уплачивает этот налог, компания Mammoth Oil должна уплатить налог, а затем попытаться добиться его возмещения от Национальной нефтяной компании. Руководство считает, что эта сумма является налогом на прибыль и включает ее в выручку и расход по налогу на прибыль. Оправдан ли такой порядок учета? Решение Да. Платежи Национальной нефтяной компании квалифицируются как налог на прибыль. В соответствии с Налоговым кодексом налог на прибыль взимается с налогооблагаемой прибыли. Компания Mammoth Oil обязана уплачивать налог на прибыль до момента его уплаты Национальной нефтяной компанией Указанные суммы включаются в выручку и расход по налогу на прибыль. Налоговая ставка, используемая для расчета отложенных налоговых активов и обязательств, должна включать сумму дополнительного налога. Несмотря на то что правительство называет данный платеж «роялти», это не определяет порядок учета. Классификация этой суммы основана на характере платежа. 4.3.5.2 Налог, уплаченный в натуральной форме В соответствии с условиями многих соглашений о разделе продукции, налоги на прибыль уплачиваются компанией не в форме денежных средств, 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. Сборы, начисляемые исходя из объема, отражаются в бухгалтерском учете как роялти или акциз в составе результатов операционной деятельности. Более подробную информацию см. в разделе 4.6. 74 PwC 4.3.5.3 Налог, уплаченный от имени другого участника СРП Налог, уплаченный от имени другого участника СРП, может возникать в рамках СРП, если нефтегазодобывающая компания является оператором месторождений, а государственная компания является национальной нефтяной компаний, которая представляет долю государства в рамках СРП. Условия возникновения такого налога могут быть разнообразными. Обычно налог возникает, когда государственная компания уплачивает государству налог на прибыль, причитающийся с иностранной нефтегазодобывающей компании (оператора), от имени этой иностранной нефтегазодобывающей компании. Основным вопросом, связанным с учетом 4.4 Вывод активов из эксплуатации Деятельность компаний нефтегазовой отрасли может оказывать существенное влияние на окружающую среду. Действующее законодательство, условия операционных лицензий или внутренняя политика компании и ее прошлый опыт могут потребовать от компаний вывода активов из эксплуатации или проведения работы по восстановлению окружающей среды в конце срока эксплуатации завода или установок различного вида. У компании, которая обещает устранить ущерб, нанесенный окружающей среде, или которая устраняла такой ущерб в прошлом даже при отсутствии юридического требования, может возникнуть обусловленное сложившейся практикой обязательство, которое отражается в качестве обязательства по выводу актива из эксплуатации в соответствии с МСФО. Кроме того, у компании могут возникнуть обязательства по очистке земель, загрязненных в течение операционного цикла. Так как соответствующие расходы на рекультивацию земель/восстановление могут быть существенными, порядок отражения затрат на вывод активов из эксплуатации в учете имеет очень важное значение. 4.4.1 Резервы по выводу активов из эксплуатации Резерв признается, когда существует обязательство по выполнению восстановительных работ [МСФО (IAS) 37 п. 14]. При определении наличия и суммы обязательства должны учитываться требования местного законодательства. Обязательства по выводу активов из эксплуатации возникают в момент ввода актива в эксплуатацию. Например, необходимо демонтировать морскую буровую платформу в конце срока ее эксплуатации. Обязательство по ее демонтажу возникает с момента сооружения этой платформы. Однако практика признания ожидаемого обязательства может быть различной: обязательство может признаваться в полном объеме в момент начала деятельности либо по частям в ходе разработки месторождения. Также по-разному могут признаваться обязательства по выводу активов из эксплуатации на этапе проведения геологоразведочных работ. Актив и обязательство, которые признаются в любой конкретный момент времени, должны отражать конкретные факты и обстоятельства проекта и обязательства компании. Резервы по выводу активов из эксплуатации оцениваются по приведенной стоимости ожидаемых затрат на урегулирование обязательства [МСФО (IAS) 37 п. 45]. В данной ситуации не имеет значения, добывает ли платформа 10 000 баррелей или 1 000 000 баррелей нефти – обязательство при этом не меняется. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли условий такого налога, является определение того, относится ли он к налоговым каникулам и сохраняется ли у нефтегазодобывающей компании обязательство по уплате налога. В ситуации налоговых каникул нефтегазодобывающая компания не отражает никакого расхода по налогу и не прибавляет сумму налога, уплаченного от ее имени государственной компанией, к чистой сумме дохода для получения валовой суммы дохода. Если нефтегазодобывающая компания сохраняет обязательство по уплате налога на прибыль, она должна соблюдать правила учета, описанные в разделе 4.6.3. Сумма резерва признается в составе стоимости актива с момента ввода его в эксплуатацию и амортизируется в течение срока полезного использования актива [МСФО (IAS) 16, п. 16 (c)]. Амортизация общей стоимости объекта основных средств, включая стоимость вывода актива из эксплуатации, осуществляется по методу, наиболее точно отражающему потребление экономических выгод от использования актива (как правило, пропорционально объему добычи). Резервы по выводу активов из эксплуатации и восстановлению участка проведения работ признаются, даже если вывод активов из эксплуатации не ожидается в течение длительного периода, например в следующие 80–100 лет. Дисконтирование резерва отражает влияние фактора времени 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 активов из эксплуатации. Различным обязательствам по выводу активов из эксплуатации присущи разные риски, например неопределенность в отношении методов вывода актива из эксплуатации, соответствующих расходов и сроков вывода активов из эксплуатации. Риски, возникающие в отношении конкретного обязательства, могут быть отражены в сумме прогнозируемых потоков денежных средств до налогообложения и учтены при определении ставки дисконтирования. Будущие потоки денежных средств, которые, согласно ожиданиям, будут получены в результате вывода активов из эксплуатации, могут быть выражены в иностранной валюте. В определенных случаях выраженные в иностранной валюте будущие потоки денежных средств дисконтируются по ставке дисконтирования, применимой в отношении этой валюты. Приведенная стоимость пересчитывается в функциональную валюту компании с использованием курса, действующего на отчетную дату. 4.4.2 Пересмотр резервов по выводу активов из эксплуатации Резервы по выводу активов из эксплуатации должны пересматриваться на конец каждого отчетного периода и корректироваться с учетом изменений оценочных значений суммы резерва или сроков будущих потоков денежных средств, а также с учетом изменения ставки дисконтирования [МСФО (IAS) 37 п. 59]. Кроме того, резервы по выводу активов из эксплуатации должны пересматриваться и корректироваться с учетом изменений обменного курса, если все или некоторые ожидаемые будущие денежные потоки выражены в иностранной валюте. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 75 Изменения в резервах по выводу актива должны прибавляться к балансовой стоимости соответствующего актива в текущем периоде или вычитаться из нее [Разъяснение КРМФО (IFRIC) 1 п. 5]. Однако в отношении корректировки стоимости актива имеются ограничения. Стоимость актива не может быть снижена до отрицательной величины и не может превышать его возмещаемую стоимость [Разъяснение КРМФО (IFRIC) 1 п. 5]: • если уменьшение суммы резерва превышает балансовую стоимость актива, это превышение признается незамедлительно в составе прибылей и убытков; • если корректировки приводят к увеличению себестоимости актива, компании следует выполнить оценку на предмет определения того, не служит ли это указанием на то, что новая балансовая стоимость актива не является полностью возмещаемой. Если существуют признаки того, что новая балансовая стоимость актива не является полностью возмещаемой, необходимо выполнить тестирование на обесценение. Увеличение резерва от амортизации дисконта по обязательству по выводу объектов из эксплуатации признается в составе финансовых расходов в отчете о прибылях и убытках. 4.4.3 О тложенный налог на резервы по выводу активов из эксплуатации Как правило, считается, что в отношении суммы актива и обязательства, отражаемой при первоначальном признании обязательств по выводу актива из эксплуатации, неприменимо освобождение от первоначального признания согласно МСФО (IAS) 12 [пп. 15 и 24]. Увеличение резерва от амортизации дисконта приводит к разнице в показателях бухгалтерского/ налогового учета и возникновению отложенного налогового актива, подлежащего оценке на его возмещаемость. Комитет по разъяснениям МСФО рассматривал аналогичный вопрос на заседаниях в апреле и июне 2005 г., чтобы определить, применяется ли освобождение от первоначального признания согласно МСФО (IAS) 12 к финансовой аренде. Комитет по разъяснениям МСФО установил, что практика применения освобождения от первоначального признания в отношении финансовой аренды может быть различной, но решил не публиковать соответствующее разъяснение в связи с реализацией краткосрочного проекта по сближению МСФО и ОПБУ США. Соответственно, некоторые компании могут принять решение о том, что освобождение 76 PwC от первоначального признания, предусмотренного МСФО (IAS) 12, должно применяться в отношении финансовой аренды и обязательств по выводу активов из эксплуатации. Однако для учета отложенного налога в отношении обязательства по выводу активов из эксплуатации и финансовой аренды должна применяться последовательная политика [МСФО (IAS) 8 (в новой редакции) п. 13]. 4.5 Обесценение активов по разработке, добыче, переработке и сбыту 4.5.1 Обзор Нефтегазовая отрасль отличается значительными объемами требуемых капитальных затрат и неустойчивыми ценами на сырьевые товары. Огромные затраты на инвестиции в основные средства делают отрасль подверженной влиянию неблагоприятных экономических условий, что влечет за собой необходимость отражения в учете убытков от обесценения. Нефтегазовые активы подлежат тестированию на обесценение при наличии признаков возможного снижения их стоимости [МСФО (IAS) 36, п. 9]. К этим активам применимы обычные правила оценки обесценения, за исключением группирования активов, которые связаны с разведкой и оценкой, с действующими добывающими единицами, генерирующими денежные средства (ЕГДС), что раскрыто в разделе 2.3.7. Убыток от обесценения признается в том случае, если балансовая стоимость ЕГДС превышает ее возмещаемую стоимость [МСФО (IAS) 36, п. 6]. Возмещаемая стоимость – это справедливая стоимость актива за вычетом затрат на продажу (ССЗВЗНП) или ценность его использования, в зависимости от того, какая из данных величин больше. 4.5.2 Признаки обесценения Предприятия должны использовать профессиональное суждение для оценки наличия признаков обесценения. Если сделан вывод о наличии таких признаков, то предприятию необходимо провести тест на обесценение в соответствии с МСФО (IAS) 36 «Обесценение активов». Признаки обесценения для нефтегазового сектора включают снижение долгосрочных рыночных цен на нефть и газ, пересмотр запасов в сторону существенного уменьшения, ужесточение регулирования или изменения в налогообложении, ухудшение местных условий до такой степени, что продолжение деятельности становится небезопасным, а также экспроприацию активов. Признаки обесценения (1) 4 Можно ли считать снижение рыночных цен на нефть и газ признаком обесценения? Общая информация Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Предприятия имеет разрабатываемые месторождения нефти и газа. В последние шесть месяцев отмечается значительное снижение цен на нефть и газ. Является ли это снижение цен на нефть и газ признаком обесценения месторождения? Решение Необязательно. Нефтегазовые активы часто характеризуются длительным сроком полезного использования. Цены на сырьевые товары могут быть нестабильными и демонстрировать резкие колебания. Снижение цен может стать более значимым фактором с течением времени. Если ожидается, что снижение цен будет продолжительным и затронет значительную часть ожидаемого оставшегося срока эксплуатации месторождения, то это указывает на возникновение признака обесценения. Краткосрочные рыночные колебания могут не являться признаками обесценения, если ожидается, что цены вернутся на более высокий уровень в ближайшем будущем. Трудно давать такие оценки, учитывая тот факт, что прогнозирование цен на долгосрочный период является сложной задачей. Предприятиям следует проявлять осмотрительность в отношении прогнозных оценок. В частности, руководство должно тщательно анализировать любые изменения в сторону снижения цен для месторождений с высокой стоимостью добычи. Признаки обесценения (2) Можно ли считать смену правительства или изменения в его составе признаком обесценения? Общая информация Компания по разведке и добыче нефтегазовых запасов подписала соглашение о разделе продукции (СРП) с правительством небольшой страны в Экваториальной Африке. Инвестиции компании в активы СРП являются весьма значительными. Затем в стране происходит государственный переворот, и на смену демократически избранному правительству приходит военный режим. При этом происходит смена руководства национальной нефтяной компании (ННК), которая является партнером в рамках указанного СРП. ННК уплачивает налог на прибыль от лица оператора СРП, однако ее новое руководство заявляет о своем отказе от этой практики. В связи с этим оператору придется уплачивать налог на прибыль и налог на сверхприбыль от добычи нефти из своей доли прибыли от добычи нефти в рамках СРП. Комбинированная эффективная налоговая ставка составляет 88 %. Оператор по СРП ожидает, что операционные затраты увеличатся в основном за счет повышения расходов на оплату труда и премиальные выплаты зарубежным специалистам, сумма которых не подлежит возмещению по условиям соглашения. Можно ли в данном случае считать смену правительства признаком обесценения? Решение Да. В данном случае смена правительства представляет собой изменение в нормативно-правовых и экономических условиях деятельности предприятия, что окажет существенное негативное влияние на величину ожидаемых потоков денежных средств. Активы предприятия в рамках СРП подлежат тестированию на обесценение. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 77 Признаки обесценения могут также носить внутренний характер для предприятия. Свидетельства того, что активы или ЕГДС находятся в неисправном состоянии или устарели, скорее всего, являются признаком обесценения: например, нефтеперерабатывающий завод, пострадавший от пожара, является с точки зрения бухгалтерского учета обесцененным активом. Изменения в затратах на разработку месторождений, например на восстановление скважины, или значительное увеличение расходов на вывод объектов из эксплуатации также могут являться признаками обесценения. Прочими распространенными признаками обесценения могут быть принятое решение продать или реструктурировать ЕГДС, а также свидетельства того, что результаты финансовохозяйственной деятельности хуже, чем ранее ожидалось. Руководство должно внимательно отслеживать признаки обесценения на уровне ЕГДС: например, информация о пожаре на одной из автозаправочных станций может быть признаком обесценения, поскольку эта станция представляет собой отдельную ЕГДС. Однако обычно руководство предприятий склонно определять признаки обесценения на региональной или территориальной основе, исходя из того, насколько эффективно и успешно местные руководители осуществляют управление финансово-хозяйственной деятельностью. Если установлен какой-либо признак обесценения, руководство должно провести тест на обесценение на уровне отдельного ЕГДС, даже если этот признак был отмечен на уровне региона. Выявление и определение ЕГДС (1) Что представляет собой ЕГДС на предприятии, занятом в блоке разведки и добычи нефти и газа? Общая информация Компания GBO занимается операционной деятельностью по разведке и добыче ресурсов в ряде стран мира. Большинство операций осуществляется по договорам о разделе продукции в рамках эксплуатации отдельных месторождений или крупных проектов. Кроме того, компания владеет рядом объектов в Мексиканском заливе. Ее месторождения имеют общую погрузочную площадку, которая соединена с ними трубопроводом. Руководство исходит из того, что для целей тестирования на обесценение ЕГДС представлена отдельным регионом или страной. Можно ли считать обоснованным такой подход? Решение Нет. Каждое месторождение, как правило, способно генерировать денежные потоки достаточно независимо от других месторождений. Представляется маловероятным, что перебой в эксплуатации одного месторождения может потребовать прекращения работы другого. Однако если бы это произошло, то было бы целесообразно объединить такие месторождения в одну группу. Месторождения в Мексиканском заливе могут соответствовать этому критерию, если генерирование будущих денежных потоков всех этих объектов зависит от общей погрузочной площадки. Таким образом, если бы эксплуатацию всех указанных месторождений пришлось прекратить в связи с неисправностью или выходом из строя погрузочной площадки, то это послужило бы аргументом в пользу того, что месторождения, обслуживаемые ею, не могут генерировать денежные поступления независимо друг от друга. Однако если бы имелись альтернативные нефтеналивные станции, то каждое месторождение нужно было бы рассматривать в качестве отдельной ЕГДС, а общую погрузочную платформу – в качестве объекта совместного использования, денежные потоки которого распределяются на каждую ЕГДС. 78 PwC Выявление и определение ЕГДС (2) 4 Что представляет собой ЕГДС в сегменте розничной продажи нефтепродуктов? Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Общая информация Предприятие владеет сетью АЗС в странах Европы. Применительно к крупным странам, таким как Испания, Италия, Франция, Германия и Великобритания, руководство предприятия отслеживает прибыльность операций на региональной основе. Торговые операции в небольших по размеру странах, таких как Греция, Австрия, Швейцария и Португалия, являются предметом мониторинга в рамках каждой отдельной страны. Затраты на совместно используемые объекты инфраструктуры, обеспечивающие снабжение, логистику и региональное управление, группируются в рамках регионов или стран, которые пользуются услугами этих объектов. Менеджеры АЗС и региональные менеджеры получают денежное вознаграждение, сумма которого зависит от результатов деятельности управляемых ими АЗС, при этом информация о денежных потоках и рентабельности имеется на уровне отдельных АЗС. Руководство исходит из того, что для целей тестирования на обесценение ЕГДС представлена отдельным регионом или страной. Можно ли считать обоснованным такой подход? Решение Нет. Эти регионы и страны не являются ЕГДС. Самый низкий уровень, для которого определяются идентифицируемые денежные потоки, в значительной степени не зависящие от денежных потоков, связанных с другими активами, – уровень отдельной АЗС. Для определения размера денежного вознаграждения менеджеров АЗС руководство оценивает результаты финансово-хозяйственной деятельности на уровне каждой отдельной станции, а в отношении региональных менеджеров оценивает доход на инвестиции, относящиеся к совместному использованию объектов инфраструктуры. Если имеется необходимость проведения тестирования на обесценение по причинам наличия признаков обесценения, то АЗС подлежат тестированию на индивидуальной основе. После этого денежные потоки автозаправочных станций сводятся в группы для целей оценки обесценения совместно используемых объектов инфраструктуры. 4.5.3 Е диницы, генерирующие денежные средства ЕГДС – наименьшая идентифицируемая группа активов, которая генерирует приток денежных средств, в значительной степени независимый от притока денежных средств от других активов или групп активов [МСФО (IAS) 36, п. 6]. Месторождение и объекты инфраструктуры, обеспечивающие его деятельность, которыми владеет предприятие из блока разведки и добычи, часто определяются в качестве ЕГДС. Добыча нефти и связанные с ней денежные потоки могут быть отнесены к отдельным скважинам. Однако принятие инвестиционного решения в отношении месторождения основывается на ожидаемых объемах добычи всего месторождения, а не отдельной скважины, при этом все скважины обычно зависят от объектов инфраструктуры данного месторождения. Предприятие в составе блока переработки, транспортировки и сбыта может владеть автозаправочными станциями, объединенными в группы по географическому признаку, в целях осуществления эффективного управленческого контроля за их деятельностью и оптимизации материальнотехнического снабжения. В отличие от месторождения, автозаправочные станции не зависят от стационарных объектов инфраструктуры и в значительной степени независимы от денежных потоков, генерируемых другими активами. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 79 4.5.4 Совместно используемые активы Некоторые месторождения, расположенные в одном и том же регионе, могут иметь совместно используемые активы (например, трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа или нефти на материк, портовые объекты или перерабатывающие предприятия). Для определения учетного подхода к обесценению таких активов совместного использования необходимо применять профессиональные суждения. К числу факторов, требующих рассмотрения, относятся следующие: • генерируют ли совместно используемые активы денежные потоки, возникающие от разработки не только собственных месторождений предприятия, но и месторождений третьих сторон: если да, то они могут представлять собой отдельную ЕГДС; • каким образом осуществляется управление операционной деятельностью? Любые совместно используемые активы, которые относятся не к одной, а к нескольким ЕГДС, в любом случае подлежат рассмотрению на предмет наличия обесценения. Существует два способа такого анализа, и руководство должно использовать наиболее подходящий из них. Совместно используемые активы могут быть отнесены на отдельные ЕГДС, или же ЕГДС могут быть сведены в группы для целей тестирования указанных активов. В рамках первого подхода активы должны относиться на каждую отдельную ЕГДС или на группу ЕГДС на обоснованной и последовательной основе. Денежные потоки, относящиеся к совместно используемым активам, например плата за пользование, поступающая от других пользователей, а также затраты, составляют часть денежных потоков отдельной ЕГДС. Второй подход предполагает объединение ЕГДС, которые получают выгоду от совместно используемых активов, в одну группу для целей тестирования совместно используемых активов на обесценение. Отнесение сумм установленного обесценения на отдельные ЕГДС обычно является возможным в отношении совместно используемых активов, предназначенных для переработки или транспортировки добытого сырья из нескольких месторождений. Например, распределение сумм обесценения может быть проведено между месторождениями согласно величине запасов и ресурсов каждого их них. 80 PwC 4.5.5 Оценка справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу («ССЗВЗНП») Справедливая стоимость за вычетом затрат на продажу – это сумма, которую участник рынка будет готов заплатить за актив или ЕГДС, за вычетом затрат на продажу. Использование метода дисконтированных потоков денежных средств («ДПДС») в целях определения ССЗВЗНП допускается в тех случаях, когда отсутствуют наблюдаемые рыночные цены для определенного актива или когда отсутствуют недавние рыночные сделки, которые позволяли бы определить справедливую стоимость тестируемого актива путем его сравнения с данными аналогичной операции, совершенной на рыночных условиях. ССЗВЗНП сопряжена с меньшим объемом ограничений по ее применению, чем ценность использования, и поэтому она может оказаться более удобной для применения на практике. ССЗВЗНП чаще используется в практической деятельности, особенно в отношении недавно приобретенных активов. Допущения, лежащие в основе модели ССЗВЗНП, обычно (хотя и не во всех случаях) ближе к тем, которые использует руководство предприятий в процессе прогнозирования. Выходные параметры результатов расчета ССЗВЗНП могут на интуитивном уровне представляться руководству более правильными и надежными. Допущения и прочие исходные данные, используемые в модели дисконтированных потоков денежных средств для целей расчета ССЗВЗНП, должны в максимальной степени опираться на наблюдаемые рыночные данные. Используемые допущения должны быть реалистичными и созвучными тем, которые использовал бы в своем анализе типичный участник рынка. Допущения, относящиеся к прогнозам капитальных вложений для повышения производительности ЕГДС, в связи с этим могут быть включены в модель дисконтированных потоков денежных средств, но только в той мере, в которой они предположительно согласуются с допущениями типичного участника рынка. Расчетная величина ССЗВЗНП представляет собой возмещаемую сумму после налогообложения. В связи с этим она сопоставляется с балансовой стоимостью ЕГДС после налогообложения, т. е. после вычета отложенных обязательств по налогу на прибыль, относящихся к рассматриваемой ЕГДС/ группе ЕГДС. Это особенно актуально при проведении тестирования гудвилла на обесценение для предприятий, занимающихся геологоразведкой и добычей. Важнейшим фактором определения гудвилла в сделках по приобретению активов по геологоразведке и добыче является расчет отложенного налога на приобретенные запасы и ресурсы. Ставка дисконтирования, используемая для расчета ценности использования, является ставкой до налогообложения и применяется к потокам денежных средств до налогообложения [МСФО (IAS) 36, п. 55]. Зачастую это является наиболее сложным элементом тестирования на обесценение, поскольку на рынке отсутствует информация о ставках до налогообложения. Расчет корректной величины ставки до налогообложения представляет собой сложную математическую задачу. При наличии значительного операционного лимита в расчете ценности использования можно применить сокращенный метод расчета. Однако расчет на основе показателя общей суммы дохода после уплаты налогов довольно редко позволяет точно рассчитать ставки до налогообложения. 4.5.6 Ценность использования 4.5.6.1 Прогнозный период Прогнозы потоков денежных средств, используемые для определения ценности использования, могут включать конкретные прогнозы на максимальный период до 5 лет, за исключением тех случаев, когда более продолжительный период может быть надлежащим образом обоснован. Для объектов нефтегазодобычи зачастую вполне уместно установление более продолжительных периодов на основе доказанных и вероятных нефтегазовых запасов, а также ожидаемых объемов годовой добычи нефти и газа. По истечении пятилетнего периода в расчетах ценности использования следует применять допущения, согласующиеся с теми, которые будут использованы в рамках заключительного периода прогнозирования, для получения величины окончательной стоимости. Допущения относительно объемов запасов, которые, как предполагается, будут добыты, должны соответствовать последним оценкам, сделанным оценщиками запасов, годовые темпы роста добычи должны согласовываться с данными предыдущего пятилетнего периода, а допущения по ценам и себестоимости должны соответствовать конкретным допущениям в рамках заключительного периода прогнозирования. Ценность использования – приведенная стоимость будущих денежных потоков, которые предположительно будут получены от актива или генерирующей единицы [МСФО (IAS) 36, п. 6]. Определение ценности использования основывается на четко и явно выраженных требованиях, сформулированных в МСФО (IAS) 36. Поскольку потоки денежных средств оцениваются для актива в его существующем состоянии, ценность использования не отражает планов улучшения или повышения эффективности использования актива в будущем, но включает затраты, необходимые для поддержания эффективности его текущего использования [МСФО (IAS) 36, п. 44]. Потоки денежных средств на основе ценности использования объектов незавершенного строительства еще не являются полными (например, месторождения нефти или газа, которые разработаны только частично) и должны включать в себя суммы денежных средств, необходимых для завершения строительства. Потоки денежных средств, использованные при расчете ценности использования, основываются на данных самых последних финансовых бюджетов/прогнозов, утвержденных руководством. Допущения, используемые для подготовки расчета потоков денежных средств, должны основываться на обоснованных и приемлемых допущениях. Наилучшую оценку того, являются ли допущения обоснованными и приемлемыми, получают путем проведения анализа на основе сравнения результатов предприятия с рыночными данными или с бюджетными показателями предыдущего периода. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Предельные налоговые ставки в диапазоне от 80 до 90 % не являются чем-то необычным для отрасли, поэтому величина гудвилла может оказаться весьма существенной. Использование показателя ССЗВЗНП может ослабить влияние такого фактора сделки, как значительная сумма гудвилла, относящегося к истощающимся запасам. При определении показателя ССЗВЗНП с использованием модели дисконтирования будущих денежных потоков в расчетах используются суммы денежных потоков после налогообложения. Ставка дисконтирования, применяемая к расчету ССЗВЗНП, должна представлять собой рыночную ставку после налогообложения, в основе которой лежит средневзвешенная стоимость капитала участника рынка. 81 4.5.6.2 Цены на сырьевые товары в расчетах ценности использования Для целей расчета ценности использования в расчет денежных потоков потребуется включать оценочные значения цен на сырьевые товары. Руководство предприятий обычно использует долгосрочный подход к прогнозам цен на сырьевые товары, и это отнюдь не всегда соответствует правилам расчета ценности использования. За исключением тех случаев, когда имеются прогнозы ценовых котировок на дату проведения теста на обесценение, обычно используются цены на спотовом рынке. В нефтегазовой отрасли обычно имеются в наличии кривые форвардных цен, и в указанных обстоятельствах такие цены выступают в роли базовой точки для формирования прогнозов цен. Такие прогнозные цены подлежат использованию применительно к будущим периодам, в рамках которых проводятся расчеты ценности использования. Если отрезок времени, отражаемый на кривой форвардных цен, не охватывает весь период прогнозирования, то обычно руководство предприятия использует в неизменном виде цену, зафиксированную в последней точке форвардной кривой, за исключением тех случаев, когда возникает убедительная причина для ее корректировки. Данные о будущих денежных потоках, относящиеся к купле-продаже сырьевых товаров, могут быть получены из форвардных контрактов, относящихся к указанным операциям. Использование указанных выше договорных цен вместо цен на спотовом рынке или кривой форвардных цен в отношении договорных объемов купли-продажи в целом является вполне обоснованным. Однако некоторые форвардные договоры купли-продажи подлежат учету в составе производных контрактов по справедливой стоимости согласно МСФО (IAS) 39 и отражаются как краткосрочные активы или обязательства. В связи с этим они не входят в объем тестирования на обесценение согласно требованиям МСФО (IAS) 36. Прогнозы потоков денежных средств, используемые для определения ценности использования, должны исключать ценовые условия договоров куплипродажи, отражаемых в учете согласно МСФО (IAS) 39. 4.5.6.3 Остатки в иностранных валютах в контексте ценности использования Остатки в иностранных валютах могут играть важную роль в тестировании на обесценение по двум причинам: (a) в случаях, когда все денежные потоки ЕГДС выражены в единой валюте, которая не является функциональной валютой отчитывающегося предприятия; и 82 PwC (b) в случаях, когда денежные потоки ЕГДС выражены более чем в одной валюте. (a)Денежные потоки ЕГДС выражены в валюте, которая не является функциональной валютой отчитывающегося предприятия Все будущие денежные потоки ЕГДС могут быть выражены в единой валюте, которая однако не является функциональной валютой отчитывающегося предприятия. Денежные потоки, используемые для определения возмещаемой суммы, отражаются в прогнозе в иностранной валюте и дисконтируются с использованием ставки дисконтирования, соответствующей этой валюте. Полученная в результате возмещаемая сумма пересчитывается в функциональную валюту предприятия с использованием текущего курса обмена на дату проведения теста на обесценение [МСФО (IAS) 36, п. 54]. (b)Денежные потоки ЕГДС выражены более чем в одной валюте Некоторые прогнозы денежных потоков могут формироваться в разных валютах. Например, поступления денежных средств могут быть выражены в валюте, отличной от той, в которой выражено выбытие денежных средств. Тестирование на обесценение, в рамках которого используются денежные потоки, выраженные в разных валютах, может оказаться непростой задачей и потребовать проведения консультаций со специалистами. Валютные денежные потоки за каждый год, в отношении которого подготавливались прогнозы, подлежат пересчету в единую валюту с использованием надлежащего обменного курса валют за период. Текущий курс обмена может оказаться неподходящим для этой цели в тех случаях, когда имеется значительная величина ожидаемого инфляционного дифференциала между валютами. Прогнозные чистые денежные потоки за каждый год дисконтируются с использованием надлежащей ставки дисконтирования для данной валюты в целях определения чистой приведенной стоимости. Если чистая приведенная стоимость была рассчитана в валюте, отличающейся от функциональной валюты отчитывающегося предприятия, она пересчитывается в функциональную валюту предприятия с использованием текущего курса обмена на дату проведения теста на обесценение [МСФО (IAS) 36, п. 54]. Обязательства по выводу актива из эксплуатации тесно связаны с активом, подлежащим выводу из эксплуатации, хотя связанные с этим активом денежные потоки могут быть независимыми от денежных потоков выводимого из эксплуатации обязательства. Если балансовая стоимость резерва по выводу актива из эксплуатации включена в балансовую стоимость ЕГДС, то расчетные будущие выбытия денежных средств включаются в модель дисконтированных денежных потоков, используемую для определения возмещаемой стоимости. Однако если балансовая стоимость исключается, то соответствующие денежные потоки также исключаются из расчетов. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Однако использование текущего курса обмена может привести к несоответствию: например, будущие цены на сырьевые товары, выраженные в иностранной валюте, отражают долгосрочные допущения по ценам, но при этом их пересчет в функциональную валюту производится с использованием текущего курса обмена. Это обстоятельство может оказать самое серьезное влияние на операции в тех странах, где стабильность местной валюты в значительной степени зависит от цен на сырьевые товары. Если это несоответствие имеет резко выраженный эффект, то может потребоваться применение показателя ССЗВЗНП. 4.5.6.4 Объекты незавершенного строительства в расчете ценности использования Потоки денежных средств в составе ценности использования, связанные с объектами незавершенного строительства и еще не являющиеся окончательными, должны включать в себя суммы денежных средств, необходимых для завершения строительства, а также связанные с указанными объектами дополнительные денежные поступления или уменьшенные суммы выбытия денежных средств. Месторождения нефти или газа, которые разработаны только частично, представляют собой пример незавершенного строительства объекта. В связи с этим потоки денежных средств в составе ценности использования должны включать в себя денежные средства, необходимые для завершения разработки месторождения в том объеме, в котором они были включены в первоначальный план разработки, а также связанные с развитием месторождения поступления денежных средств от ожидаемых продаж нефти и газа. 4.5.7 В заимосвязь между созданием резерва по выводу активов из эксплуатации и тестированием на обесценение Резервы по выводу активов из эксплуатации и связанные с ними денежные потоки могут быть включены в тестирование на обесценение (или исключены из объема тестирования), если учетный подход к балансовой стоимости актива и связанных с ним денежных потоков является последовательным. Согласно требованиям МСФО (IAS) 36, балансовая стоимость генерирующей единицы не включает балансовую стоимость признанного обязательства, за исключением тех случаев, когда возмещаемая стоимость генерирующей единицы может быть определена без учета данного обязательства [МСФО (IAS) 36, пп. 76, 78]. Это обычно применимо в тех случаях, когда актив/ЕГДС не может быть отделен/ отделена от связанного с ними обязательства. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 83 Взаимосвязь между созданием резерва по выводу активов из эксплуатации и тестированием на обесценение Каким образом резерв по выводу актива из эксплуатации включается в тестирование на обесценение? Общая информация Предприятие А понесло расходы в сумме 100 у. е. на строительство платформы по добыче нефти. Приведенная стоимость обязательства по выводу ее из эксплуатации на дату введения платформы в эксплуатацию составляет 25 у. е. Приведенная стоимость будущих поступлений денежных средств от ожидаемой добычи нефти составляет 180 у. е. Приведенная стоимость будущего выбытия денежных средств от эксплуатации платформы составляет 50 у. е., а приведенная стоимость будущего выбытия денежных средств от вывода платформы из эксплуатации составляет 25 у. е. Решение Приведенный ниже пример демонстрирует результаты включения обязательства по выводу актива из эксплуатации и, напротив, исключения этого обязательства из балансовой стоимости ЕГДС и прогнозов потоков денежных средств. Чистая приведенная стоимость будущих денежных потоков, связанных с эксплуатацией месторождения, представлена ниже: Расчет ценности использования Включая Исключая Денежные потоки от продажи добытой нефти 180 180 Выбытие денежных средств по операционной деятельности (50) (50) Выбытие денежных средств в результате вывода актива из эксплуатации в конце срока разработки месторождения (25) - Чистая приведенная стоимость денежных потоков (возмещаемая сумма) 105 130 Балансовая стоимость основных средств (включая затраты на будущий вывод активов из эксплуатации) 125 125 Балансовая стоимость резерва по выводу активов из эксплуатации (25) - Чистая балансовая стоимость ЕГДС 100 125 Определение балансовой стоимости Возмещаемая стоимость в обоих случаях превышает балансовую стоимость активов, следовательно, начисление убытка от обесценения не требуется. Однако если ставка дисконтирования, использованная для расчета суммы выбытия денежных средств в результате вывода актива из эксплуатации, отличается от ставки, примененной для расчета балансовой стоимости резерва по выводу актива из эксплуатации, то может возникнуть расхождение между двумя указанными величинами. 84 PwC 4.5.8 Тестирование на обесценение гудвилла Включение гудвилла в группу ЕГДС для целей тестирования на обесценение отражает самый низкий уровень, на котором руководство предприятия осуществляет мониторинг гудвилла. Если этот уровень представляет собой отдельную ЕГДС, тестирование гудвилла на обесценение должно проводиться именно на этом уровне. Однако в тех случаях, когда руководство осуществляет мониторинг гудвилла на основе группы ЕГДС, это обстоятельство должно найти свое отражение в тестировании гудвилла на обесценение. Тестирование гудвилла на обесценение должно проводиться ежегодно или чаще при наличии признаков возможного обесценения. Такие признаки могут быть специфичными для отдельной ЕГДС или для группы ЕГДС. Согласно МСФО (IAS) 36, предприятие должно проводить тестирование на обесценение от частного к общему, а затем от общего к частному, при этом последовательность проведения тестирования имеет важнейшее значение. Правильный подход имеет особенно важное значение в тех случаях, когда в рамках такого тестирования анализируются гудвилл, активы с неопределенным сроком полезного использования, совместно используемые активы или корпоративные активы. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Согласно МСФО (IAS) 36, гудвилл подлежит тестированию на обесценение как минимум на ежегодной основе, при этом такое тестирование должно проводиться на самом низком уровне, на котором предприятие осуществляет мониторинг гудвилла. Указанный выше самый низкий уровень не может быть больше операционного сегмента, к которому относится гудвилл, как определено в МСФО (IFRS) 8 «Операционные сегменты». Сначала тестированию подлежат отдельные ЕГДС, имеющие признаки обесценения, с отражением убытка от обесценения в этом отдельном ЕГДС. Затем ЕГДС могут быть сведены в группы для целей тестирования совместно используемых активов, нематериальных активов с неопределенным сроком полезного использования, гудвилла и корпоративных активов. В рамках второго этапа тестирования на обесценение используются измененные и уточненные значения отдельных ЕГДС, которые были скорректированы для целей начисления убытка от обесценения. Если результаты теста на обесценение показывают, что возмещаемая стоимость группы ЕГДС превышает ее балансовую стоимость (включая гудвилл), это означает отсутствие какого-либо обесценения. Однако если возмещаемая стоимость группы ЕГДС меньше ее совокупной балансовой стоимости, это означает обесценение группы ЕГДС и отнесенного на нее гудвилла. Убыток от обесценения сначала относится на уменьшение стоимости гудвилла до нуля, а затем – пропорционально на балансовую стоимость всех прочих активов в составе группы ЕГДС. Гудвилл также тестируется на обесценение при наличии признака его обесценения или же при наличии признака обесценения одной ЕГДС (нескольких ЕГДС), на которую (на которые) был отнесен гудвилл. Если признак обесценения относится к конкретным ЕГДС, такие ЕГДС подлежат тестированию на обесценение отдельно, до проведения совместного тестирования ЕГДС и гудвилла. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 85 Тестирование гудвилла на обесценение На каком уровне следует проводить тестирование гудвилла на обесценение? Приведенная ниже диаграмма показывает, на каких именно уровнях может потребоваться тестирование на обесценение. Предприятие имеет два операционных сегмента: «Разведка и добыча» и «Переработка». Сегмент «Разведка и добыча» включает четыре эксплуатируемых месторождения, каждое из которых представляет собой ЕГДС; сегмент «Переработка» включает два нефтеперерабатывающих завода, которые представляют собой отдельные ЕГДС. На каждую ЕГДС был отнесен соответствующий гудвилл. Мониторинг гудвилла в сегменте «Разведка и добыча» осуществляется по двум частям этого сегмента: мониторинг гудвилла, отнесенного на ЕГДС 1, 2 и 3, осуществляется на коллективной основе; мониторинг гудвилла, отнесенного на ЕГДС 4, контролируется отдельно. Мониторинг гудвилла в сегменте «Переработка» осуществляется на уровне всего сегмента – иначе говоря, мониторинг гудвилла, отнесенного на ЕГДС 5 и ЕГДС 6, осуществляется на комбинированной основе. Предприятие Сегмент “Разведка и добыча” Сегмент “Переработка” Тестирование гудвилла на обесценение Тестирование гудвилла на обесценение ЕГДС 1 ЕГДС 2 ЕГДС 3 ЕГДС 4 ЕГДС 5 ЕГДС 6 Тестирование гудвилла на обесценение Тест гудвилла на обесценение При наличии признака обесценения ЕГДС 2 эта генерирующая единица тестируется на обесценение в отдельном порядке, т. е. не включая отнесенный на нее гудвилл. Любой убыток от обесценения, рассчитанный в рамках этого теста на обесценение, относится на активы данной ЕГДС. Распределение суммы обесценения производится пропорционально на балансовую стоимость всех прочих активов в составе данной ЕГДС. Тестирование ЕГДС 2 на этом уровне исключает гудвилл, поэтому в рамках данного этапа тестирования обесценение на гудвилл не начисляется. После отражения убытка от обесценения, возникающего по результатам тестирования ЕГДС 2, проводится тестирование ЕГДС 1, 2 и 3 и отнесенных на них сумм гудвилла на комбинированной основе. Любой убыток от обесценения, рассчитанный в рамках этого теста на обесценение, сначала относится на гудвилл. Если сумма убытка от обесценения в рамках данного тестирования превышает стоимость гудвилла, отнесенного на ЕГДС 1, 2 и 3, оставшаяся сумма убытка от обесценения распределяется на основные средства и нематериальные активы ЕГДС 1, 2 и 3 пропорционально балансовой стоимости активов этих ЕГДС. Аналогичный подход применяется и к ЕГДС 4. Однако в связи с тем, что для целей тестирования гудвилла на обесценение ЕГДС 4 не объединяется с какой-либо другой ЕГДС в одну группу, необходимость проводить тестирование ЕГДС 4 на обесценение отдельно от отнесенного на нее гудвилла отсутствует. 86 PwC 4.5.9 Сторнирование убытка от обесценения 4.6 Роялти и налоги на прибыль Налоги на добычу нефти обычно подразделяются на две основные категории: налоги, начисляемые на полученную прибыль (налог на прибыль), и налоги с оборота/с продаж (роялти и акцизы). Эта классификация имеет важное значение: роялти и акцизы не составляют часть выручки от продаж, а налоги на прибыль, хотя они обычно предполагают необходимость учета отложенного налогообложения, составляют часть выручки. В некоторых странах государство может также взимать «налог на эксплуатацию недр» — начисления на объемы добычи нефти и газа, основанные на принятых ставках налогообложения, вне зависимости от того, состоялась ли последующая реализация добытой нефти или газа. Такие налоги могут отражаться в бухгалтерском учете по статьям операционных расходов. 4.6.1 Налоги на добычу нефти – роялти и акцизы Налоги на добычу нефти, которые рассчитываются с применением законодательно установленной ставки налога к объемам добычи или показателя выручки, не корректируемого с учетом затрат, не относятся к налогам на прибыль и не входят в сферу применения МСФО (IAS) 12 «Налоги на прибыль». Определение того, относится ли налог на добычу нефти к налогам на прибыль, может являться предметом профессионального суждения. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Фактические результаты деятельности в последующие периоды требуется сопоставить с прогнозами движения денежных средств (использованными в тесте на обесценение), сделанными в предшествующем году. В тех случаях, когда результаты финансово-хозяйственной деятельности значительно превышают показатели ранее сделанной оценки, это является признаком возможного восстановления начисленного убытка от обесценения. Суммы обесценения (за исключением убытков, относящихся к гудвиллу) восстанавливаются в том случае, если отмечено увеличение возмещаемой суммы в результате изменения оценок, использованных в расчете обесценения. Оценки переменных значений, включая цены на сырьевые товары, отражают ожидания в отношении указанных переменных значений в течение периода прогнозирования денежных потоков, а не изменения текущих цен на спотовом рынке. Использование среднесрочных и долгосрочных цен на сырьевые товары означает, что начисление и восстановление сумм обесценения, как правило, не отражает ту степень волатильности, которая характерна для цен на спотовом рынке. Налоги на добычу нефти, не входящие в сферу применения МСФО (IAS) 12, не составляют часть выручки и не приводят к возникновению отложенных налоговых обязательств. Налоги, основанные на выручке, а также налоги, начисляемые исходя из объема добычи, подлежат отражению в бухгалтерском учете на момент признания выручки [МСФО (IAS) 18, п. 8]. Такие налоги чаще всего характеризуются как роялти или акцизы. Их оценка производится в соответствии с применимым налоговым законодательством, при этом обязательство отражается в суммах к уплате, которые еще не были перечислены в государственный бюджет. Отложенный налог не рассчитывается. Равномерного начисления расчетной общей суммы расходов по налогам в течение срока эксплуатации месторождения не требуется [МСФО (IAS) 37, п. 15 и п. 36]. Роялти и акцизы – это, по существу, доля государства в разрабатываемых природных ресурсах, представляющая собой долю в добыче этих ресурсов, осуществленной на безвозмездной основе. Уплата роялти и акцизов может производиться в денежной или в неденежной (натуральной) форме. Если уплата этих налогов производится в денежной форме, предприятие продает нефть или газ и переводит вырученные средства в государственный бюджет в счет оплаты доли государства. Суммы уплаты роялти в денежной или в неденежной (натуральной) форме исключаются из валовой суммы выручки и затрат. 4.6.2 Налоги на добычу нефти, взимаемые с прибыли Налоги на добычу нефти, которые рассчитываются с применением законодательно установленной ставки налога к показателю прибыли, входят в сферу применения МСФО (IAS) 12 [МСФО (IAS) 12, п. 5]. Показатель прибыли, используемый для расчета налога, определяется налоговым законодательством и, соответственно, отличается от показателя прибыли по МСФО. Прибыль в этом контексте представляет собой выручку за вычетом затрат, определяемую применимым налоговым законодательством, и, соответственно, может включать затраты, которые капитализируются для целей финансовой отчетности. Однако это не является, например, распределением прибыльной нефти, добытой в рамках СРП. Примеры налогов, взимаемых с прибыли, включают налог на выручку от добычи нефти в Великобритании, налог на добычу нефти в Норвегии и рентный налог на добычу нефтяных ресурсов в Австралии. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 87 Классификация в качестве налога на прибыль или роялти Входит ли налог на выручку от добычи нефти в Утопии в сферу применения МСФО (IAS) 12? Общая информация Компания А владеет долей участия в нефтяном месторождении на территории Утопии. Это месторождение подпадает под действие налога на выручку от добычи нефти (НВДН), взимаемого правительством Утопии. Определение суммы НВДН, подлежащей уплате компанией, регулируется налоговым законодательством Утопии. НВДН, подлежащий уплате компанией, рассчитывается на основе прибыли, полученной от добычи нефти. Суммы прибыли, на основе которых рассчитывается НВДН, определяются законодательством страны. Налогооблагаемая прибыль по НВДН рассчитывается в сумме выручки, полученной от продажи нефти, по методу начисления за вычетом затрат, понесенных на добычу и доставку нефти к установленному месту продажи. Определенные в законодательстве затраты, принимаемые к вычету, включают все прямые затраты на добычу и доставку нефти. Капитальные затраты вычитаются для целей налогообложения по мере их возникновения – они не распределяются и не амортизируются, как это практикуется в финансовой отчетности или в корпоративных налоговых расчетах. Не принимаемые к вычету затраты включают в себя финансовые расходы, затраты на объекты недвижимости на правах полной собственности и некоторые прочие виды затрат. Однако разрешается предоставлять право на дополнительный налоговый вычет (“uplift”) против доходов, который используется вместо процентных расходов. Этот вычет рассчитывается в размере 35 % от суммы квалифицируемых капитальных затрат. Решение НВДН входит в сферу применения МСФО (IAS) 12. НВДН рассчитывается с применением законодательно установленной налоговой ставки НВДН к показателю прибыли, рассчитываемого в соответствии с налоговым законодательством по НВДН. Налоги на доходы от добычи нефти зачастую представляют собой добавочный налог («сверхналог»), взимаемый в дополнение к обычному налогу на прибыль организаций. Этот налог может взиматься только в отношении прибыли, возникающей в результате ведения операций в отдельно взятых геологических районах или в некоторых случаях – в рамках более обширных районов по каждому месторождению. Налоги на выручку от добычи нефти могут включаться или не включаться в налоговую базу по налогу на прибыль организаций, что не изменяет их характер как налогов на прибыль. Расчет сумм указанных налогов зачастую сопряжен с трудностями. В некоторых случаях устанавливаются определенные объемы баррелей или млрд куб. м нефти и газа, на которые распространяется освобождение от налогообложения, правила ускоренной амортизации и право на дополнительные налоговые возмещения для целей осуществления инвестиций. Зачастую также допускается использование минимального объема процедур исчисления налогов. Каждый осложняющий фактор в расчетах должен быть оценен по отдельности и отражен в учете в соответствии с МСФО (IAS) 12. 88 PwC Отложенный налог должен рассчитываться по всем налогам, которые относятся к сфере применения МСФО (IAS) 12 [МСФО (IAS) 12, п. 15 и п. 24]. Отложенный налог рассчитывается отдельно по каждому налогу на основе определения временных разниц между балансовой стоимостью активов и обязательств по МСФО и соответствующей налоговой базой по каждому налогу. Налоги на прибыль от добычи нефти могут оцениваться на основе отдельных месторождений или на региональной основе. Для целей расчета отложенных налогов потребуется подготовить бухгалтерский баланс и налоговый баланс по МСФО для каждого района или месторождения, подлежащего налогообложению на индивидуальной основе. Налоговая ставка, применимая к временным разницам, представляет собой законодательно установленную ставку по соответствующему налогу. Законодательно установленная ставка может быть скорректирована с учетом определенных скидок и льгот (например, не облагаемое налогом количество баррелей нефти) при определенных ограниченных обстоятельствах, например в тех случаях, когда налог рассчитывается на основе отдельных месторождений без права передачи прибылей или убытков между месторождениями [МСФО (IAS) 23, п. 47 и п. 51]. Каким образом руководство должно учитывать налоговые убтки по НВДН? Общая информация 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Компания А владеет долей участия в нефтяном месторождении на территории Утопии. Это месторождение подпадает под действие налога на выручку от добычи нефти (НВДН), взимаемого правительством Утопии. Компания А понесла налоговые убытки по НВДН в предыдущие годы на сумму 30 000 у. е. Эти убытки возникли из-за того, что вычет капитальных затрат может быть произведен в течение года, в котором было достигнуто соответствующее соглашение с налоговыми органами, и не может распределяться на будущие периоды. Правила, применимые к НВДН, предусматривают возможность переноса налоговых убытков в течение неопределенного периода и их использования в счет будущих расчетов по НВДН. Эти налоговые убытки включают 100%-й базовый вычет и 35%-й «сверхвычет» (сумму дополнительного налогового вычета), разрешенный налоговыми органами в отношении квалифицируемых капитальных затрат. Законодательно установленная ставка по НВДН в Утопии составляет 45 %. Эффективная ставка по НВДН, отражающая налоговые льготы, включая нефтяную налоговую скидку и оговорку об обстоятельствах, которые дают право на освобождение от обязательства, составляет 41 %. Вычет по налоговым убыткам является приоритетным по отношению к нефтяной налоговой скидке и оговорке об обстоятельствах, дающих право на освобождение от обязательств. Руководство компании А ожидает, что нефтяное месторождение будет достаточно прибыльным в течение срока его эксплуатации, чтобы компания смогла использовать в полном объеме отложенный налоговый актив по НВДН, относящийся к перенесенным на будущие периоды налоговым убыткам на сумму 30 000 у .е. В какой сумме руководству компании А следует признать отложенный налоговый актив по НВДН, относящийся к перенесенным на будущие периоды налоговым убыткам? Решение Руководству компании А следует признать отложенный налоговый актив в сумме 13 500 у. е. (30 000 x 45 %). Временная разница в отношении налоговых убытков по НВДН представляет собой вычитаемую временную разницу в сумме 30 000 у. е. Надлежащая ставка НВДН, которая должна быть применена к временной разнице, – это законодательно установленная ставка. На использование налоговых убытков по НВДН не влияет нефтяная налоговая скидка и оговорка об обстоятельствах, дающих право на освобождение от обязательств. В связи с этим нет необходимости в применении эффективной ставки, учитывающей влияние нефтяной налоговой скидки и оговорки об обстоятельствах, дающих право на освобождение от обязательств. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 89 Следует ли признать отложенный налог в отношении сверхвычетов в счет дебиторской задолженности по налогу на прибыль? Общая информация Компания А владеет долей участия в нефтяном месторождении, которое подпадает под действие налога на выручку от добычи нефти (НВДН), взимаемого правительством Утопии. Компания А получает право на дополнительный налоговый вычет в отношении стоимости квалифицируемых капитальных затрат для целей НВДН. Право на дополнительный налоговый вычет предоставляет компании А дополнительный вычет против прибыли, подлежащей налогообложению по НВДН, в сумме 35 % от величины квалифицируемых капитальных затрат. Компания А может признать 100%-й вычет суммы квалифицируемых капитальных затрат при расчете прибыли, подлежащей налогообложению по НВДН, когда налоговые органы дадут согласие в отношении приемлемости вычета. Дополнительный 35%-й налоговый вычет допускается в том случае, если налоговые органы подтвердят, что определенные затраты дают право на этот вычет. Тест на приемлемость 35%-го дополнительного налогового вычета имеет больше ограничений, чем тестирование базового 100%-го вычета. Указанные вычеты производятся в полной сумме против расчета прибыли, подлежащей налогообложению по НВДН, в том периоде, когда получено соответствующее согласие со стороны налоговых органов. Совокупная сумма начисленной амортизации для целей финансовой отчетности по МСФО сохраняется на уровне 100 % в течение всего срока полезного использования актива, т. е. нормативно-правовые акты допускают начисление вычетов в сумме, превышающей амортизационные отчисления, в течение срока полезного использования актива. Ниже приводится пример, демонстрирующий механизм применения сверхвычетов. Предположим, что предприятие разрабатывает четыре актива – A, B, C и D, капитальные затраты по которым составляют 1 000, 1 500, 2 000 и 2 500 фунтов стерлингов соответственно. Все эти активы представляют собой квалифицируемые капитальные затраты, при этом активы А и С соответствуют требованиям для применения дополнительного налогового вычета в размере 35 %. В этом случае суммы вычета будут выглядеть следующим образом: Капитальные Сумма вычета затраты (ф. ст.) Сумма дополнительного налогового вычета A 1 000 1 350=1 000+350 35 % от 1 000 B 1 500 1 500 Неприменимо C 2 000 2 700= 2 000+700 35 % от 2 000 D 2 500 2 500 Неприменимо Право на дополнительный налоговый вычет действует в течение того года, когда налоговые органы подтверждают, что конкретные капитальные затраты подпадают под действие этого права. При этом указанный год может не совпадать с тем годом, в течение которого возникли эти затраты, или с годом, в течение которого было представлено заявление на 100%-й вычет. В какой сумме руководству компании А следует признать отложенный налог по НВДН, относящийся к основным фондам? Решение Часть налоговой базы по НВДН, относящаяся к сумме дополнительного налогового вычета, возникает при первоначальном признании актива. В соответствии с п. 24 МСФО (IAS) 12, отложенный налоговый актив должен признаваться в отношении всех вычитаемых временных разниц в той мере, в которой существует вероятность получения налогооблагаемой прибыли, против которой можно будет использовать вычитаемую временную разницу, если только отложенный налоговый актив не возникает из первоначального признания актива или обязательства в рамках операции, которая: a)не является объединением бизнеса, и b) на момент совершения операции не влияет ни на бухгалтерскую прибыль, ни на налогооблагаемую прибыль (налоговый убыток). Исходя из сказанного выше, можно заключить, что отложенный налог по НВДН подпадает под действие исключения для первоначального признания и отложенные налоги по этой позиции не подлежат признанию. Наличие права на дополнительный вычет (сверхвычет) должно быть учтено в составе окончательной цены, согласованной между продавцом и покупателем в рамках сделки. Соответственно, стоимость приобретения для покупателя будет представлять собой полную стоимость, и при этом не допускается дополнительный налоговый вычет (uplift) в отношении указанного сверхвычета. В соответствии с ОПБУ США, в отношении такого сверхвычета разрешается отражение актива и соответствующего отложенного налогового обязательства в валовой сумме, однако это не допускается согласно положениям МСФО (IAS) 12. 90 PwC 4.6.3 Н алоги, уплаченные денежными средствами или в натуральной форме Бухгалтерский учет расходов по налогам и расчетов в форме поставок нефти должен отражать экономическое содержание договоренности. Определить подходящий учетный подход несложно, если речь идет о налоге на прибыль (см. приведенное выше определение), который рассчитывается в денежной форме. В этом случае объем нефти, использованной для погашения налогового обязательства, определяется на основе рыночной цены нефти. По существу, компания «продала» нефть и использовала вырученные денежные средства для погашения своего налогового обязательства. Эти суммы надлежащим образом включаются в состав валового дохода и расходов по налогам. Договоренности, в рамках которых обязательство рассчитывается исходя из объемов добытой нефти без учета рыночных цен, может осложнить определение надлежащего учетного подхода. Это чаще всего относится к роялти или налогам, начисляемым исходя из объема добычи. Учетный подход должен отражать экономическую сущность соглашения с государственными органами. Некоторые договоренности такого рода относятся к платежам по роялти, другие – к расчетам по традиционному налогу на прибыль или распределению прибыли, а некоторые могут представлять собой сочетание этих и прочих форм расчетов. Соглашение или законодательство, в соответствии с которым осуществляется поставка нефти правительству, должно быть проанализировано с целью определения его экономической сущности и соответствующего учетного подхода. Необходимо анализировать различные соглашения с одним и тем же государственным органом, поскольку экономическая сущность договоренностей, а следовательно, и учетный подход к ним могут отличаться друг от друга. 4.6.4 О тложенный налог и приобретение долей участия в совместно контролируемых активах Последствия по отложенному налогообложению в связи с приобретением долей участия в совместно контролируемых активах рассматриваются в разделе 4.1.9. Если сделка не является объединением бизнеса, то применяется исключение для первоначального признания и отложенные налоги не признаются. 4.6.4.1 Почему при приобретении доли участия в совместном предприятии не возникают обязательства по отложенному налогообложению? При приобретении актива применяется исключение для первоначального признания и отложенные налоги 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Налог обычно уплачивается денежными средствами соответствующим налоговым органам. Однако в некоторых странах разрешено уплачивать налог не денежными средствами, а в форме поставок нефти в рамках расчетов по налогу на прибыль, роялти и акцизам, а также по суммам к оплате в рамках лицензий, договоров о разделе продукции и т. п. не признаются. Исключение для первоначального признания применяется в отношении временных разниц, возникающих при операциях, которые не являются объединением бизнеса и не оказывают влияния ни на бухгалтерскую, ни на налогооблагаемую прибыль. Эти критерии подлежат рассмотрению в отношении следующего: • приобретение долей участия в совместно контролируемых активах; • приобретение долей участия в совместно контролируемых предприятиях (вне зависимости от того, используется ли метод учета по долевому участию или метод пропорциональной консолидации). Применение исключения для первоначального признания является обязательным в том случае, если налоговая база по затратам на приобретение отличается от базы бухгалтерского учета. Исключение для первоначального признания не применяется при отсутствии указанного различия, однако это приводит к тому же результату – отложенные налоги не признаются. С точки зрения налогообложения приобретение дополнительной доли участия в активе или предприятии отражается таким же образом, как если бы это приобретение актива или предприятия являлось первичным, а не дополнительным. Применение исключения для первоначального признания требуется в отношении каждой операции по приобретению дополнительной доли участия, которая не обеспечивает контроль над этим активом или предприятием. 4.6.4.2 Временные разницы, возникающие после приобретения Временные разницы между балансовой стоимостью инвестиции и ее налоговой базой часто возникают после первоначального приобретения инвестиции в совместно контролируемых предприятиях. Инвесторам следует рассмотреть вопрос о том, можно ли применить исключение, указанное в МСФО (IAS) 12, п. 39, для долей участия в совместных предприятиях в тех случаях, когда участник может проконтролировать сроки уменьшения временных разниц, чтобы избежать признания отложенных налоговых обязательств. Это исключение позволяет участнику совместного предприятия не признавать отложенное налоговое обязательство в тех случаях, когда участник может проконтролировать сроки уменьшения временных разниц и существует вероятность того, что временные разницы не будут уменьшаться в будущем. Применительно к совместным предприятиям решающим фактором будет вопрос о том, предусматривается ли в условиях договорного соглашения удержание прибыли в совместном предприятии, а также способен ли участник совместного предприятия контролировать распределение прибыли. С налоговой точки зрения возможность контролировать распределение прибыли рассматривается как наличие полномочий по недопущению распределения прибыли, а не полномочий по осуществлению такого распределения. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 91 4.6.5 Д исконтирование сумм налогов на доходы от добычи нефти Согласно МСФО (IAS) 12, налоговые обязательства оцениваются в сумме, которую предполагается уплатить налоговым органам; соответственно, указанная сумма не подлежит дисконтированию. В связи с этим суммы налога на доходы от добычи нефти, которые относятся к сфере применения МСФО (IAS) 12, не подлежат дисконтированию. Суммы налога на доходы от добычи нефти, которые не входят в сферу применения МСФО (IAS) 12, могут быть оценены после учета эффекта дисконтирования. 4.6.6 Р оялти, уплачиваемые неправительственным органам/ организациям, и доли участия «Налоги» на доходы от добычи нефти отнюдь не всегда относятся к расчетам с государственными органами. Иногда соглашения с третьими сторонам предполагают выплату сумм роялти указанным сторонам. Например, некая сторона может владеть лицензией на разработку месторождения, которое осуществляется другой стороной – оператором на условиях, предусматривающих, что после начала добычи оператор обязан выплачивать держателю лицензии определенный процент прибыли или передавать ему часть объема добычи. В случаях, когда держатель лицензии получает фиксированный платеж на единицу добытой или реализованной продукции, характер таких выплат обычно квалифицируется как роялти. Но если держатель лицензии имеет право на долю добытой нефти или газа, это потенциально может означать, что он владеет долей участия в месторождении. Важно рассмотреть вопрос о том, претендует ли держатель лицензии на долю прибыли предприятия или же на долю его чистых активов. Если держатель лицензии имеет долю участия в чистых активах предприятия, то это должно отражаться в бухгалтерском учете в соответствии с применимым стандартом МСФО. 4.7 Функциональная валюта 4.7.1 Общий обзор Нефтегазовые предприятия обычно проводят операции с использованием двух или нескольких валют, поскольку цены на сырьевые товары зачастую выражены в долларах США, а затраты обычно выражены в национальной валюте. Определение функциональной валюты может потребовать использования значительных оценок руководства и применения профессионального суждения. Функциональная валюта – это валюта основной экономической среды, в которой предприятие осуществляет свою деятельность, а также оценивает свои финансовые результаты и финансовое положение. Группа, включающая целый ряд предприятий, должна определить 92 PwC функциональную валюту каждого предприятия, включая совместные и ассоциированные предприятия. Различные предприятия в составе международной группы часто используют разные функциональные валюты. Группа в целом не имеет своей функциональной валюты. Валюта представления отчетности предприятия – это валюта, в которой оно подготавливает свою финансовую отчетность. Отчитывающиеся предприятия могут выбрать любую валюту представления отчетности (с учетом ограничений со стороны национальных регулирующих органов или ограничений в рамках соглашений акционеров). Однако функциональная валюта должна отражать экономическую сущность операций, событий и условий деятельности предприятия, при этом выбор валюты представления отчетности на нее не влияет. Курсовые разницы могут возникать по двум причинам: когда осуществляемая операция проводится в валюте, отличной от функциональной валюты предприятия, или когда валюта представления отчетности отличается от функциональной. 4.7.2 Определение функциональной валюты Определение функциональной валюты для нефтегазовых предприятий может оказаться сложной задачей, поскольку зачастую значительные суммы их денежных потоков выражены как в долларах США, так и в местной национальной валюте. При выборе функциональной валюты руководству следует прежде всего принять во внимание характеристики основной экономической среды, в которой предприятие осуществляет свою деятельность. Вопрос о том, в какой валюте выражены цены реализации продукции, является важным, но отнюдь не определяющим. Во многих случаях цены реализации продукции нефтегазовой отрасли выражены в долларах США или соотносятся с курсом этой валюты. Однако доллар США отнюдь не всегда является основным фактором влияния на эти операции. Хотя предприятия отрасли могут приобретать и продавать продукцию, цены на которую выражены в долларах США, они не подвержены влиянию изменений в экономике США, за исключением операций по экспорту в США или другую страну, экономика которой тесно связана с США. Деноминация цен в долларах США представляет собой соглашение по ценам, а не фактор экономического развития. На самом деле основное влияние на предприятие оказывает спрос на его продукцию и способность производить товары, обеспечивая конкурентный уровень рентабельности, что зависит от национальных экономических условий и нормативноправовой среды. В связи с этим предприятия нефтегазовой отрасли достаточно часто выбирают в качестве функциональной валюты не доллар США, а свою национальную валюту, даже если их цены реализации выражены в долларах. В составе международной группы функциональная валюта самостоятельно определяется каждым предприятием. Наличие большого числа разных функциональных валют в составе международной группы нефтегазовых предприятий не является чем-то необычным. В нефтегазовой отрасли сложно выделить какую-то одну страну, конкурентоспособность и нормативно-правовая база которой были бы главным фактором формирования цен реализации нефти и газа. Если основные показатели не позволяют дать убедительный ответ на вопрос о выборе функциональной валюты, следует рассмотреть ту валюту, в которой выражены финансы предприятия, например валюту, в которой генерируются средства от финансовой деятельности, а также валюту, в которой удерживаются и хранятся поступления от операционной деятельности. 4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Можно выделить три основных показателя функциональной валюты: валюта, в которой выражены цены продажи товаров и услуг; валюта страны, в которой потребляется продукция предприятия и осуществляется регулирование этой продукции; и валюта, в которой определяются затраты на оплату труда. Как определить функциональную валюту предприятия, продукция которого обычно реализуется в валюте, отличной от национальной (1) Какая валюта является функциональной валютой предприятия, которое ведет свою деятельности в Саудовской Аравии, но устанавливает цены на всю реализуемую продукцию в долларах США? Общая информация Компания А ведет хозяйственную деятельность на базе нефтеперерабатывающего завода в Саудовской Аравии. Все суммы дохода компании выражены в долларах США, и все расчеты осуществляются в этой валюте. Продукция нефтепереработки в основном экспортируется на танкерах в США. Цена на нефть устанавливается в соответствии с динамикой мирового спроса и предложения, и торговля нефтью в установленном порядке осуществляется в долларах США по всему миру. Около 55 % денежных затрат компании А приходится на импортные товары и на заработную плату иностранным специалистам, выраженную в долларах США. Оставшиеся 45 % денежных расходов осуществляются в Саудовской Аравии, и соответствующие расчеты производятся в риалах Саудовской Аравии. Затраты в неденежной форме (амортизация основных средств) выражены в долларах США, поскольку первоначальные капиталовложения были осуществлены именно в этой валюте. Решение Эти факторы указывают на то, что функциональной валютой компании А является доллар США. Продукция в основном экспортируется в США. Анализ выручки указывает на доллар США. Анализ затрат дает смешанный результат. Амортизация основных средств (и прочие расходы в неденежной форме) не рассматриваются в рамках анализа, поскольку основная экономическая среда – это страна, в которой компания получает и расходует денежные средства. На денежные расходы в операционной деятельности оказывают влияние риал Саудовской Аравии (45 %) и доллар США (55 %). Руководство может определить доллар США в качестве функциональной валюты, поскольку в структуре выручки доминируют поступления, выраженные в долларах США, а расходы носят смешанный характер. Как определить функциональную валюту предприятия, продукция которого обычно реализуется в валюте, отличной от национальной (2) Какая валюта является функциональной валютой предприятия, которое ведет свою деятельности в России, но реализует всю продукцию в долларах США? Общая информация Объектами операционной деятельности предприятия А являются разрабатываемое месторождение и нефтеперерабатывающий завод в России, продукция которых используется для поставок независимым АЗС, расположенным в Москве. Все суммы дохода предприятия выражены в долларах США, но расчеты осуществляются в двух валютах – в долларах США и в российских рублях. Около 45 % денежных затрат предприятия А приходится на заработную плату иностранным специалистам, выраженную в долларах США. Оставшиеся 55 % денежных расходов производятся в российских рублях, как и соответствующие расчеты. Решение Эти факторы указывают на то, что функциональной валютой предприятия А является российский рубль. Хотя продажные цены выражены в долларах США, спрос на продукцию со всей очевидностью зависит от экономической ситуации в России. Несмотря на то что анализ затрат дает смешанный результат, исходя из значимости московского рынка АЗС с точки зрения генерирования выручки и прибыли предприятия, руководство может определить российский рубль в качестве функциональной валюты. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 93 Определение функциональной валюты холдинговых компаний и компаний по управлению капиталом может быть сопряжено с некоторыми специфическими трудностями: такие компании имеют преимущественно внутренние источники денежных средств, хотя при этом они могут выплачивать дивиденды, осуществлять инвестиции, привлекать заемные средства и оказывать услуги по управлению рисками. Основой для определения функциональной валюты таких компаний часто являются их базовые источники поступления денежных потоков. 4.7.3 Изменение функциональной валюты После того как принято решение о выборе функциональной валюты предприятия, она должна применяться последовательно, за исключением случаев, когда происходят существенные изменения в обстоятельствах, событиях и условиях экономической среды, свидетельствующие об изменении функциональной валюты. На различных этапах своей операционной деятельности нефтегазовые предприятия могут занимать разные позиции в отношении выбора функциональной валюты. Финансирование предприятия, находящегося на этапе геологоразведки, может полностью поступать в долларах США и зависеть от материнского предприятия. Кроме того, большая часть затрат на геологоразведку также может производиться в долларах США (обеспечение потребности в буровых установках может потребовать осуществления закупок этого оборудования в США). На этом этапе руководство предприятия может прийти к выводу о необходимости использовать доллар США в качестве функциональной валюты. Однако когда предприятие переходит на этап разработки месторождения, его операции могут быть выражены преимущественно в национальной валюте страны пребывания, поскольку для разработки запасов потребуется более широкое привлечение местной рабочей силы и местных поставщиков. В этом случае возможно изменение функциональной валюты на национальную валюту страны, где ведется разработка месторождения. Функциональная валюта этого предприятия может измениться снова на этапе добычи, в рамках которого выручка генерируется в долларах США. Как уже отмечалось выше, использование продажных цен, выраженных в долларах США, не может автоматически означать, что функциональной валютой является доллар США: в расчет следует принимать и ряд других факторов, например страны и регионы, в которых осуществляется продажа продукции предприятия, а также рынок, на котором оно осуществляет свою операционную деятельность. Однако это показывает, что определение функциональной валюты может быть постоянным процессом, а ее выбор может изменяться в зависимости от фактов и обстоятельств деятельности предприятия на текущий момент. 94 PwC Изменение функциональной валюты должно учитываться перспективно начиная с даты такого изменения. Иными словами, руководству потребуется провести пересчет всех статей (включая статьи бухгалтерского баланса, отчета о прибылях и убытках и отчета о совокупном доходе) в новую функциональную валюту по обменному курсу, действующему на дату изменения. Поскольку изменение функциональной валюты вызвано изменившимися обстоятельствами, оно не представляет собой изменение в учетной политике и не влечет за собой необходимость внесения ретроспективной корректировки согласно требованиям МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в бухгалтерских оценках и ошибки». Полученные в результате пересчета суммы по неденежным статьям отражаются в бухгалтерском учете по их первоначальной стоимости. Для обеспечения последовательности и обоснованности отражения данных в бухгалтерском учете статьи капитала также пересчитываются с использованием обменного курса на дату изменения функциональной валюты. Это означает, что на дату изменения не возникают дополнительные курсовые разницы. При изменении функциональной валюты предприятиям также необходимо рассмотреть вопрос о валюте представления. Изменение функциональной валюты может сопровождаться изменением валюты представления отчетности, поскольку многие предприятия предпочитают представлять финансовую отчетность в своей функциональной валюте. Изменение валюты представления отражается в бухгалтерском учете как изменение учетной политики и применяется ретроспективно, как если бы новая валюта представления отчетности всегда была валютой представления данного предприятия. Возможны ситуации, когда изменение функциональной валюты не сопровождается изменением валюты представления. Например, в прошлые периоды предприятие представляло финансовую отчетность в своей функциональной валюте – евро. Затем это предприятие изменяет функциональную валюту и переходит на доллары США вследствие определенных изменений в экономических условиях его деятельности. Поскольку предприятие работает в стране, где национальной валютой является евро, его руководство не желает изменять валюту представления и продолжает представлять свою финансовую отчетность в евро. В этом случае показатели финансовой отчетности предприятия за период до изменения функциональной валюты не меняются с точки зрения представления отчетности. С момента изменения функциональной валюты в финансовой отчетности предприятия будут возникать новые курсовые разницы, поскольку статьи, выраженные в новой функциональной валюте, подлежат пересчету в новую валюту представления. 4.8 Аренда • поставщик имеет только один подходящий актив для исполнения обязательства; 4.8.1 Общий обзор • используемый актив должен находиться в нужном месте или носить специализированный характер или Многие нефтегазовые предприятия заключают и другие соглашения, предусматривающие передачу права на использование определенных активов, и может возникнуть необходимость классифицировать такие соглашения в качестве аренды. Примеры таких соглашений могут включать следующее: • соглашения об обслуживании; • соглашения о перекачке сырья по трубопроводу и об объемах переработки; • договоры о переработке давальческого сырья; • договоры по вопросам энергетики; • договоры о предоставлении транспортных услуг. 4.8.2 В каких случаях существуют арендные взаимоотношения? Разъяснение КРМФО (IFRIC) 4 «Определение наличия в соглашении признаков договора аренды» устанавливает критерии определения того, является ли соглашение договором аренды. Для квалификации соглашения в качестве договора аренды должны быть соблюдены следующие условия: • выполнение соглашения зависит от использования конкретного актива или активов; • соглашение передает право на использование актива. 4.8.2.1 Использование конкретного актива Конкретный актив идентифицирован в соглашении в явной или неявной форме. Конкретный актив идентифицирован в соглашении в явной форме в тех случаях, когда: • использование альтернативных активов является для поставщика экономически нецелесообразным или практически невозможным; • поставщик является предприятием специального назначения, созданным для ограниченных целей. Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли Проект по учету аренды, разрабатываемый Советом по МСФО, еще не закончен. Новый стандарт, очевидно, будет включать модель учета аренды, в рамках которой все действующие и новые договоры аренды должны признаваться в бухгалтерском балансе. Ожидается, что окончательный вариант стандарта вступит в силу не ранее 2012 г. В данном разделе рассматриваются ныне действующие требования МСФО (IAS) 17 «Аренда». МСФО (IAS) 17 «Аренда» не должен применяться в отношении договоров аренды, относящихся к разведке или использованию полезных ископаемых, нефти, природного газа и аналогичных невозобновляемых ресурсов. Это исключение из сферы применения данного стандарта распространяется также на лицензии на поисково-разведочные работы. Однако МСФО (IAS) 17 применяется в отношении прочих соглашений, которые по своему экономическому содержанию представляют собой аренду, включая договоренности об использовании машин и оборудования, предназначенных для геологоразведочной деятельности. 4 Соглашение, предусматривающее использование активов, находящихся в районе нефтяного/ газового месторождения или неподалеку от него, где географическая изоляция практически исключает возможность замещения таких активов, зачастую отвечает вышеуказанным критериям. 4.8.2.2 Право на использование конкретного актива Положения об оплате в тексте соглашения подлежат анализу, позволяющему определить, осуществляются ли платежи за право на использование актива, а не за фактическое использование актива или результатов его использования. Это требует рассмотрения того, соблюдаются ли перечисленные ниже условия: • покупатель имеет возможность или право эксплуатировать актив или отдавать распоряжения другим лицам в отношении эксплуатации этого актива определяемым им самим способом, при этом получая или контролируя значительный объем продукции или иных приносимых активом выгод; • покупатель имеет возможность или право контролировать физический доступ к активу, при этом получая или контролируя значительный объем продукции или иных приносимых активом выгод; • факты и обстоятельства указывают на низкую вероятность того, что одна или несколько сторон, помимо покупателя, получат значительный объем продуктов или иных выгод, которые будут произведены или генерированы активом в период действия соглашения, и при этом цена, которую покупатель заплатит за единицу продукции, не зафиксирована в договоре и не равна текущей рыночной цене за единицу продукции на дату поставки. Соглашения, в рамках которых нефтегазовое предприятие забирает практически весь объем продукции или иных приносимых активом выгод, часто отвечают одному из указанных выше условий, что дает возможность квалифицировать их в качестве аренды. Такие ситуации иногда возникают в нефтегазовой отрасли по причине удаленного местоположения месторождений. 4.8.2.3 Переоценка того, является ли соглашение в целом или его отдельные элементы договором аренды Переоценка наличия в соглашении договора аренды после заключения соглашения производится только при условии выполнения любого из следующих условий: • изменение договорных условий, кроме изменений, приводящих лишь к возобновлению или продлению соглашения; • согласование возможности возобновления или продления, которая не была включена в первоначальное соглашение; Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 95 • изменение в отношении оценки того, зависит ли выполнение соглашения от указанного актива; или • значительное изменение актива. Вышеуказанные условия требуют продолжения оценки соглашений с точки зрения обоснованности их классификации в качестве аренды, однако изменение в расчетных оценках относительно того, получают ли прочие стороны значительный объем продукции или иных приносимых активом выгод, не приводит к необходимости переоценки. Например, если третья сторона, ранее определенная в качестве получающей значительный объем продукции или иных приносимых активом выгод, прекращает производство, предприятию, продолжающему операционную деятельность, не требуется проводить переоценку соглашения согласно положениям Разъяснения КРМФО (IFRIC) 4 «Определение наличия в соглашении признаков договора аренды». 4.8.3 Учет аренды Если соглашение относится к сфере применения Разъяснения КРМФО (IFRIC) 4, денежные потоки в рамках соглашения подлежат разделению на соответствующие компоненты. Эти компоненты часто включают право на использование актива, соглашения об обслуживании, соглашения о техническом обслуживании и о поставках топлива. Выплаты за право на использование актива учитываются по статьям аренды в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 17, включая классификацию права на использование актива в составе операционной или финансовой аренды. Бухгалтерский учет прочих компонентов осуществляется согласно требованиям соответствующего методологического руководства в стандартах МСФО. 4.8.3.1 Операционная аренда Если соглашение содержит элементы операционной аренды, конкретный арендованный актив остается на балансе арендодателя. Платежи по операционной аренде учитываются арендатором с применением линейного метода в течение всего срока аренды. 96 PwC 4.8.3.2 Финансовая аренда Если соглашение содержит элементы финансовой аренды, конкретный арендованный актив остается на балансе арендатора, а не арендодателя. Арендодатель отражает дебиторскую задолженность по аренде, которая относится к сфере применения МСФО (IAS) 39 в части резервов на прекращение признания и на обесценение. В бухгалтерском учете арендатора влияние этого учетного подхода заключается в отражении активов и обязательств, представленных в отчете о финансовом положении, в развернутом виде, а на показатель доходов влияет амортизация арендованного актива, а также условно начисленный процент. Метод учета финансовой аренды может оказать существенное влияние на структуру доходов и на основные финансовые показатели. 4.8.4 Представление и раскрытие информации МСФО (IAS) 17 содержит подробное описание требований к раскрытию информации по операциям аренды. Общие требования к раскрытию информации включают следующее: • общее описание соглашений предприятия; • общая сумма будущих минимальных арендных платежей и приведенная стоимость для каждого из следующих периодов: – до одного года; – от одного года до пяти лет; – свыше пяти лет; • балансовая стоимость активов, переданных на условиях финансовой аренды. 5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты 5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 97 5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты 5.1 Общий обзор 5.1.1 Сфера применения МСФО (IAS) 39 В ближайшие годы в учете финансовых инструментов произойдут значительные изменения в результате завершения работы над рядом проектов, осуществляемых Советом по МСФО в данной области. Окончательный вариант стандарта МСФО (IFRS) 9 уже опубликован, стандарт подлежит обязательному применению с 2015 г. (согласно предварительному решению Совета, которое должно быть подтверждено до конца 2011 г.). Некоторые предприятия приняли МСФО (IFRS) 9 досрочно. Стандарт пока не может применяться в странах Европейского союза, так как еще не было получено соответствующего одобрения ЕС. Соответственно, материал настоящего раздела подготовлен на основании текущих требований МСФО (IAS) 39, в нем не рассматриваются изменения, которые могут потребоваться в связи с применением МСФО (IFRS) 9. Требования МСФО (IFRS) 9, в свою очередь, рассматриваются в разделе 7.3 «Будущие изменения». МСФО (IFRS) 13 «Оценка справедливой стоимости», выпущенный в мае 2011 г. и обязательный к применению с 2013 г., также рассматривается в разделе 7.2. МСФО (IFRS) 13, скорее всего, не приведет к существенным изменениям, так как он в значительной степени согласуется с текущими методами оценки. Совет по МСФО также осуществляет проект в области учета хеджирования, который может привести к упрощению текущих правил, однако необходимо дождаться опубликования окончательного варианта стандарта. Договоры на покупку или продажу нефинансового актива, например сырьевого товара, нетто-расчеты по которым могут производиться денежными средствами или при помощи других финансовых инструментов, а также путем обмена финансовыми инструментами, 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» предприятия не входят в сферу применения МСФО (IAS) 39, но могут включать встроенные производные финансовые инструменты, которые, возможно, должны будут учитываться отдельно. Договором на потребление для «собственных нужд» предприятия является договор, который заключен и выполняется с целью получения или поставки нефинансовой статьи в соответствии с ожидаемыми потребностями предприятия в закупках, продажах или потреблении. Другими словами, по данному договору осуществляется физическая передача сырьевого товара. В разделе 5.7 рассматриваются некоторые практические вопросы, связанные с оценкой потребления для «собственных нужд». Учет финансовых инструментов может оказывать значительное влияние на финансовую отчетность нефтегазового предприятия. Некоторые предприятия занимаются торговлей энергией, которая более подробно рассматривается в разделе 5.7. Многие предприятия используют производные финансовые инструменты для управления товарным и валютным рисками, а также риском изменения процентной ставки, которым они подвержены в ходе своей хозяйственной деятельности. Другие, менее очевидные вопросы, связанные с финансовыми инструментами, возникают в отношении сферы применения МСФО (IAS) 39 и правил учета встроенных производных финансовых инструментов. Многие предприятия, занимающиеся исключительно добычей, переработкой и реализацией сырьевых товаров, могут выступать сторонами коммерческих договоров, которые либо полностью попадают в сферу применения МСФО (IAS) 39, либо содержат встроенные производные финансовые инструменты, стоимость которых зависит от цены или валюты базисного актива. (а) разрешение по условиям договора любой стороне произвести нетто-расчет денежными средствами или другим финансовым инструментом; Используемое в МСФО (IAS) 39, п. 6 понятие «нетто-расчет» трактуется довольно широко. Нетто-расчет по договору на покупку или продажу нефинансового актива может быть выполнен любым из следующих способов: (b) наличие у предприятия практики нетто-расчетов по аналогичным договорам в результате: • договора с данным контрагентом; • заключения договоров о взаимозачете; • продажи договора до его исполнения или истечения срока действия. (c) наличие у предприятия практики работы с аналогичными договорами по получению поставки актива и продажи его в течение короткого периода после поставки с целью получения прибыли от краткосрочных колебаний цены или дилерской наценки; (d) сырьевой товар, являющийся предметом договора, можно легко конвертировать в денежные средства [МСФО (IAS) 39, п. 6]. Процесс определения порядка учета договора на поставку товара можно кратко представить следующим образом: 98 PwC Порядок принятия решения по договорам на поставку товара (МСФО (IAS) 39): Финансовая статья 5 Нефинансовая статья Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты МСФО (IAS) 39, п. 5 и 6 (a–d) Могут ли нетто-расчеты по договору производиться денежными средствами, с помощью других финансовых инструментов или обмена финансовыми инструментами? НЕТ ДА МСФО (IAS) 39, п. 9 Является ли договор производным финансовым инструментом? a) Имеет ли договор базисный актив? b) Необходима ли для договора небольшая первоначальная чистая инвестиция или такая инвестиция не требуется? c) Расчеты по договору осуществляются в будущем? Основной договор вне сферы применения НЕТ ДА МСФО (IAS) 39, п. 7 Является ли договор выпущенным опционом? НЕТ ДА Содержит ли он премию? МСФО (IAS) 39, п. 5 и 6 (a-d) ДА Не может быть применено исключение, связанное с «потреблением для собственных нужд» Договор заключен с целью получения или поставки актива в соответствии с потребностями предприятия в покупке/ продаже или использовании актива? НЕТ Содержит ли встроенные производные инструменты? Рассмотреть учет хеджирования НЕТ ДА Учет по справедливой стоимости через прибыли и убытки (удерживаемые для продажи) Учет хеджирования движения денежных средств (через капитал) НЕТ Учет по методу начисления ДА Учет встроенного производного инструмента по справедливой стоимости через прибыли и убытки и учет основного договора по методу начисления или учет по справедливой стоимости через прибыли и убытки всего договора в целом Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 99 5.1.2 П рименение понятия «потребление для собственных нужд» Термин «потребление для собственных нужд» применяется к договорам, которые заключены и выполняются для целей получения или поставки нефинансового актива. Практика нетто-расчетов по аналогичным договорам (с помощью денежных средств или другого финансового инструмента) не позволяет рассматривать всю категорию таких договоров в качестве договоров на «потребление для собственных нужд» предприятия (т. е. все аналогичные договоры в таком случае должны быть отнесены к производным финансовым инструментам и признаны в учете по справедливой стоимости). Данная область требует применения суждений, так как нетто-расчеты, являющиеся результатом уникальных событий, неподконтрольных руководству, необязательно приведут к тому, что предприятие не сможет применять исключение, связанное с «потреблением для собственных нужд», ко всем аналогичным договорам. Оценка должна выполняться для каждого конкретного случая. Также необходимо будет применять суждение для определения того, что входит в понятие «аналогичный» в контексте оценки возможности отнесения к категории договоров на «потребление для собственных нужд»: договоры, являющиеся «аналогичными» с точки зрения юридических терминов, могут быть «разнородными», если они с самого начала четко разграничены структурой учетных книг. Договор, который удовлетворяет критериям, описанным выше в пп. (b) или (с) МСФО (IAS) 39, п. 6, не может считаться договором на «потребление для собственных нужд» предприятия. Эти договоры необходимо учитывать как производные финансовые инструменты по справедливой стоимости. Договоры, которые удовлетворяют критериям, описанным выше в пп. (a) или (d), рассматриваются на предмет возможности их отнесения к категории договоров на «потребление для собственных нужд» предприятия. 100 PwC Многие договоры, предметом которых являются сырьевые товары, такие как нефть и газ, соответствуют критерию (d) МСФО (IAS) 39, п. 6 (т. е. являются легко конвертируемыми в денежные средства) 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 договор является договором на потребление для собственных нужд. Таким образом, политика, процедуры и система внутреннего контроля предприятия имеют огромное значение при определении надлежащего порядка учета договоров, предметом которых являются сырьевые товары. Важно выполнять сверку договоров на потребление для собственных нужд предприятия с физическими потребностями предприятия в сырьевом товаре. Очень важно хорошо организовать не только процесс прогнозирования физических объемов, но и процесс их соотнесения с объемами договоров. Договоры на «потребление для собственных нужд» Общая информация 5 Компания A, покупатель, производит электроэнергию, а компания B, продавец, добывает природный газ. Компания А заключила с компанией В десятилетний договор на покупку природного газа. Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты Компания A перечислила компании В аванс в размере 1 млрд долларов США, что равняется общей стоимости газа, который будет поставлен по договору в течение 10 лет по цене 4,5 доллара США за млн БТЕ (прогнозируемая цена природного газа). Данный аванс включает проценты в размере 10 % годовых, которые оплачиваются поставками газа. Согласно договору, ежемесячно должны поставляться заранее установленные / фиксированные объемы природного газа. В договоре предусмотрен механизм корректировки цен, в соответствии с которым после каждой поставки разница между прогнозируемой ценой на газ и его рыночной ценой оплачивается денежными средствами. Если компания В не сможет добыть и поставить газ в объеме, предусмотренном договором, у компании А есть право потребовать с компании В оплату штрафа, который компенсирует компании А недопоставленный газ по текущей рыночной цене. Является ли данный договор договором на потребление для собственных нужд? Решение Критерии «потребления для собственных нужд» выполняются. Договор включает встроенный производный финансовый инструмент (представленный механизмом корректировки цены), но отдельный учет инструмента не требуется. Более подробно встроенные производные финансовые инструменты рассмотрены в разделе 5.4. По-видимому, по договору предусмотрены нетто-расчеты, так как в соответствии с механизмом наложения штрафа компания В должна компенсировать компании А разницу по сравнению с текущей рыночной ценой. Это отвечает условию, предусмотренному МСФО (IAS) 39, п. 6 (a). Ожидаемая частота / намерение заплатить штраф, а не выполнять поставку не имеет значения, так как вывод делается на основании наличия соответствующего положения договора. Далее, если природный газ легко конвертируется в денежные средства в месте поставки, договор будет рассматриваться как договор, по которому предусмотрены нетто-расчеты. Тем не менее договор по-прежнему будет относиться к категории договоров на «потребление для собственных нужд предприятия», если он заключен и продолжает использоваться для целей удовлетворения ожидаемых потребностей в продажах / потреблении сторон договора. Однако если договор предусматривает определенную гибкость в отношении объема поставки, он будет рассматриваться в качестве выпущенного опциона. Опционы не выпускаются для «собственных нужд». Следовательно, несмотря на то что договор может рассматриваться как договор, предусматривающий нетто-расчеты (в зависимости от того, как работает механизм взыскания штрафа, а также от того, можно ли легко конвертировать газ в денежные средства в соответствующем местоположении), можно по-прежнему воспользоваться исключением, под действие которого подпадают договоры на потребление для собственных нужд, при условии, что он заключен и продолжает использоваться для собственных нужд сторон договора. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 101 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. Выпущенный опцион на покупку или продажу нефинансового актива, по которому могут осуществляться нетто-расчеты, не может рассматриваться как заключенный для целей получения или поставки нефинансового актива в соответствии с ожидаемыми потребностями предприятия в закупках, продажах или потреблении. Это происходит потому, что предприятие не может контролировать выпущенный опцион с точки зрения того, будет держатель опциона его реализовывать или нет. Следовательно, такие договоры всегда входят в сферу применения МСФО (IAS) 32 и МСФО (IAS) 39 [МСФО (IAS) 32, п. 10; МСФО (IAS) 39, п. 7]. Положения о корректировке объемов также часто встречаются в договорах на поставку сырьевых товаров и энергии и подробно рассматриваются в разделе 5.3. Если в договоре на потребление для собственных нужд содержится один или более встроенных производных финансовых инструментов, предприятие 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: (a)встроенный производный инструмент не оказывает существенного влияния на потоки денежных средств по данному договору или (b)в результате простого анализа или без него стало очевидно, что выделение встроенного производного инструмента запрещено [МСФО (IAS) 39, п. 11A]. В разделе 5.4 встроенные производные инструменты представлены более подробно. 5.2 О ценка долгосрочных договоров, не относящихся к категории «потребление для собственных нужд» Долгосрочные договоры, предметом которых являются сырьевые товары, встречаются нередко, особенно договоры на закупку и продажу природного газа. Рынок сжиженного природного газа («СПГ») также является растущим рынком. Более подробная информация о нем представлена в разделе 5.5. Некоторые из этих договоров могут подпадать под действие МСФО (IAS) 39, если в них предусмотрены условия нетто-расчетов и к ним не применяется порядок учета договоров на «потребление для собственных нужд» предприятия. Оценка этих договоров в соответствии с указаниями МСФО (IAS) 39 производится по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков. Возможны случаи отсутствия информации о рыночных ценах на весь срок договора. 102 PwC Например, имеется 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 действия 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: a) 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; b) соответствует принятым в экономике методологиям оценки финансовых инструментов; c) 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, корректируются с учетом последней информации на каждую отчетную дату с целью отражения изменений рыночных цен, наличия новых рыночных данных и изменений в оценках цен руководством 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. 5.2.1 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», могут создавать прибыль на дату совершения операции. Прибыль на дату совершения операции 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 указанные договоры первоначально признаются по справедливой стоимости. Соответствующие прибыль или убытки признаются только в том случае, если справедливая стоимость договора: (1)подтверждена другими операциями с тем же финансовым инструментом на рынке или (2)рассчитана с применением методик оценки, использующих в качестве переменных только официальные рыночные данные. Таким образом, прибыль должна быть подтверждена объективной рыночной информацией. Принимаемые во внимание рыночные операции должны быть произведены 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 относить эту сумму на прибыль или убыток по мере поставки объема или по мере поступления информации о ценах на рынке на остающийся период поставки. 5.3 Г ибкость при определении объема заказа (наличие опций), включая соглашения на условиях «бери или плати» 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 выпустить опцион. Договоры на условиях «бери или плати» (полной оплаты при отказе от поставок) характеризуются определенной гибкостью при определении объема поставки, которая обеспечена наличием у стороны договора возможности отказаться от поставки товара и заплатить штраф. Как правило, это не позволяет поставщику воспользоваться исключением, под действие которого подпадают договоры на «потребление для собственных нужд». Договор, содержащий выпущенный опцион, необходимо учитывать в соответствии с МСФО (IAS) 39, если нетторасчеты по нему могут быть произведены денежными средствами, например если предметом договора является актив, который может быть свободно конвертирован в денежные средства. Договоры должны рассматриваться в индивидуальном порядке для определения наличия в них выпущенных опционов. Характер договоров с конечными пользователями на поставку сырьевых товаров таков, что часто в них предусмотрены опционы в отношении объема поставки, но они отражаются в учете как договоры на «потребление для собственных нужд». Договоры могут содержать гибкие условия в отношении объемов товара, но не предусматривать выпущенный опцион, если покупатель не уплатил дополнительную премию за наличие опций. Одной из отличительных черт выпущенного опциона является премия, которую получает поставщик в качестве компенсации за риск того, что покупатель может не выбрать указанные в договоре опциональные объемы товара. Премия может быть включена в договор в явной форме или заложена в цену. Для того чтобы определить метод учета, необходимо выяснить, получена ли нетто-премия на момент подписания договора или в течение срока его действия. Любой штраф, который покупатель должен заплатить за неисполнение обязательств, может равняться получению премии. Еще одним фактором, который может применяться при определении наличия премии, является определение причин, заставивших покупателя реализовать опцион в отношении объема поставки: были ли это рыночные условия или собственные физические потребности. На практике могут возникнуть сложности с обоснованием поведения контрагента, но здесь может помочь оценка ликвидности соответствующего рынка. Договор, заключенный на коммерческом рынке, в который включен опцион в отношении объема поставки, скорее всего, не пройдет тестирования на включение его в категорию договоров на «потребление для собственных нужд». 5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты 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 в той же точке поставки. Если премия отсутствует, для определения наличия выпущенного опциона, возможно, потребуется изучить другие условия договора, в частности выяснить, может ли покупатель обеспечить экономическую ценность в результате наличия опциона путем нетто-расчетов по договору, как указано в МСФО (IAS) 39, п. 6. 5.4 В строенные производные инструменты В долгосрочных договорах на покупку-продажу сырьевого товара часто содержится условие определения цены (т. е. условие об индексации), 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 газ, которые привязаны к цене на нефть или на другие продукты, или формула расчета цены, в которую включен элемент, учитывающий инфляцию. Встроенный производный инструмент – это производный инструмент, который в сочетании с основным договором, не являющимся производным инструментом, образует единый гибридный финансовый инструмент. Встроенный производный инструмент приводит к изменению некоторых или всех предусмотренных основным договором потоков денежных средств в соответствии с изменением конкретной переменной. Встроенный производный инструмент может возникнуть в рамках рыночной практики и общепринятых договорных отношений. Встроенный производный инструмент следует выделять из основного договора и учитывать как производный инструмент при условии, что: (a)экономические характеристики и риски встроенного производного инструмента не находятся в тесной связи с экономическими характеристиками и рисками основного договора; Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 103 (b)отдельный инструмент с теми же самыми условиями, что и встроенный производный инструмент, соответ­ ствует определению производного инструмента и 5.4.1 Оценка того, являются ли встроенные производные инструменты тесно связанными с основным договором (c)оценка гибридного (комбинированного) инструмента не проводится по справедливой стоимости, а изменения справедливой стоимости не относятся 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). Необходимо производить оценку встроенных производных инструментов, чтобы определить, являются ли они «тесно связанными» с основным договором на дату заключения соответствующего договора. Встроенные производные 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. Произвести оценку одного лишь встроенного производного инструмента возможно не всегда. 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 хеджируемых инструментов – в этом случае применяются правила учета хеджирования. Если в договоре содержится один или более встроенных производных инструментов, его можно отнести к категории договоров, учитываемых по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков, за исключением случаев, когда: (a)встроенный производный инструмент не оказывает существенного влияния на потоки денежных средств по данному договору; (b)в результате простого анализа или без него становится очевидным, что выделение встроенного производного инструмента (инструментов) запрещено. Формула расчета цены, которая привязана к какойлибо иной переменной, кроме поставляемого по договору товара, может привести к возникновению нового риска, связанного с договором. Некоторые широко распространенные встроенные производные инструменты, которые обычно не проходят 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. Формула ценообразования часто используется в качестве широко распространенной замены рыночным ценам. Если можно продемонстрировать, что цена по договору на поставку сырьевого товара определяется на основании идентифицируемой отраслевой «нормы» и договорные цены на данном рынке регулярно корректируются в соответствии с этой нормой, то механизм ценообразования не изменяет потоков денежных средств по договору и не рассматривается как встроенный производный инструмент. Встроенные производные инструменты Компания А заключает договор на поставку газа с компанией В, расположенной в другой стране. Ни в одной из этих стран нет активного рынка газа. В договоре цена базируется на цене сорта нефти «Тапис», малазийской сырой нефти, используемой в качестве эталона для Азии и Австралии. Является ли данный механизм ценообразования встроенным производным инструментом? Общая информация У руководства есть договор на покупку газа. Рыночная цена на газ отсутствует. Следовательно, договорная цена на газ привязана к цене на нефть, для которой существует цена активного рынка. Цена на нефть является заменой рыночной цены на газ. Решение Нет. Привязка к цене на нефть не является встроенным производным инструментом. Денежные потоки по договору не меняются. Руководство может определить денежные потоки по договору только на основании цены на нефть 104 PwC 5.4.2 М омент проведения оценки встроенных производных инструментов Предприятие, впервые применяющее МСФО, проводит оценку необходимости выделения встроенного производного инструмента из основного договора и его учета в качестве производного инструмента исходя из условий, существующих на более позднюю из двух дат: даты заключения договора или даты, на которую требуется провести переоценку. Те же принципы применяются к предприятию, которое приобретает договор, содержащий встроенный производный инструмент, а также к предприятию, приобретающему дочернюю компанию, имеющую договор, содержащий встроенный производный инструмент. Дата приобретения договора или дочерней компании рассматривается в качестве даты, на которую предприятие впервые становится стороной по договору. Таким образом, новый владелец может посчитать необходимым выделить встроенный производный финансовый инструмент при изменении рыночных условий за период после их первоначальной оценки предприятием. 5.5 Д оговоры на поставку сжиженного природного газа (СПГ) В последние годы отмечено активное развитие рынка СПГ. Активному развитию рынка способствовал тот факт, что все больше договоров СПГ в настоящее время имеют двойную цель: • для обеспечения поставок по долгосрочным двусторонним договорам и • для получения выгоды от потенциальных арбитражных операций между различными газовыми сетями по всему миру, которые никаким другим образом не связаны между собой. Применение исключения, предусмотренного для договоров на «потребление для собственных нужд», может вызывать существенные затруднения, в частности в отношении определения нетто-расчета. Несмотря на определенные практические трудности, по-прежнему должны применяться принципы, изложенные в МСФО (IAS) 39, п. 5–7. Некоторые практические рекомендации можно найти в разделе 5.7, содержащем пояснения в отношении деятельности подразделений по торговле энергией. 5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты 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. 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. В связи с отсутствием глобального индекса цены на СПГ в большинстве договоров цены в настоящее время базируются на других энергетических показателях (таких как индекс природного газа в Henry Hub, индекс нефти сорта «Брент» и т. д.). Необходимо производить оценку наличия встроенных производных инструментов, чтобы определить, являются ли они «тесно связанными» с основным договором на дату заключения соответствующего договора. На практике нередки случаи, когда ценообразование в договорах на поставку СПГ считается «тесно связанным», если оно базируется на других показателях, являющихся заменой отсутствующей рыночной цене, что достаточно характерно для данной отрасли. 5.6 Учет хеджирования 5.6.1 Принципы и виды хеджирования Предприятия часто управляют своими финансовыми рисками (включая риски изменения цены на сырьевые товары), определяя, какие риски и в какой степени они должны принять путем мониторинга фактической подверженности рискам и принятия мер по снижению рисков до согласованного уровня, нередко с использованием производных инструментов для этой цели. Процесс участия в операции, включающей производный финансовый инструмент, в ожидании того, что данная операция ликвидирует или снизит подверженность предприятия конкретному риску, часто называется хеджированием. Снижение риска достигается при помощи того, что стоимость производного инструмента или связанные с ним денежные потоки, полностью или частично, изменяются обратно пропорционально и, следовательно, компенсируют изменения в стоимости или денежных потоках, связанных с хеджируемой позицией или статьей. Таким образом, в экономическом смысле хеджирование призвано снижать или устранять различные финансовые риски, такие как ценовой, процентный, валютный риски и другие риски, связанные с хеджируемой позицией. Сегодня деятельность по управлению рисками ведется многими компаниями. Как только предприятие становится участником операции хеджирования, оно должно будет отразить эту операцию в своей финансовой отчетности. Порядок учета хеджирумой позиции должен соответствовать цели осуществления операции хеджирования: устранению или значительному снижению конкретных рисков, которые, по мнению руководства, негативно влияют на финансовое положение и результаты предприятия. Данная цель может быть достигнута, если и инструмент хеджирования, и хеджируемая позиция признаются и оцениваются на симметричной основе и взаимозачитываемые прибыли и убытки отражаются в отчете о прибылях и убытках в одних и тех же периодах. Если применять не учет хеджирования, а стандарты и практики по признанию и оценке, предусмотренные МСФО, то будут возникать несоответствия. Для уменьшения и избежания таких несоответствий была разработана практика применения учета хеджирования. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 105 В связи с этим правила учета хеджирования позволяют изменять обычную базу для признания прибылей и убытков (или доходов и расходов) по связанным инструментам хеджирования и хеджируемым статьям таким образом, чтобы и те, и другие отражались в отчете о прибылях и убытках в одном и том же отчетном периоде. Таким образом, учет хеджирования дает возможность руководству устранить или снизить волатильность отчета о прибылях и убытках, которая появилась бы, если бы хеджируемые статьи и инструменты хеджирования учитывались бы отдельно без учета документально оформленной и установленной бизнес-цели хеджирования. МСФО (IAS) 39 определяет три вида хеджирования: 1. Хеджирование денежных потоков – это хеджирование подверженности риску изменений движения денежных средств, которые (i) связаны с отдельным риском, имеющим отношение к признанному активу или обязательству (например, ко всем или некоторым будущим процентным выплатам по долгу по переменной ставке процента), или с вероятной будущей операцией и (ii) могут оказать влияние на финансовый результат. Это наиболее распространенный вид хеджирования в нефтегазовой отрасли. 2. Хеджирование справедливой стоимости – это хеджирование подверженности риску изменения справедливой стоимости признанного актива, или обязательства, или непризнанного твердого соглашения, или идентифицируемой части такого актива, обязательства или твердого соглашения, которое связано с конкретным риском и может оказать влияние на финансовый результат. 3. Хеджирование чистых инвестиций в иностранные компании в соответствии с определением МСФО (IAS) 21. Для выполнения требований МСФО (IAS) 39: • хеджирование должно быть оформлено документально с момента заключения сделки хеджирования; • ожидается, что хеджирование будет высокоэффективным; • необходимо продемонстрировать высокую эффективность хеджирования в отношении снижения хеджируемого риска в хеджируемой статье. Не существует единого предписанного метода оценки эффективности хеджирования. Вместо этого компания должна определить метод, который соответствует характеру хеджируемого риска и типу используемого инструмента хеджирования. Выбор метода предприятием для оценки эффективности хеджирования зависит от стратегии управления рисками. На момент заключения сделки хеджирования компания должна задокументировать способ будущей оценки эффективности и затем регулярно выполнять тестирование эффективности в течение всего срока хеджирования. Предполагается, что хеджирование должно быть эффективным на момент заключения сделки хеджирования и в последующие периоды, а фактические результаты сделки хеджирования должны находиться в диапазоне 80–125% (т. е. изменения справедливой стоимости или потоков денежных средств по хеджируемой статье должны составлять от 80% до 125% от величины изменений справедливой стоимости или потоков денежных средств по инструменту хеджирования). 106 PwC Эффективная часть хеджирования денежных потоков и хеджирования чистой инвестиции отражается в прочем совокупном доходе, а эффективная часть хеджирования справедливой стоимости корректируется с учетом балансовой стоимости хеджируемой статьи. Необходимо отражать любую неэффективность текущей сделки хеджирования в отчете о прибылях и убытках. Соблюдение требований, предъявляемых к тестированию эффективности, может оказаться достаточно обременительным. Необходимо тестировать эффективность всех отношений хеджирования по отдельности так же часто, как готовится финансовая информация, что для компаний, акции которых обращаются на бирже, может составлять до четырех раз в год. Как следует из опыта, вопросы применения учета хеджирования могут вызывать затруднения, особенно в области тестирования эффективности, поэтому предприятие, которое собирается начать применять учет хеджирования к своим сделкам хеджирования, должно выделить время, необходимое для разработки надлежащих тестов эффективности. Не все компании, которые, прежде чем заключить сделку с внешним контрагентом, суммируют товарные риски разных бизнес-единиц для снижения чистой позиции по рискам, соответствуют критериям, позволяющим применять учет хеджирования, так как МСФО не разрешают определять чистую позицию в качестве хеджируемой статьи. Тем не менее учет хеджирования можно будет применить, если в качестве хеджируемой статьи будет определена часть одной из брутто-позиций. Совет по МСФО осуществляет проект в области учета хеджирования. Два существенных изменения коснутся энергетических компаний: предлагаемое смягчение требований к эффективности хеджирования и возможность в определенных случаях хеджировать нефинансовые позиции. Эти изменения могут значительно повысить привлекательность учета хеджирования. Компаниям необходимо следить за развитием ситуации и посмотреть, как эти изменения повлияют на порядок бухгалтерского учета, который предприятия применяют в настоящее время. 5.6.2 Хеджирование денежных потоков и «высокая вероятность» Хеджирование риска изменения цены на сырьевой товар и/или ее валютного компонента часто основано на ожидаемом притоке или оттоке денежных средств по прогнозируемым операциям, поэтому мы говорим о хеджировании денежных потоков. Согласно МСФО, только операция, прогнозируемая с высокой степенью вероятности, может быть определена в качестве хеджируемой статьи в отношениях хеджирования денежных потоков. Необходимо проводить регулярную оценку хеджируемой статьи до момента осуществления операции. Если меняются прогнозные оценки и уже не ожидается, что прогнозируемая операция будет иметь место, отношения хеджирования должны быть немедленно прекращены и все сохраняющиеся результаты хеджирования должны быть возвращены из резерва по хеджированию в отчет о прибылях и убытках. Хеджирование денежных потоков не применяется, если предприятие не может с достаточной степенью надежности спрогнозировать хеджируемые операции. 5.6.3 Хеджирование нефинансовых статей Сложно выделить и оценить соответствующую часть потоков денежных средств или изменений справедливой стоимости, которая относится непосредственно к конкретным рискам, за исключением валютных. В связи с этим хеджируемая статья, являющаяся нефинансовым активом или нефинансовым обязательством, может быть определена в качестве хеджируемой статьи только в отношении: a. валютных рисков; b. целиком в отношении всех рисков; c. всех рисков, за исключением валютных рисков. На практике главными причинами неэффективности хеджирования нефинансовых статей являются различия в месте нахождения, а также в сорте и качестве сырьевых товаров, поставленных по хеджируемому договору, по сравнению с товаром, указанным в инструменте хеджирования. 5.6.4 Переоценка отношений хеджирования в объединениях бизнеса Покупатель выполняет переоценку всех отношений хеджирования, существовавших у приобретенной компании, исходя из соответствующих условий на дату приобретения (т. е. как если бы отношения хеджирования начинались на дату приобретения). Так как договоры, являющиеся производными инструментами, ранее определенные в качестве инструментов хеджирования, были заключены приобретенной компанией еще до приобретения, маловероятно, что справедливая стоимость этих договоров на дату приобретения равнялась нулю. В частности, для хеджирования денежных потоков это, скорее всего, приведет к большей степени неэффективности хеджирования в финансовой отчетности группы, сформированной в результате приобретения, а также к увеличению количества отношений хеджирования, не соответствующих требованиям применения учета хеджирования в результате «непрохождения» теста на эффективность. Некоторые опционные производные инструменты, которые были определены приобретенной компанией в качестве инструментов хеджирования, могут продемонстрировать соответствие определению выпущенного опциона в ходе их переоценки приобретенной компанией на дату приобретения. Следовательно, приобретенная компания не сможет определить эти инструменты в качестве инструментов хеджирования. 5.7 Ц ентрализованное подразделение по управлению коммерческими операциями 5 В ответ на растущую волатильность энергетических рынков и их дальнейшее усложнение многие предприятия организовали централизованные подразделения по управлению коммерческими операциями или по управлению рисками. Деятельность такого централизованного подразделения по управлению коммерческими операциями может быть аналогична деятельности подразделений по управлению коммерческими операциями банков. Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты Компании, продающие или покупающие сырьевые товары (например, энергетические предприятия), могут установить отношения хеджирования между инструментами хеджирования, включая договоры на поставку сырьевых товаров, которые не относятся к категории договоров на «потребление для собственных нужд», и хеджируемыми статьями. В дополнение к хеджированию валютного и процентного рисков энергетические компании в основном хеджируют риск изменения денежных потоков, связанных с изменением цены на сырьевые товары в прогнозируемых сделках купли-продажи. Масштаб и объем деятельности подразделения варьируется и может охватывать широкий спектр видов деятельности – от управления рыночными рисками до динамичной оптимизации прибыли. Интегрированное предприятие с существенными объемами операций как в секторе разведки и добычи, так и в секторе переработки и сбыта особенно подвержено риску изменения цен на сырьевые товары, такие как различные марки нефти, топливные продукты и газ (СПГ). Цели и деятельность подразделения по управлению коммерческими операциями отражают способы управления бизнесом, используемые руководством. Централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями в более крупных интегрированных компаниях часто выполняет роль внутренней торговой площадки. Таким образом, централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями «аккумулирует» подверженность предприятия различным товарным рискам и становится ответственным за хеджирование этих рисков на внешних рынках. Некоторые централизованные подразделения по управлению коммерческими операциями также наделены полномочиями по повышению доходности интегрированного бизнеса посредством проведения некоторых спекулятивных операций. Спекулятивная деятельность или торговля, направленная на максимизацию прибыли, вероятно, приведет к тому, что многие договоры перестанут соответствовать критериям применения исключения, предусмотренного для договоров на «потребление для собственных нужд». Таким образом, централизованные подразделения по управлению коммерческой деятельностью совершают два типа операций: (a)операции, не являющиеся спекулятивными по своему характеру, например покупка нефти для удовлетворения физических потребностей физических активов и продажа топлива, произведенного НПЗ. Договоры на такую деятельность иногда составляются в натуральных единицах; (b)операции, носящие спекулятивный характер, осуществляемые для получения дохода в результате управления рисками в процессе оптовой торговли. Учет таких операций иногда ведется в «торговой книге» и часто включает взаимозачет договоров на продажу и закупку, по которым предусмотрены нетто-расчеты. Эти и аналогичные договоры (т. е. все договоры, учитываемые в «торговой книге») не соответствуют критериям применения исключения, Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 107 предусмотренного для договоров на потребление на собственные нужды, и учитываются как производные инструменты. Компания, которая отдельно ведет книгу учета в натуральных единицах и торговую книгу, должна обеспечивать соответствие данных в этих двух книгах, чтобы нетто-расчеты по договорам в торговой книге не повлияли на порядок учета аналогичных договоров в «книге учета в натуральных единицах» и соответственно не отменили возможность применения исключения, распространяющегося на договоры «на потребление для собственных нужд», к договорам, учитываемым в книге учета в натуральных единицах. У некоторых компаний действующие программы по торговле энергией не ограничиваются целями снижения риска. Такая практика очень похожа на коммерческие операции с другими сырьевыми товарами, например c золотом, сахаром или пшеницей. Для включения в категорию «потребление для собственных нужд» или в книгу учета в натуральных единицах договор должен отвечать критериям отнесения к договорам на «потребление для собственных нужд». Договор должен отвечать физическим потребностям бизнеса не только при его заключении, но и на протяжении всего периода действия договора, как описано в разделе 5.1.2. Практические требования к договору для его отнесения к договорам на «потребление для собственных нужд» таковы: • С момента заключения и в течение всего периода действия договора он должен снижать потребности предприятия в покупке или предложении путем заключения договора на покупку или договора на продажу соответственно • Подверженность рыночным рискам выявляется и оценивается в соответствии с методологией, оформленной документально в политике по управлению рисками для сегментов добычи и сбыта. Эти договоры должны легко определяться, для этих целей они отражаются в отдельных книгах. • Если договор не снижает потребности предприятия в покупке или предложении или используется для других целей, такой договор прекращает отражаться в учете как договор на «потребление для собственных нужд». • Порядок учета «потребления для собственных нужд» может применяться на брутто-уровне, т. е. для определения уровня «потребления для собственных нужд» продажа добытой нефти не должна зачитываться против покупок нефти нефтеперерабатывающим заводом. • Количество договоров на «потребление для собственных нужд» может быть ограничено весьма вероятными (твердая уверенность) объемами добычи и сбыта (уровнями доверия) с целью избежать риска того, что количество договоров на «потребление для собственных нужд» превысит физические потребности самого предприятия. Если в исключительных случаях уровни доверия окажутся недостаточными, они будут скорректированы. Объем Ожидаемая общая физическая поставка 1 400 800 500 300: высокая вероятность физической поставки 500: твердая уверенность в физической поставке – уровень доверия Время Единственной причиной невыполнения физической поставки на данном уровне уверенности являются непредвиденные операционные условия вне сферы контроля руководства компании (например, закрытие перерабатывающего завода из-за технической неисправности). Компании, как правило, рассматривают договоры, которые соответствуют указанному уровню уверенности (с объемом до 500 на графике выше), как договоры на «потребление для собственных нужд», а договоры с физической поставкой и высокой степенью вероятности (до 800) – как хеджирование «целиком», при этом другие договоры, по которым ожидается физическая 108 PwC поставка, но вероятность не слишком высокая (более 800), учитываются по справедливой стоимости через отчет о прибылях и убытках. Мы ожидаем, что результат операций, спекулятивных по характеру, будет отражаться посредством зачета встречных требований в отчете о прибылях и убытках. Результат может быть представлен в составе выручки или, что предпочтительнее, отдельной строкой (например, в строке торговой наценки) перед валовой операционной прибылью. Такое раскрытие информации дает более точное отражение характера торговых операций, чем их представление на бруттооснове. 6 N Первое Название применение главы МСФОглавы Название главыназвание название главы 6 Первое применение МСФО N Chart Title Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 109 6 Первое применение МСФО МСФО (IFRS) 1 «Первое применение междунардных стандартов финансовой отчетности» предусматривает освобождение на период перехода на МСФО и содержит инструкции для предприятий, переходящих на МСФО. Стандарт регулярно обновляется и корректируется Советом по МСФО. Корректировки вносятся в МСФО (IFRS) 1 либо в связи с принятием новых стандартов, либо для урегулирования вновь выявленных вопросов. При этом задача быть всегда в курсе таких изменений может быть сопряжена со значительными трудностями. Предприятия нефтегазового сектора испытывают те же трудности при переходе на МСФО, что и предприятия других отраслей. В настоящем разделе основное внимание уделяется некоторым вопросам переходного периода и предоставляемому МСФО (IFRS) 1 освобождению от обязательств. 6.1 Условная стоимость Многие нефтегазодобывающие предприятия применяли разновидность полной стоимости в соответствии с местными ОПБУ, и им придется вносить ряд изменений при переходе на МСФО. Метод результативных затрат или отдельная капитализация по каждому месторождению требуют более детальной информации; предприятия, применявшие метод полной стоимости, могут не располагать детальными данными, необходимыми для реконструкции первоначальной балансовой стоимости. МСФО (IFRS) 1 предоставляет специальное освобождение для предприятий, которые раньше применяли метод учета по полной стоимости. Освобождение разрешает предприятиям, применяющим МСФО впервые, оценивать нефтегазовые активы на дату перехода на МСФО по «условной стоимости». Активы, связанные с разведкой и оценкой, отражаются по балансовой стоимости, определенной в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ, которая становится условной стоимостью для целей МСФО. «Объединение» полных затрат корректируется с учетом специального распределения затрат на разведку и оценку. Скорректированная стоимость затем распределяется между добывающими активами и разрабатываемыми активами с использованием приемлемого метода. После этого активы тестируются на возможное обесценение на дату перехода на МСФО. Данное освобождение применяется только к активам, используемым в разведке, оценке и добыче нефти и газа. Существует и более масштабное исключение, связанное с условной стоимостью, которое может применяться пообъектно ко всем материальным активам. В соответствии с таким более масштабным исключением в качестве условной стоимости предприятие может использовать: • справедливую стоимость актива; • стоимость после переоценки, выполненной в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ, при условии что такая переоцененная стоимость во многом сравнима со справедливой стоимостью, или 110 PwC со стоимостью по МСФО, или с амортизированной стоимостью, скорректированной для отражения изменений в индексе цен. Некоторые предприятия, применяющие МСФО впервые, выбрали метод оценки по справедливой стоимости. Данный метод эти предприятия применяли выборочно, что разрешено стандартом. Использование справедливой стоимости в качестве условной стоимости часто приводит к увеличению балансовой стоимости с соответствующей корректировкой нераспределенной прибыли. Кроме того, в последующие годы вырастут амортизационные отчисления. Также существует исключение, разрешающее при переходе на МСФО использовать справедливую стоимость для нематериальных активов. Однако при этом требуется наличие активного рынка нематериальных активов в соответствии с МСФО (IAS) 38; данный критерий не выполняется для нематериальных активов, распространенных в нефтегазовой отрасли, таких как лицензии и патенты. 6.2 Компонентизация В соответствии с МСФО крупнейшие активы амортизируются по компонентам. Требование амортизации по компонентам является основной причиной того, почему пулы полных затрат должны распределяться на группы активов, соответствующие размеру месторождений. Амортизация по компонентам может стать серьезным изменением по сравнению с практикой, которую нефтегазовые компании применяли ранее в соответствии с национальными стандартами как к добывающим, так и к перерабатывающим активам. Перерабатывающие заводы, в частности, являются перерабатывающими активами, амортизация которых по компонентам может представлять определенные трудности. Перерабатывающие заводы – это большие и сложные активы, поэтому если ранее детальный учет этих активов не велся, то восстановление необходимой информации потребует немалых усилий. Предприятия могут применять описанное выше исключение, предусматривающее использование условной стоимости, если для перерабатывающего завода можно определить справедливую стоимость. Возможно, существенные компоненты, которые необходимо будет заменить или обновить, можно будет выявить путем анализа смет капиталовложений и плановых замен. Амортизированная балансовая стоимость на момент перехода на МСФО может быть определена путем анализа восстановительной стоимости и сроков, а также осуществления надлежащих корректировок. Исключение, предусматривающее использование условной стоимости, может применяться только при первоначальном переходе на МСФО. При последующих приобретениях необходимо будет перспективно применять правила компонентизации. Более подробная информация представлена в разделах 2.8 и 3.5. 6.3 Р езервы на покрытие обязательств по выводу объектов из эксплуатации При переходе на МСФО требования по применению ставки дисконтирования до налогообложения и ее периодическому обновлению также могут привести к возникновению расхождений. В соответствии с ОПБУ, которые предприятие применяло ранее, оно могло не отражать обязательство, выбирать ставку или не обновлять ее на регулярной основе. Изменения обязательства по выводу объектов из эксплуатации увеличивают или уменьшают стоимость соответствующего актива в соответствии с КРМФО (IFRIC) 1. Существует факультативный сокращенный метод признания обязательств по выводу объектов из эксплуатации и соответствующего актива на дату первого применения МСФО. Расчет обязательства на дату перехода (дата вступительного бухгалтерского баланса) выполняется в соответствии с МСФО (IAS) 37. Соответствующий актив определяется путем обратного дисконтирования обязательства с даты вступительного бухгалтерского баланса до даты установки актива. Расчетная стоимость актива, полученная при первоначальном признании, затем амортизируется до даты перехода на МСФО с использованием надлежащего метода. Применение исключения, связанного с отражением по методу полной стоимости, описанного в разделе 6.1, означает, что исключение, предусмотренное КРМФО (IFRIC) 1, не может быть использовано. Предприятие должно оценить обязательство по выводу актива из эксплуатации на дату перехода на МСФО и отразить разницу по сравнению с балансовой стоимостью, определенной в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ, как корректировку нераспределенной прибыли. 6.4 Функциональная валюта МСФО различают функциональную валюту и валюту представления. Предприятие может представлять свою финансовую отчетность в любой валюте; функциональной валютой предприятия является валюта основной экономической среды, в которой предприятие ведет свою деятельность. Функциональная валюта должна определяться для каждого предприятия группы и является валютой основной экономической среды, в которой данное предприятие ведет свою деятельность. Функциональная валюта определяется валютой, в которой выражены выручка и расходы, а также правовыми и экономическими условиями, оказывающими наиболее значительное влияние на предприятие. 6 Первое применение МСФО Резервы на покрытие обязательств по выводу объектов из эксплуатации отражаются по текущей стоимости ожидаемых денежных потоков, дисконтированных по ставке до налогообложения. Ставка дисконтирования должна уточняться на каждую отчетную дату, если это необходимо, и отражать риски, присущие конкретному активу. Компания, впервые применяющая МСФО, должна определить функциональную валюту для каждого предприятия группы. Смена функциональной валюты при переходе на МСФО не является чем-то необычным, так как в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ могло существовать требование об использовании национальной валюты или предоставлялось право выбора функциональной валюты. В результате для определения вступительного сальдо неденежных активов может потребоваться значительный объем работы. Предприятие должно будет определить первоначальную цену покупки в функциональной валюте для всех неденежных активов. Сальдо могло быть выражено, например, в долларах США. МСФО (IFRS) 1 не предусматривает исключения для такой ситуации, хотя применение исключения, в соответствии с которым в качестве условной стоимости используется справедливая стоимость, могло бы оказаться менее сложным и затратным по времени, чем реконструкция первоначальной стоимости. Среди других трудностей, часто возникающих у предприятий нефтегазовой отрасли при переходе на МСФО, можно назвать влияние гиперинфляции, влияние переоценок основных средств, деноминированных в валюте, отличной от функциональной, и влияние на стратегию хеджирования. Урегулирование этих вопросов может потребовать много сил и времени, в связи с чем необходимо их рассмотреть на самых ранних этапах планирования процесса перехода на МСФО. МСФО (IFRS) 1 предусматривает исключение, в соответствии с которым все накопленные в составе капитала курсовые разницы по иностранным операциям могут быть обнулены на дату перехода на МСФО. Данное исключение применяют практически все предприятия при переходе на МСФО, так как альтернативным вариантом является пересмотр результатов всех иностранных операций по МСФО за всю историю предприятия. 6.5 А ктивы и обязательства дочерних, ассоциированных и совместных предприятий Материнская компания или группа могут перейти на МСФО на дату, отличную от даты перехода дочерних, ассоциированных и совместных предприятий («дочерние компании»). Применение МСФО к консолидированной финансовой отчетности группы означает, что результаты группы представляются по МСФО, даже если исходные учетные записи ведутся в соответствии с национальными ОПБУ – возможно, для целей отчетности по национальным стандартам или налоговой отчетности. МСФО (IFRS) 1 содержит руководство по переходу материнской компании на МСФО после перехода на эти стандарты одной или нескольких ее дочерних компаний, а также по переходу дочерних компаний вслед за группой. В тех случаях, когда материнская компания переходит на МСФО после своих дочерних компаний, активы и обязательства дочерних компаний отражаются по той же балансовой стоимости, что и в финансовой отчетности этих компаний по МСФО после внесения надлежащих консолидационных поправок и корректировок по методу долевого участия. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 111 У дочерней компании, переходящей на МСФО после группы, есть выбор: она может отражать свои активы и обязательства по балансовой стоимости, отраженной в консолидированной финансовой отчетности группы, как будто консолидационные корректировки отсутствуют (за исключением поправок по методу покупки) или как будто дочерняя компания переходит на МСФО самостоятельно. 6.6. Т ребования к раскрытию информации Предприятие, впервые применяющее МСФО, должно предоставить раскрытие информации, объясняющее, как повлиял на финансовую отчетность предприятия переход на МСФО с ранее применявшихся ОПБУ. Данная информация включает: • вступительный бухгалтерский баланс, подготовленный на дату перехода, с соответствующим раскрытием информации в примечаниях; • сверку показателей капитала, рассчитанных в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ, с показателями капитала, рассчитанными в соответствии с МСФО; • сверку общего совокупного дохода в соответствии с МСФО с данными за самый последний период самой последней годовой финансовой отчетности предприятия; • информацию в объеме, достаточном для объяснения основных корректировок для приведения отчетности в соответствие с МСФО; • если предприятие применяло исключение, предусматривающее использование условной стоимости, то необходимо представить сумму справедливых стоимостей и сумму корректировок балансовых стоимостей, отраженных в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ; • раскрытие информации согласно МСФО (IAS) 36, если во вступительном бухгалтерском балансе отражены убытки от обесценения. 112 PwC Корректировки, распространенные среди нефтегазовых предприятий, впервые применяющих МСФО, включают: • использование условной стоимости в качестве справедливой стоимости активов; • амортизацию нефтегазовых активов пропорционально объему добычи в соответствии с МСФО; • восстановление убытков от обесценения, отраженных в соответствии с ранее применявшимся ОПБУ; • метод компонентизации для крупных перерабатывающих заводов на основании критерия капитализации капитальных ремонтов в соответствии с МСФО; • производные договоры, которые не соответствуют критериям хеджирования по МСФО; • запасы продуктов нефтепереработки, оцениваемые по методу ФИФО или по методу средневзвешенной стоимости в отличие от метода ЛИФО; • последующие корректировки отложенного налога в соответствии с МСФО, необходимость которых вызвана некоторыми из предыдущих корректировок. 7 N Будущие изменения: выпущенные, Название главы название главы но еще не вступившие в силу стандарты 7 Будущие изменения: N Chart Title выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 113 7 Будущие изменения: выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты Совет по МСФО проводил активную работу в течение последних нескольких лет. Глобальный финансовый кризис 2008 г. ускорил сроки реализации ряда проектов, включая оценку по справедливой стоимости, консолидацию, совместную деятельность и учет финансовых инструментов. Совет по МСФО также сотрудничал с Советом по стандартам финансового учета в рамках основных проектов по сближению принципов признания выручки и учета лизинга. Эти последние проекты могут оказать влияние на все предприятия. Ни один из этих проектов не был завершен в запланированные Советом по МСФО сроки: стандарты по оценке по справедливой стоимости, консолидации и совместной деятельности были опубликованы в мае 2011 г. Некоторые разделы проектов по признанию выручки и учету лизинга были повторно предложены к обсуждению, так что окончательные варианты стандартов не ожидаются, как минимум, до конца 2012 г. Часть проекта по финансовым инструментам была опубликована как МСФО (IFRS) 9 c датой вступления в силу «хх». Ожидается, что эта дата будет перенесена, так как основные разделы проекта, в том числе обесценение и учет хеджирования, еще не завершены. Окончательные варианты этих стандартов могут значительно отличаться от опубликованных предложений. Не было принято решение в отношении последующих шагов по проекту, связанному с учетом добывающей деятельности. Он будет рассмотрен в рамках консультаций по более широкой повестке дня. В данном разделе внимание сосредоточено на тех стандартах, которые были выпущены, но еще не вступили в силу. Текущие проекты, которые еще не завершены, будут изучены в рамках отдельных публикаций по мере продвижения разработки этих стандартов. 7.1 К онсолидация и совместная деятельность Совет по МСФО в основном завершил работу над своим проектом по отчитывающемуся предприятию публикацией трех новых стандартов в мае 2011 г.: МСФО (IFRS) 10 «Консолидированная финансовая отчетность», МСФО (IFRS) 11 «Совместная деятельность» и МСФО (IFRS) 12 «Раскрытие информации об участии в других предприятиях». Указанные стандарты заменяют МСФО (IAS) 27 «Консолидированная и отдельная финансовая отчетность» (который с поправками был преобразован в МСФО (IAS) 27 «Отдельная финансовая отчетность») и МСФО (IAS) 31 «Участие в совместном предпринимательстве». Также были внесены соответствующие поправки в МСФО (IAS) 28 «Инвестиции в ассоциированные предприятия» (который сейчас называется МСФО (IAS) 28 «Инвестиции в ассоциированные и совместные предприятия»). Стандарты вступают в силу для 2013 г. с возможностью досрочного применения, в случае если все пять стандартов принимаются одновременно. 7.1.1 Консолидация 114 PwC МСФО (IFRS) 10 подтверждает, что консолидация необходима в случаях, когда имеется контроль, но он не влияет на порядок консолидации. Однако стандарт пересматривает определение контроля: когда инвестор имеет полномочия в отношении переменного дохода и подвергается связанным с ним рискам, а также имеет возможность использовать эти полномочия, он осуществляет контроль над объектом инвестиций. Механизмы совместной деятельности типичны для нефтегазовой отрасли, и определение типа осуществляемого контроля имеет важное значение. Права инвесторов на принятие решений в отношении соответствующей деятельности (сейчас опредедяются как оказывающие значительное влияние на доходы объекта инвестиций) имеют решающее значение в этом определении. Факторы, оцениваемые при определении наличия контроля согласно новому стандарту, включают: • цель и структуру объекта инвестиций; • характер прав – реальные права или права защиты; • существующие и потенциальные права голоса; • роль инвестора как принципала или агента; • отношения между инвесторами и их влияние на контроль. Только реальные права учитываются при оценке полномочий: права защиты, которые предназначены только для защиты интересов инвестора, не обеспечивают полномочий в отношении предприятия и могут использоваться только при определенных условиях, при определении контроля во внимание не принимаются. Потенциальные права голоса определяются как «права на получение прав голоса в объекте инвестиций, например, такие как права, связанные с конвертируемыми инструментами или опционами». Потенциальные права голоса, предоставляющие полномочия, должны учитываться при определении контроля. В этом заключается отличие от предыдущего стандарта, где при определении контроля учитывались только те права, которые могут быть использованы на текущий момент. Также важное значение имеет определение роли в качестве «принципала» или «агента». Стороны соглашений о добыче зачастую приглашаются для управления проектом от имени инвесторов. Принципал может передать некоторые свои полномочия по принятию решений агенту, но при этом агент не рассматривается как лицо, осуществляющее контроль, если он пользуется данными полномочиями от имени принципала. Экономическая зависимость, возникающая в рамках осуществления деятельности, например в случае нефтеперерабатывающего завода, который рассчитывает на поставки нефти определенным поставщиком, не является чем-то необычным, однако она не считается приоритетным показателем. Если поставщик не оказывает влияния на процессы управления или принятия решений, зависимость будет недостаточной для того, чтобы говорить о наличии полномочий. 7.1.2 Совместная деятельность том, что ключевые решения должны приниматься в отношении соответствующей деятельности (ранее в МСФО (IAS) 31 упоминались «стратегические решения, относящиеся к финансово-хозяйственной деятельности»). В МСФО (IFRS) 10 эта деятельность определяется как оказывающая значительное влияние на доходы объекта инвестиций. Стандарт также вводит другую новую терминологию: Согласно МСФО (IAS) 31 Согласно новому МСФО (IFRS) 11 Определение в МСФО (IFRS) 11 Совместно контролируемый актив Совместная операция Стороны имеют права на активы и несут ответственность по обязательствам в отношении осуществляемой деятельности Совместно контролируемые операции Совместная операция Стороны имеют права на активы и несут ответственность по обязательствам Совместно контролируемое предприятие Совместное предприятие Стороны имеют права на чистые активы, относящиеся к осуществляемой деятельности 7.1.2.1 Классификация Классификация совместной деятельности сейчас основывается на правах и обязательствах сторон совместной деятельности. Это значительное изменение по сравнению с МСФО (IAS) 31, где классификация основывалась на организационно-правовой форме деятельности. При принятии решения в отношении определения типа совместной деятельности согласно МСФО (IFRS) 11 могут возникать сложности. Организационно-правовая форма по-прежнему играет роль в определении типа совместной деятельности, однако она не столь важна, как это было в предыдущем стандарте. Совместная деятельность, не имеющая структуры отдельной организации, является совместной операцией. 7 Будущие изменения: выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты «Совместная деятельность» – это новый термин для описания всех соглашений о совместной деятельности, в рамках которой две или более стороны осуществляют совместный контроль. Определение совместного контроля осталось прежним, как в МСФО (IAS) 31, и используется только в случаях, когда ключевые решения требуют общего согласия. Есть некоторые разъяснения о Однако не все виды совместной деятельности, осуществляемой в рамках отдельных организаций, являются совместными предприятиями. Совместная деятельность, осуществляемая в рамках отдельной организации, все равно может квалифицироваться как совместные операции; классификация зависит от прав и обязательств участников деятельности, а также от экономической цели совместной деятельности. Блок-схема, которая приводится ниже и составлена на основе нашего предварительного понимания стандарта, иллюстрирует процесс принятия решений и элементы, которые необходимо учитывать для надлежащей классификации совместной деятельности как операций или предприятий. Как классифицировать мою совместную деятельность? Осуществляется ли деятельность через организацию? ДА Обеспечивает ли организация отделение участников? ДА НЕТ ДА Имеются ли у инвестора непосредственные права на активы и ответственность по обязательствам в ходе обычной НЕТ Совместная операция ДА Должен ли участник использовать свою долю продукции или мощностей предприятия? НЕТ Совместное предприятие Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 115 Существует много разных видов организаций, используемых для совместной деятельности в нефтегазовой отрасли, включая партнерства, организации без образования юридического лица, компании с ограниченной ответственностью и компании с неограниченной ответственностью. Участники должны будут оценить всю свою совместную деятельность и определить те виды деятельности, которые осуществляются через организации. Организационно-правовая структура организации или условия договора между участниками могут не предусматривать юридического отделения предприятия от его участников, т. е. у участников сохраняются риски, непосредственно связанные с их долей в активах и обязательствах предприятия. Например, форма генерального партнерства может не обеспечивать отделения от партнеров, так как условия договора предусматривают непосредственные права на активы и прямую ответственность партнеров по обязательствам партнерства в ходе обычной деятельности. Аналогичным образом компании с неограниченной ответственностью предусматривают непосредственные права и обязательства партнеров предприятия. Совместная деятельность, осуществляемая через организацию, которая не предполагает отделения участников, представляет собой совместные операции. Оценка прав и обязательств сторон, возникающих в результате совместной деятельности, должна выполняться в том виде, в котором они возникают в ходе «обычной деятельности» (МСФО (IFRS) 11, В14). Таким образом, юридические права и обязательства, возникающие в обстоятельствах, не являющихся «обычной деятельностью», например при ликвидации или банкротстве, имеют гораздо меньшее значение. Отдельная организация может предусматривать права партнеров предприятия на активы и ответственность по обязательствам в соответствии с их соглашением. Однако в случае ликвидации организации кредиторы, получившие обеспечение, имеют первоочередное право на активы, а партнеры предприятия имеют только права на чистые активы, оставшиеся после погашения всех обязательств перед третьими сторонами. Организация все равно может классифицироваться как совместные операции, так как в ходе обычной деятельности партнеры предприятия имеют непосредственную долю участия в активах и обязательствах. Отдельные организации, которые предусматривают непосредственные права партнеров предприятия на активы и ответственность по обязательствам организации, представляют собой совместные операции. Некоторые организации, структурированные таким образом, что вся их продукция должна приобретаться или использоваться партнерами предприятия, также могут представлять собой совместные операции. Однако договорные условия и организационно-правовая структура организации должны быть тщательно оценены. Между партнерами предприятия может существовать договорное соглашение или обязательство, которое требует от сторон приобретения или использования своей доли продукции или мощностей предприятия. 116 PwC Если предприятие может продавать продукцию третьим сторонам по рыночным ценам, этот критерий, по всей вероятности, не будет выполняться. Совместная деятельность по разведке и добыче обычно не осуществляется через отдельные организации. Такая деятельность в основном классифицируется как совместно контролируемые активы или совместно контролируемые операции согласно действующей редакции МСФО (IAS) 31 и определялась бы как совместные операции согласно МСФО (IFRS) 11. Инвесторы продолжали бы учитывать свои доли в активах и обязательствах согласно МСФО (IFRS) 11 (как они это делали в отношении совместно контролируемых активов и операций согласно МСФО (IAS) 31), и новый стандарт не оказал бы на них влияния. Совместная деятельность по транспортировке и переработке продукции обычно осуществляется через отдельные организации и учрежденные юридические лица. Оценка того, относится ли такая деятельность к совместным предприятиям или совместным операциям, будет для участников затруднительной. Вышеизложенные выводы сделаны в результате нашего первоначального ознакомления с новым стандартом. Однако практика может формироваться и изменяться по мере применения стандарта и разъяснения точки зрения регулирующих органов по бухгалтерскому учету. 7.1.2.2 Бухгалтерский учет Классификация совместной деятельности имеет важное значение, так как МСФО (IFRS) 11 требует учета по методу долевого участия всей совместной деятельности, которая классифицируется как совместные предприятия. Следовательно, у инвесторов, у которых ранее был выбор между методом долевого участия и пропорциональной консолидацией, больше такой возможности не будет. Инвесторы, имеющие вложения в совместные операции, должны учитывать свою долю активов и обязательств. Опять-таки это означало бы изменение бухгалтерского учета, если бы они выбрали учет по методу долевого участия для совместно контролируемого предприятия, тогда как согласно МСФО (IFRS) 11 оно классифицировалось бы как совместные операции. Также следует отметить, что отражение доли активов и обязательств не аналогично пропорциональной консолидации. «Доля активов и обязательств» означает, что инвестор должен рассматривать свою долю участия в каждом активе или ответственность по каждому из обязательств согласно условиям соглашения о совместной деятельности, и вовсе не обязательно, что у него будет один и тот же стандартный процент участия во всех активах и обязательствах. Это также следует учитывать при переходе на применение нового стандарта. 7.1.2.3 Переход на новый стандарт Предприятия должны провести переоценку условий имеющихся у них договорных соглашений, чтобы обеспечить надлежащий учет своего участия в совместной деятельности согласно новому стандарту. При переходе на новый стандарт может потребоваться учет совместной деятельности, которая ранее учитывалась как совместные операции, как совместного предприятия, и наоборот. В целях перехода от метода долевого участия к пропорциональной консолидации предприятия должны прекратить признание своих инвестиций в совместно контролируемое предприятие и признать свои права и ответственность в отношении активов и обязательств совместных операций. Их доля в этих активах и обязательствах может отличаться от их доли участия в совместно контролируемом предприятии. Переход от метода учета по долевому участию к отражению доли активов и обязательств не всегда является простым процессом. Например, стороны могли внести в качестве вклада в совместную деятельность специальные активы. При оценке доли участия исходя из доли в активах и обязательствах стороны будут учитывать свои доли в совместной деятельности на основе доли активов, которые были ими внесены. Доля участия, рассчитанная на основе вложенных активов, необязательно будет аналогична доле участия, которую сторона может иметь в капитале этого предприятия. При наличии разницы между стоимостью, отраженной по методу долевого участия, и чистой стоимостью валовых активов и обязательств она списывается против вступительного остатка нераспределенной прибыли. Аналогичным образом переход от метода пропорциональной консолидации к методу долевого участия может вызывать сложности. Например, обязательства по совместной деятельности, которая определена как совместное предприятие, могут превышать активы. Их зачет может привести к тому, что инвестиция участника будет иметь отрицательную величину. Затем участники должны будут оценить, нужно ли им будет отражать обязательство в отношении этот отрицательного остатка. Это будет зависеть от того, обязан ли участник финансировать обязательства по совместной деятельности. Если такое обязательство отсутствует, то остаток списывается против вступительного остатка нераспределенной прибыли. Если обязательство существует, необходимо дополнительно рассмотреть вопрос о том, правильно ли была проведена классификация деятельности в качестве совместного предприятия. 7.1.2.4 Соглашения о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях субаренды и о централизованной эксплуатации месторождения Ожидалось, что новый стандарт также даст ответ на некоторые вопросы бухгалтерского учета, которые возникают в отношении соглашений о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях субаренды и о централизованной эксплуатации месторождения, так как они были включены в качестве примеров в Проект для обсуждения ED9. В окончательном варианте стандарта эти примеры отсутствуют, и предполагается, что по-прежнему должны применяться методы учета, изложенные в разделе 4.2. 7.1.2.5 Влияние на предприятия нефтегазового сектора Наиболее значительное влияние будет оказано на те предприятия сектора, которые: 7 • участвуют в значительном количестве соглашений о совместной деятельности; • заключают новые оглашения о совместной деятельности; Будущие изменения: выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты При переходе от метода пропорциональной консолидации к методу долевого участия предприятия должны признавать свои первоначальные инвестиции в совместное предприятие в размере общей балансовой стоимости статей, которые ранее учитывались по методу пропорциональной консолидации. • в настоящее время применяют метод пропорциональной консолидации для учета совместно контролируемых предприятий; • в настоящее время применяют метод долевого участия в отношении совместно контролируемых предприятий, которые классифицируются как совместные операции согласно МСФО (IFRS) 11; • имеют старые соглашения о совместной деятельности с ограниченным объемом документации, содержащей условия осуществления деятельности. 7.2 О ценка по справедливой стоимости Совет по МСФО опубликовал МСФО (IFRS) 13 «Оценка справедливой стоимости» в мае 2011 г. Он объединяет рекомендации по оценке справедливой стоимости, содержащиеся в различных МСФО, в один стандарт и применяется, когда другой МСФО требует или разрешает оценку по справедливой стоимости, включая справедливую стоимость за вычетом затрат на продажу. Выплаты, основанные на акциях, операции лизинга и оценки, аналогичные по характеру оценкам по справедливой стоимости, но не являющиеся таковыми (например, по чистой цене продажи согласно МСФО (IAS) 2 «Запасы» или по ценности использования согласно МСФО (IAS) 36 «Обесценение активов»), не регламентируются данным стандартом. При применении нового стандарта могут возникнуть некоторые другие изменения, но они не должны быть многочисленными, так как требования в основном соответствуют существующей практике оценки. В большинстве случаев МСФО (IFRS) 13 будет применяться к определенным финансовым активам и производным инструментам, используемым в нефтегазовой отрасли, так как немногие предприятия сектора используют справедливую стоимость для оценки нефинансовых активов в случаях, отличных от объединения бизнеса. Наиболее значительное влияние будет оказано на предприятия, которые участвуют в торговле нефинансовыми контрактами, оцениваемыми по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на прибыли или убытки. Другие основные изменения включают: • введение уровней иерархии справедливой стоимости для нефинансовых активов аналогично требованиям действующего МСФО (IFRS) 7; • требование определения справедливой стоимости финансовых обязательств (включая производные инструменты) на основании допущения о том, что обязательство будет передано другой стороне, а не погашено или оплачено; Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 117 • устранение требования об использовании цен предложения для финансовых активов, котирующихся на активных рынках, и цен продажи для финансовых обязательств, котирующихся на активных рынках. Вместо этого следует использовать наиболее репрезентативную цену в рамках спреда цен предложения и продажи. Определение этой цены может быть связано с трудностями; компаний, не предназначенные для торговли, влияние вообще не будет оказано, так как они по-прежнему будут оцениваться по справедливой стоимости с отнесением изменений на отчет о прибылях и убытках. • дополнительные требования к раскрытию информации. МСФО (IFRS) 9 заменяет многочисленные модели классификации и оценки, содержавшиеся в МСФО (IAS) 39 «Финансовые инструменты: признание и оценка», единой моделью, которая предполагает только две категории классификации: по амортизированной стоимости и по справедливой стоимости. Финансовый инструмент оценивается по амортизированной стоимости при соблюдении двух условий: Новый стандарт может быть принят в незамедлительном порядке и обязателен для применения с 2013 г. Он может применяться отдельно от МСФО (IFRS) 9. 7.3 Финансовые инструменты 7.3.1 Новый стандарт МСФО (IFRS) 9 МСФО (IFRS) 9 «Финансовые инструменты» был выпущен Советом по МСФО и регламентирует классификацию и оценку финансовых активов и обязательств. Он заменяет действующее руководство в МСФО (IAS) 39. Он применяется с 1 января 2015 г. (согласно предварительной договоренности в соответствии с последними решениями Совета, что должно быть подтверждено к концу 2011 г.) с разрешением досрочного принятия. МСФО (IFRS) 9 должен применяться ретроспективно, однако в случае принятия стандарта до января 2012 г. сравнительные данные пересчитывать не нужно. Основной особенностью МСФО (IFRS) 9 является акцент на бизнес-модели предприятия при классификации финансовых активов. Соответственно, бизнес-модель и характеристики договорных денежных потоков по финансовому активу определяют, будет ли финансовый актив впоследствии оцениваться по амортизированной или по справедливой стоимости. Это основное отличие от существующей практики. 7.3.2 К акое влияние он оказывает на нефтегазовый сектор? Ожидается, что влияние МСФО (IFRS) 9 на финансовую отчетность предприятий нефтегазовой отрасли будет значительно различаться в зависимости от инвестиционных целей предприятий. Новый стандарт окажет влияние на предприятия нефтегазовой отрасли, если у них имеются многочисленные или сложные финансовые активы. Степень влияния будет зависеть от типа и значимости финансовых активов, имеющихся у предприятия, и бизнес-модели предприятия по управлению финансовыми активами. Например, для предприятий, которые имеют облигационные инструменты со сложной структурой (например, процентные платежи, зависящие от результатов деятельности компании или обменных курсов), влияние будет значительным. Напротив, на нефтегазовые предприятия, у которых имеются только акции официально зарегистрированных на бирже 118 PwC 7.3.3 В чем заключаются основные изменения для финансовых активов? a) цель бизнес-модели заключается в удержании финансового инструмента для получения предусмотренных договором потоков денежных средств; и b) предусмотренные договором потоки денежных средств по инструменту представляют собой исключительно выплаты основной суммы и процентов. Если эти критерии не соблюдаются, актив классифицируется как оцениваемый по справедливой стоимости. Это будет хорошим известием для большинства нефтегазовых предприятий, имеющих долговые инструменты с характеристиками простого кредита (например, облигации, которые предусматривают только фиксированные процентные выплаты и погашение основной суммы), не предназначенные для торговли. Новый стандарт отменяет требование об отделении встроенных производных инструментов от остальной части финансового актива. Он требует классифицировать гибридный (смешанный) договор как единое целое с признанием либо по амортизированной стоимости, либо по справедливой стоимости. На практике мы ожидаем, что многие из этих гибридных договоров будут оцениваться по справедливой стоимости. Конвертируемые облигации, принадлежащие нефтегазовым предприятиям, во многих случаях представляют собой гибридные договоры и могут требовать оценки по справедливой стоимости. МСФО (IFRS) 9 запрещает реклассификацию из инструментов, отражаемых по амортизированной стоимости, в инструменты, отражаемые по справедливой стоимости (или наоборот), за исключением редких случаев, когда изменяется бизнес-модель предприятия. Когда это имеет место, предприятия должны реклассифицировать соответствующие финансовые активы на перспективной основе. Существуют специфические рекомендации в отношении инструментов, связанных договором, которые создают концентрацию кредитного риска, что часто имеет место в случае инвестиционных траншей при секьюритизации. В соответствии с критериями классификации согласно МСФО (IFRS) 9, в дополнение В соответствии с МСФО (IFRS) 9 все долевые инвестиции должны оцениваться по справедливой стоимости. Однако руководство вправе принять решение об отражении реализованных и нереализованных прибылей и убытков от изменения справедливой стоимости долевых инструментов, кроме предназначенных для торговли, в составе прочего совокупного дохода. Для предприятия нефтегазового сектора это может включать долю участия в зарегистрированной на бирже геологоразведочной компании «младшей лиги». Такая классификация может осуществляться при первоначальном признании каждого инструмента индивидуально и не подлежит отмене. Возможность последующего переноса прибыли и убытка от изменения справедливой стоимости при выбытии в отчет о прибылях и убытках отсутствует, однако дивиденды по таким инвестициям по-прежнему будут признаваться в отчете о прибылях и убытках. Это хорошо для многих нефтегазовых предприятий, так как у них в собственности могут быть обыкновенные акции публичных компаний. Если эти инвестиции не предназначены для торговли, колебания цен на акции будут отражаться в составе прочего совокупного дохода. По новому стандарту последние события, например глобальный финансовый кризис, не приведут к изменению результатов в отчете о прибылях и убытках из-за колебания цен на акции. 7.3.4 Как может измениться существующая практика для предприятий нефтегазового сектора? Тип инструмента / категория инструмента Учет согласно МСФО (IAS) 39 Учет согласно МСФО (IFRS) 9 Аналитическая информация Инвестиции в долевые инструменты, не предназначенные для торговли (например, долевые ценные бумаги зарегистрированного на бирже предприятия) Обычно классифицируются как «имеющиеся в наличии для продажи» с отражением прибылей и убытков в составе прочего совокупного дохода (однако они могут оцениваться по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка, в зависимости от характера инструмента). Оцениваются по справедливой стоимости с признанием прибылей/убытков в отчете о прибылях и убытках или через прочий совокупный доход, если это возможно. Долевые ценные бумаги, которые не удерживаются для торговли, могут классифицироваться и оцениваться по справедливой стоимости с признанием прибылей / убытков в составе прочего совокупного дохода. Это означает, что убытки в случае значительного или продолжительного обесценения этих долевых инвестиций не будут относиться на отчет о прибылях и убытках, что снизит уровень изменений в отчете о прибылях и убытках в результате колебания цен на акции. Признаются по справедливой стоимости с отражением прибылей/ убытков в составе прочего совокупного дохода. Оцениваются по амортизированной стоимости при соответствии определенным критериям. Если критериям не соответствуют, оцениваются по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка. Определение того, соответствует ли долговой инструмент критериям для отражения по амортизированной стоимости, на практике может оказаться сложным. Для этого необходимо определить, что представляют собой облигационные платежи. Если они включают не только основную сумму долга и проценты по непогашенной основной сумме (например, платежи, привязанные к товарной цене), их необходимо будет классифицировать и оценивать по справедливой стоимости с отражением ее изменений в отчете о прибылях и убытках. Примечание. Это не относится к ассоциированным или дочерним предприятиям, за исключением тех случаев, когда компании сделали этот выбор специально. Долговые инструменты, имеющиеся в наличии для продажи (например, корпоративные облигации) 7 Будущие изменения: выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты к оценке самого инструмента руководству необходимо также «просмотреть» базовый пул инструментов, которые генерируют денежные потоки, для оценки их характеристик. Для оценки по амортизированной стоимости инвестиция должна иметь кредитный риск, соответствующий средневзвешенному кредитному риску по базовому пулу других инструментов, или ниже, и эти инструменты должны удовлетворять определенным критериям. Если такой «просмотр» представляется практически невозможным, то транш следует классифицировать как оцениваемый по справедливой стоимости с отражением изменений в составе прибыли или убытка. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 119 Тип инструмента / категория инструмента Учет согласно МСФО (IAS) 39 Учет согласно МСФО (IFRS) 9 Аналитическая информация Конвертируемые инструменты (например, конвертируемые облигации) Встроенный конверсионный опцион отделяется и признается отдельно по справедливой стоимости. Базовый долговой инструмент обычно оценивается по амортизированной стоимости. Весь инструмент целиком оценивается по справедливой стоимости с признанием прибыли/убытка в отчете о прибылях и убытках. Многие предприятия находят сложным отделение конверсионных опционов и их отдельное признание по справедливой стоимости. Оцениваются по амортизированной стоимости. Оцениваются по амортизированной стоимости при соответствии определенным критериям. Если критерии не соответствуют, оцениваются по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка. По-прежнему остается сложным определение того, отвечают ли платежи по государственным облигациям критериям признания по амортизированной стоимости. Например, если в государственную облигацию включен компонент в отношении инфляции, то, если платежи представляют собой только компенсацию за временную стоимость денег, облигация все равно может соответствовать критериям оценки по амортизированной стоимости. Напротив, государственная облигация, которая привязана к валютным курсам, не будет отвечать критериям признания по амортизированной стоимости, а потребует оценки по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка. Инвестиции, удерживаемые до погашения (например, государственные облигации) 120 PwC Однако руководство должно знать, что сейчас весь инструмент будет оцениваться по справедливой стоимости. Это может привести к более резким изменениям в отчете о прибылях и убытках, так как признание прибыли/убытка от изменения справедливой стоимости потребуется не только для конверсионных опционов, но и для всего инструмента в целом. 7.3.5 В чем заключаются основные изменения для финансовых обязательств? МСФО (IFRS) 9 изменяет порядок учета финансовых обязательств, которые предприятие решило учитывать по справедливой стоимости с отражением ее изменений в составе прибыли или убытка, используя возможность оценки по справедливой стоимости. Для таких обязательств изменения справедливой стоимости, связанные с изменением уровня собственного кредитного риска, отражаются отдельно в составе прочего совокупного дохода. На практике самой распространенной причиной использования возможности оценки по справедливой стоимости является наличие у предприятия встроенных производных инструментов, которые оно не хочет выделять из основного обязательства. Кроме того, предприятие может принять решение об использовании возможности оценки по справедливой стоимости, если возникает несоответствие в учете между обязательствами и активами, которые должны учитываться по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка. Все изменения справедливой стоимости финансовых обязательств, которые должны оцениваться по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка (в отличие от тех, в отношении которых решение об оценке по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка, было принято предприятием), по-прежнему должны отражаться на счете прибылей и убытков без переноса в состав прочего совокупного 7 Будущие изменения: выпущенные, но еще не вступившие в силу стандарты Основную озабоченность при пересмотре МСФО (IAS) 39 для финансовых обязательств вызывало возможное раскрытие в отчете о прибылях и убытках влияния «собственного кредитного риска» для обязательств, признанных по справедливой стоимости, т. е. колебаний стоимости в связи с изменением кредитного риска обязательства. Это может привести к признанию в составе дохода прибыли при снижении кредитного риска обязательства и убытка при повышении кредитного риска обязательства. Многие пользователи сочли такие результаты противоестественными, особенно в случаях, когда отсутствовали ожидания в отношении реализации изменения в кредитном риске обязательства. По причине этой озабоченности Совет по МСФО сохранил существующие рекомендации МСФО (IAS) 39 в отношении классификации и оценки финансовых обязательств, кроме тех случаев, когда был выбран вариант отражения по справедливой стоимости. дохода. Это касается всех производных финансовых инструментов (включая валютные форвардные контракты и процентные свопы) или собственных обязательств предприятия, классифицируемых им как «предназначенные для торговли». Оценка по справедливой стоимости производных финансовых инструментов может привести к тому, что инструмент будет переведен из активов в обязательства, т. е. он будет отражать другую корректировку кредитного риска в зависимости от изменения рыночных цен, которые могут быть волатильными. Суммы, отраженные в прочем совокупном доходе в отношении собственного кредитного риска, не переносятся в отчет о прибылях и убытках даже в случае прекращения признания обязательства и реализации соответствующих сумм. Однако данный стандарт разрешает переносы внутри капитала. 7.3.6 Что еще предприятия нефтегазового сектора должны знать о новом стандарте? Предприятия, которые в настоящее время классифицируют свои инвестиции как кредиты и дебиторскую задолженность, должны тщательно оценить свою бизнесмодель с точки зрения того, основана ли она на управлении инвестиционным портфелем для получения договорных потоков денежных средств от финансовых активов. В целях достижения данной цели предприятие не должно удерживать все свои инвестиции до погашения, но должно использовать свои инвестиции для получения по ним договорных потоков денежных средств. Мы полагаем, что большинство нефтегазовых предприятий управляют своими кредитами и дебиторской задолженностью (обычно торговой дебиторской задолженностью) для получения своих договорных денежных потоков. В результате для многих предприятий эти новые правила не окажут значительного влияния на их финансовые активы. Предприятия нефтегазового сектора, которые управляют своими инвестициями и осуществляют мониторинг результатов на основании справедливой стоимости, должны будут провести оценку своих финансовых активов по справедливой стоимости с признанием прибыли и убытка в отчете о прибылях и убытках. В основном это обусловлено тем, что их бизнес-модель не считается основанной на управлении инвестиционным портфелем для получения договорных потоков денежных средств, что требует использования другого метода учета. Мы ожидаем, что меньшая часть предприятий сектора будут управлять своими инвестициями таким образом. Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли 121 Некоторые предприятия использовали исключение, предусмотренное в действующем МСФО (IAS) 39, в отношении признания по фактической стоимости некотируемых долевых инвестиций. Согласно новому стандарту данные предприятия могут продолжать использование фактической стоимости только в случаях, когда она представляет собой надлежащую оценку справедливой стоимости. Предприятия нефтегазовой отрасли должны знать, что сценарии, при которых фактическая стоимость будет представлять собой надлежащую оценку справедливой стоимости, ограничены случаями, когда отсутствует достаточная новейшая информация для определения справедливой стоимости. Следовательно, предприятия должны будут внедрить механизмы периодического определения справедливой стоимости. Значительному влиянию подвергнутся предприятия, имеющие инвестиции в не зарегистрированных на бирже компаниях, на которые инвестор не оказывает значительного влияния. Это может оказать значительное влияние на компании, так как МСФО (IFRS) 9 требует, чтобы используемый процесс или система обеспечивали определение справедливой стоимости или диапазона возможных оценок по справедливой стоимости. Предприятия, которые сейчас классифицируют свои финансовые активы как имеющиеся в наличии для продажи и планируют использовать «вариант прочего совокупного дохода» для того, чтобы отложить признание прибыли от изменения справедливой стоимости, должны знать о том, что это возможно только для долевых инструментов, рассматриваемых на индивидуальной основе. Эти предприятия не смогут использовать прочий совокупный доход для долговых инструментов. Как только будет выбран этот вариант, предприятие больше не сможет отнести прибыль или убыток от выбытия на отчет о прибылях и убытках. Для некоторых предприятий сектора это в определенной мере ограничит имеющуюся у них сейчас свободу учета долговых инструментов. 122 PwC Предприятия нефтегазового сектора могут рассмотреть возможность досрочного принятия стандарта, особенно в случаях, когда они ранее отражали убытки от обесценения долевых инвестиций, не предназначенных для торговли, или если предприятия захотят реклассифицировать свои финансовые активы. После принятия стандарта предприятия должны будут применять новые правила ретроспективно. Это позволит некоторым предприятиям восстановить часть убытков от обесценения, признанных в отношении зарегистрированных на бирже долевых ценных бумаг в результате глобального финансового кризиса. Однако существует важное требование о том, что инвестиция должна оставаться в собственности предприятия. Мы ожидаем, что некоторые предприятия нефтегазового сектора рассмотрят возможность досрочного принятия стандарта, чтобы воспользоваться этим преимуществом. Руководство должно иметь в виду, что работа над проектом по учету финансовых инструментов продолжается. Выпуск МСФО (IFRS)9 – это только первый этап проекта по замене МСФО (IAS) 39. В целях усовершенствования и упрощения учета хеджирования были выпущены другие проекты для обсуждения в отношении зачета активов и обязательств и учета хеджирования. www.pwc.ru/ru/oil-and-gas PwC в России (www.pwc.ru) предоставляет услуги в области аудита и бизнес-консультирования, а также налоговые и юридические услуги компаниям разных отраслей. В офисах PwC в Москве, Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, Казани, Новосибирске, Ростове-на-Дону, Краснодаре, Воронеже, Владикавказе и Уфе работают более 2 500 специалистов. Мы используем свои знания, богатый опыт и творческий подход для разработки практических советов и решений, открывающих новые перспективы для бизнеса. Глобальная сеть фирм PwC объединяет более 208 000 сотрудников в 157 странах. * Под "PwC" понимается Акционерное Общество "ПрайсвотерхаусКуперс Аудит" или, в зависимости от контекста, другие фирмы, входящие в глобальную сеть PricewaterhouseCoopers International Limited (PwCIL). Каждая фирма сети является самостоятельным юридическим лицом. Copyright notice: © 2015 АО «ПвК Аудит». Все права защищены.
