5. Амортизация скважин – включает только амортизационные от-числения на полное восстановление скважин.
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа – включает в себя расходы по сбору, перекачке и хранению нефти, технологические потери, т.е. затраты цеха в части перекачке нефти (относятся к нефти); а также затраты по сбору и транспортировке газа, т.е. затраты газового цеха (относятся на газ).
7.Расходы по технологической подготовке нефти – расходы по содержанию и эксплуатации установок по подготовке нефти цеха, сбору, подготовке пластовой воды в поглощающие скважины и ее подаче к нагнетательным скважинам, а также стоимость технологических потерь нефти при ее подготовке в пределах установленных норм.
8.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования – здесь пла-нируются расходы по содержанию и текущему ремонту подземного и наземного оборудования скважин. Расходы по текущему ремонту подземного оборудования включают затраты по смене и ремонту штанговых насосов, ликвидации обрыва штанг и насосно-компрессорных труб, изменению погружения насосов и подъемных труб, устранению песчаных и парафиновых пробок и другим работам. К расходам по текущему ремонту наземного оборудования относят расходы по ремонту станков-качалок, групповых приводов, вышек, арматуры, электродвигателей и автотрансформаторов, оборудования автоматики и телемеханизации.
9.Цеховые расходы – включают в себя затраты цехов добычи, рас-пределяются между нефтью и газом пропорционально добыче этих продуктов.
10.Общепроизводственные расходы – затраты по содержанию нефт-едобывающего управления содержание всех видов охраны, средств автоматизации, вахтовые перевозки и услуги транспорта и другие услуги, распределяется между нефтью и газом пропорционально добыче этих продуктов.
11.Прочие производственные расходы – в эту статью включаются отчисления на геологоразведочные, научно-исследовательские и опытные работы, расходы по оплате нефти полученной от буровых и геологоразведочных организаций.
12.Производственная себестоимость.
13Внепроизводственные расходы – расходы по транспорту нефти:
а) амортизационные отчисления нефтепроводов, нефтеналивных устройств, подъездных путей и т.д.
б) расходы по содержанию основных фондов, включающих в себя основную заработную плату рабочих с отчислениями на социальное страхование, затраты на материалы, электроэнергию, текущий ремонт, топливо и др.
14. Полная себестоимость товарной продукции.
Учет расходов на производство осуществляется с использованием отдельных элементов нормативного метода учета затрат на производство, имея в виду: организацию оперативного контроля за уровнем затрат материалов, реагентов, топлива и электроэнергии путем сопоставления фактических расходов с действующими нормами; ведение лимитирования отпуска в производство реагентов, материалов, топлива, запасных частей и других ценностей в соответствии с утвержденными нормами и производственной программой; проведение анализа и своевременное выявление причин отклонений фактических расходов против утвержденных смет затрат на производство и плановых калькуляций себестоимости единицы продукции.
Учет затрат на производство и калькулирование себестоимости продукции осуществляется централизованно бухгалтерией нефтегазодобы-вающего управления.
Таблица 2.9
Калькуляция себестоимости добычи нефти и газа
| Показатель | В том числе | ||
| нефть | газ | ||
| 1. Расходы на энергию по извлечению нефти | 248881 | 248881 | 0 |
| 2.Расходы по искусствен-ному воздействию на пласт | 795708 | 795708 | 0 |
| 3.Заработная плата произ-водственных рабочих | 51594 | 49471 | 2121 |
| 4.Отчисления на социаль-ное страхование | 20741 | 19878 | 863 |
| 5.Амортизация скважин | 125732 | 121533 | 4199 |
| 6.Расходы по сбору и транспортировке нефти | 407196 | 360369 | 46827 |
| 7.Расходы по технологи-ческой подготовке нефти | 191983 | 191983 | 0 |
| 8.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудова-ния | 1231484 | 1202355 | 29129 |
| 9.Цеховые расходы | 205274 | 198307 | 6967 |
| 10.Общепроизводственные расходы | 989348 | 952570 | 36778 |
| 11.Отчисления на воспро-изводство ВМСБ | 309279 | 307131 | 2148 |
| 12.Отчисления на недра | 464134 | 462135 | 1999 |
| 13.Производственная се-бестоимость товарной про-дукции | 5041354 | 4910321 | 131033 |
| 14.Внутренний оборот | 65221 | 35921 | 29300 |
| 15.Производственная се-бестоимость товарной про-дукции | 4976133 | 4874400 | 101733 |
| 16.Внепроизводственные расходы | 4220 | 4220 | 0 |
| 17.Полная себестоимость товарной продукции | 4980353 | 4878620 | 101733 |
В ТПП «Урайнефтегаз» расчет затрат на производство и калькуляцию статей расходов осуществляется исходя из формул:
1. Расходы на энергию по извлечению нефти. Сумму затрат на энергию по извлечению нефти считают по формуле:
Зэ = Нэ*Q*Сэ, (2.1)
где Нэ – удельная норма расхода энергии;
Q – добыча жидкости по плану, т;
Сэ – плановая себестоимость единицы энергии.
Расценка за 1 кВт*ч электроэнергии складывается из расходов по оплате за потребление киловатт-часы активной энергии, за установленную мощность и за содержание и обслуживание электросети и подстанций. В большинстве случаев энергия является покупной.
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт – они состоят из расходов на энергию, плату за воду, амортизацию нагнетательных скважин, заработную плату рабочих по обслуживанию скважин, электроэнергию и т.д.
3. Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих – эту статью рассчитывают в полном соответствии с планом по труду в части фонда заработной платы:
Зосн = ΣТi*ΣЧi*Вэф*k + (ΣТi*ΣЧi*Вэф*k*П/100), (2.2)
где Тi – дневная тарифная ставка рабочих соответствующего разряда;
Чi – численность рабочих соответствующего разряда;
Вэф – эффективный фонд времени, сут;
k – территориальный коэффициент;
П – премия за 100%-ное выполнение плана, % к основной заработной плате.
Поскольку для создания основных фондов требуются большие капитальные вложения, то каждое предприятие заинтересовано в увеличении срока их использования в производственном процессе. Срок службы основных фондов зависит от: материала, из которого они изготовлены; условий, в которых они используются; режимов работы; технической грамотности работников, их использующих; сменности работы; качества и своевременности проводимых ремонтов и т. д.
В нефтегазодобывающей промышленности, помимо того, они зависят от природных факторов, обусловливающих сроки жизни нефтяных и газовых скважины. Нефтяные и газовые скважины чаще всего выходят из эксплуатации не вследствие физического износа, а в результате истощения нефтяной или газовой залежи в зоне расположения скважины. Скважины одинаковой конструкции и качества оборудования, но расположенные в различных частях залежи, будут иметь неодинаковый срок жизни. Срок службы буровых установок существенно снижается вследствие частой переброски их сводной точки на другую.
Определение срока жизни оборудования необходимо для установления норм амортизации.
Норма амортизации представляет собой установленный государством годовой процент погашения стоимости основных фондов и определяет сумму ежегодных амортизационных отчислений. Иначе говоря, норма амортизации - это отношение суммы годовых амортизационных отчислений к стоимости ОПФ, выраженное в процентах. Нормы амортизации устанавливаются и периодически пересматриваются государством, они едины для всех предприятий и организаций независимо от их форм собственности и форм хозяйствования.
Амортизационный период нефтяной скважины составляет 15 лет, следовательно, норма амортизации устанавливается в размере 6,7%.
Для газовых скважин норма амортизации установлена исходя из 12-летнего амортизационного периода, т. е 8,3%.
Норма амортизационных отчислений на буровые вышки, подъемники для вышек, емкости, приемные мосты, металлические основания установлена в размере 11,2%, па турбобуры 32,7%.
Длительное время используемые в производственном процессе и постепенно изнашиваемые основные фонды полностью переносят свою первоначальную стоимость па изготовленную продукцию, а кроме того, возмещают затраты, с которыми связано поддержание их в работоспособном состоянии в ходе эксплуатации (затраты на капитальный ремонт и модернизацию оборудования).
Плановое перенесение стоимости основных фондов на продукцию называется амортизацией, а средства, включаемые в себестоимость продукции, - амортизационными отчислениями. Амортизационные отчисления в совокупности образуют амортизационный фонд.
Амортизация выполняет следующие основные задачи:
1) позволяет определить совокупные общественные издержки производства. В этой роли амортизация необходима для исчисления объема и динамики национального дохода в стране;
2) характеризует в обобщенной форме степень износа основных фондов, что необходимо для планирования процесса их воспроизводства;
3) создает денежный фонд для замены износившихся средств труда и их капитального ремонта.
В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности используется в основном равномерный метод и укоренный метод начисления амортизации.
Амортизационные отчисления при равномерной амортизация определяются путем отнесения суммы годовых норм амортизационных отчислении к стоимости основных фондов и выражаются в процентах, что видно из следующей формулы:
где Н-годовая норма амортизации;
А-размер амортизационных отчислений за год;
Ф-стоимость (первоначальная или восстановительная) основных фондов.
Поскольку размер амортизационных отчислений за год зависит от первоначальной стоимости основных фондов в момент их приобретения, срока предполагаемой службы, затрат на капитальные ремонты за весь амортизационный период, а также от остаточной (ликвидационной) стоимости данных основных фондов, постольку годовая норма амортизации может быть определена по формуле:
где Рм - затраты на капитальные ремонты (включая модернизацию) в течение срока службы основных фондов;
Л - ликвидационная стоимость основных фондов, вышедших из употребления;
А - амортизационный период (срок службы) основных фондов.
Малым предприятиям, кроме того, разрешено дополнительно списывать на издержки производства в первый год эксплуатации до 50% стоимости основных фондов, срок службы которых превышает 3 года.
Ускоренная амортизация позволяет:
ускорить процесс обновления активной части основных производственных фондов на предприятии, а это уже немало;
накопить достаточные средства (амортизационные отчисления) для технического перевооружения и реконструкции производства;
уменьшить налог на прибыль;
избежать морального и физического износа активной части основных производственных фондов, т.е. поддерживать их на высоком техническом уровне, что, в свою очередь, создает хорошую основу для увеличения объема производства, выпуска более качественной продукции и снижения ее себестоимости.
Годовая сумма начисления амортизационных отчислений определяется:
при линейном способе - исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования этого объекта;
при способе уменьшаемого остатка - исходя из остаточной стоимости объекта основных средств на начало отчетного года и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования этого объекта;
при способе списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования - исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и годового соотношения, где в числителе -число лет, остающихся до конца срока службы объекта, а в знаменателе - сумма чисел лет срока службы объекта;
при способе списания стоимости пропорционально объему продукции (работ) - исходя из натурального показателя объема продукции (работ) в отчетном периоде и соотношения первоначальной стоимости объекта основных средств и предполагаемого объема продукции (работ) за весь срок полезного использования объекта основных средств.
Планирование амортизационных отчислений на предприятии имеет важное значение, так как это позволяет определить их величину на планируемый период; оно необходимо для планирования себестоимости продукции и финансовых результатов работы предприятия.
Исходными данными для определения амортизационных отчислений на планируемый период являются: показатели стоимости основных фондов на его начало; годовые и перспективные планы по вводу в действие основных фондов и фондов, поступающих от других предприятий и организаций по уже состоявшимся решениям; данные о проектируемом выбытии основных фондов; утвержденные нормы амортизационных отчислений.
Сумма начисленной амортизации относится на себестоимость выпускаемой продукции, выполненных работ или оказанных услуг ежемесячно; в сезонных производствах годовая сумма амортизационных отчислений включается в издержки производства за период работы предприятия в году.
Начисление амортизации по основным фондам, вновь введенным в эксплуатацию, начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем их введения в эксплуатацию, а по выбывшим основным фондам прекращается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем выбытия.
Тщательное планирование амортизационных отчислений на начало планового года позволяет в дальнейшем упростить их расчет в течение планового периода. В этом случае амортизационные отчисления (А) за каждый месяц определяются по упрощенной схеме: к амортизационным отчислениям за предыдущий месяц (А 0 ) добавляются амортизационные отчисления на вновь вводимые основные фонды (А вв ,) и вычитаются амортизационные отчисления на выбывшие основные фонды (A выб):
А = А 0 + А вв - А выб
Источники формирования и пополнения ОФ зависят от формы существования предприятия. Для государственных предприятий это будет несколько отличаться по сравнению с частными. Но есть и общие черты:
o амортизационные отчисления, которые накапливаются в течении работы предприятия
o фонд накопления от прибыли предприятия (прибыль расходуется на фонд потребления и фонд накопления)
o для государственных предприятий капитальные вложения в предприятие
o заёмные средства
o выпуск дополнительных акций тем самым привлекается дополнительные капитали акционеров
К какому сроку следует относить с 01.01.2009 (после изменений, внесенных постановлением Правительства РФ от 12.09.2008 № 676) скважину нефтяную эксплуатационную для целей исчисления налога на прибыль?
свыше 7 лет до 10 лет включительно. Согласно Общероссийскому Классификатору основных фондов «Скважина нефтяная эксплуатационная» код ОКОФ 12 4521161 относится к подклассу «Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности» код ОКОФ 12 4521021. Согласно изменениям, внесенным Постановлением Правительства Российской Федерации от 12 сентября 2008 года № 676 , пятая амортизационная группа дополнена позицией 12 4521021 – «Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности». Таким образом, согласно Классификации скважина нефтяная эксплуатационная (код 12 4521161) относится к пятой амортизационной группе со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно.
Обоснование данной позиции приведено ниж е в материалах Системы Главбух
1. Рекомендация: Как определить срок, в течение которого имущество будет амортизироваться в налоговом учете
В налоговом учете имущество амортизируйте в течение его срока полезного использования .
Основные правила
Срок полезного использования основного средства определите самостоятельно по таким правилам:*
- в первую очередь руководствуйтесь Классификацией , утвержденной постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1 . В этом документе основные средства в зависимости от срока их полезного использования объединены в 10 амортизационных групп и расположены в порядке возрастания срока полезного использования (п. 3 ст. 258 НК РФ). Чтобы определить срок полезного использования, найдите наименование основного средства в Классификации и посмотрите, к какой группе оно относится;
- если основное средство не указано в Классификации , то установите срок его полезного использования на основании рекомендаций изготовителя и (или) технических условий.
Такие правила установлены пунктами и статьи 258 Налогового кодекса РФ.
Если основное средство не упомянуто в Классификации , а техническая документация на него отсутствует, определить амортизационную группу и срок полезного использования можно, обратившись с соответствующим запросом в Минэкономразвития России. Такие рекомендации содержатся в письме Минфина России от 3 ноября 2011 г. № 03-03-06/1/711 .*
Кроме того, в подобных ситуациях допускается начисление амортизации по единым нормам , утвержденным постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 г. № 1072 . Однако правомерность использования этих норм, скорее всего, придется отстаивать в суде. В арбитражной практике есть примеры судебных решений, подтверждающих обоснованность такого подхода (см., например, определение ВАС РФ от 11 января 2009 г. № ВАС-14074/08 , постановления ФАС Западно-Сибирского округа от 5 мая 2012 г. № А27-10607/2011 , Дальневосточного округа от 19 мая 2010 г. № А16-1033/2009 и от 29 декабря 2009 г. № Ф03-5980/2009 , Северо-Западного округа от 15 сентября 2008 г. № А21-8224/2007).
Елена Попова,
государственный советник налоговой службы РФ I ранга
2. Постановление, Классификатор Госстандарта России от 26.12.1994 №№ 359, ОК 013-94 «Общероссийский классификатор основных фондов (ОКОФ). ОК 013-94 (коды 10 0000000 - 14 2949220) (с изменениями на 14 апреля 1998 года)»
3. Постановление Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы (с изменениями на 10 декабря 2010 года)»
Пятая группа
(имущество со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно)
Понятие нефтегазовых активов
Износ, истощение и амортизация - термины, используемые в нефтегазовой отрасли для обозначения «амортизации» нефтегазовых активов и капитализированных затрат на приобретение лицензий, разведку и освоение месторождений.
К нефтегазовым активам относятся:
Расходы по приобретению лицензий;
Капитализированные затраты по геологоразведке и оценке. В частности, к таким затратам относятся расходы на исследования, проведение сейсморазведочных работ, разведочного бурения и тестирования;
Капитализированные затраты, связанные с разработкой и добычей. Эти затраты включают стоимость разработки обнаруженных промышленных запасов нефти и газа и доведения их до стадии добычи. В состав активов, связанных с разработкой и добычей, входит стоимость приобретения таких активов, а также стоимость резерва на будущее восстановление месторождений и ликвидацию основных средств;
Минеральные ресурсы и права на добычу полезных ископаемых. Они учитываются в составе нефтегазовых активов в том случае, когда приобретены в результате покупки дочерних предприятий.
Стандарты учета нефтегазовых активов
Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) хотя и разработаны для коммерческих организаций всех отраслей промышленности, сложность технологии производства и специфика финансово-хозяйственной деятельности в добывающей отрасли приводят к необходимости разработки специальных отраслевых стандартов финансовой отчетности. В настоящее время существует только один специальный стандарт МСФО - МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в расчетных оценках и ошибки» позволяет в отсутствие международных стандартов обращаться к системам учета и финансовой отчетности других стран, а также к отраслевой практике учета.
В стандартах финансовой отчетности США (ОПБУ США, ГААП США) изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности нефтегазовых компаний, которые содержатся в Положениях о стандартах финансовой отчетности (SFAS) 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», 69 «Раскрытие информации о деятельности по добыче нефти и газа» и 143 «Учет обязательства по разборке активов». Таким образом, для подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами и с учетом специфики отрасли в большей степени используются положения ГААП США. В частности, для расчета амортизации нефтегазовые компании руководствуются стандартом SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний».
Расчет амортизации нефтегазовых активов
Согласно положениям SFAS 19 и отраслевой практике учета амортизация основных средств, связанных с добычей нефти и газа, для отражения в отчетности по международным стандартам рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов, а не по линейному методу, как это принято в российской практике. Это означает, что амортизационные расходы находятся в пропорциональной зависимости от объема добычи нефти и газа за текущий период. Согласно такому подходу для расчета амортизации нефтегазовые активы группируются по месторождениям или центрам затрат, в зависимости от выбранного метода учета расходов, возникающих в связи с оценкой, разведкой и добычей.
С увеличением периода разработки месторождения, по мере того как уменьшается объем добычи нефти и газа, потоки денежных средств от использования нефтегазовых активов также уменьшаются, а величина амортизации в течение всего этого периода остается примерно на одном уровне. Метод расчета амортизации пропорционально объему добычи обычно приводит к тому, что показатель дохода на тонну добытой нефти или газа уменьшается по мере разработки месторождения. Для добывающих компаний, которые постоянно занимаются разведкой и разработкой новых месторождений, амортизация недавно капитализированных затрат будет выше амортизации старого фонда нефтегазовых активов, что, в свою очередь, компенсирует снижение дохода, приходящегося на тонну добытой нефти или газа. У компаний, которые давно разрабатывают свои месторождения, не проводя при этом разведки новых резервов, доходность будет снижаться.
Несоответствие поступления экономических выгод от разработки месторождения и связанных с этим затрат является большим недостатком метода расчета амортизации пропорционально объему добычи. По нашему мнению, добиться большего соответствия возможно, амортизируя нефтегазовые активы в течение срока, на который прогнозируются потоки денежных средств от добычи доказанных запасов нефти и газа.
На практике нефтегазовые компании применяют два основных метода учета затрат по оценке, разведке и разработке месторождений: метод «результативных затрат» и метод «полных затрат».
Метод «результативных затрат» предполагает, что затраты капитализируются только в случае, если они привели к обнаружению доказанных запасов, в то время как остальные затраты являются некапитализируемыми расходами и признаются в момент возникновения. Так, в соответствии с методом «результативных затрат» геологические и геофизические расходы и расходы по содержанию неразработанных месторождений относятся на себестоимость по мере возникновения. Затраты по бурению разведочных скважин первоначально капитализируются, но относятся на расходы, если такие скважины оказываются неуспешными (не обнаруживается запасов углеводородов в промышленных масштабах или разработка месторождения признается нерентабельной). Разработочные скважины капитализируются независимо от их успешности.
В соответствии с методом «полных затрат» все расходы по разведке, содержанию и разработке капитализируются вне зависимости от того, были ли обнаружены запасы углеводородов. Метод «полных затрат» используется небольшими новыми нефтяными компаниями, так как он позволяет им капитализировать затраты на ранних этапах до тех пор, пока успешная буровая деятельность не принесет прибыли, которая позволяет их зачесть. Метод «результативных затрат» используется в основном крупными компаниями, так как их будущие операции не обременены расходами по неуспешному бурению.
Для компаний, готовящих отчетность по МСФО, расчет амортизации основных средств основывается на положениях стандарта МСФО 16 «Основные средства», который не содержит понятий «участок/месторождение» или «центр затрат», а оперирует компонентами. Во многих случаях расчет амортизации в разрезе месторождений будет совпадать с МСФО 16, чего нельзя сказать о расчете амортизации при группировании основных средств по центрам затрат. Таким образом, капитализированные затраты, учитываемые по центрам затрат, должны быть распределены на конкретные участки или месторождения и амортизироваться уже в их составе. Необходимо проанализировать, какие основные средства имеют более короткий срок полезного использования, поскольку такие активы должны амортизироваться отдельно.
Оценка запасов, на основе которой производится расчет амортизации, как правило, берется из отчетов, подготовленных независимыми оценщиками в соответствии с требованиями Общества инженеров-нефтяников и Международного нефтяного конгресса. Наиболее известными примерами являются компании Miller and Lents Ltd и DeGolyer and MacNaughton. Большие нефтегазовые компании имеют своих собственных инженеров, которые готовят подобные отчеты. В настоящее время большинство компаний нефтегазового сектора использует методику Общества инженеров-нефтяников США (US SPE) для оценки резервов. Указанная методика базируется на пересмотренных определениях и классификации запасов, разработанной Комиссией по ценным бумагам США (SEC) еще в 1978 г. Классификация запасов по американской классификации отличается от российской. Таким образом, компании, предоставляющие свою отчетность по международным стандартам, вряд ли смогут в полной мере использовать российскую классификацию, поскольку она оперирует иными категориями запасов, нежели зарубежные инвесторы и потребители.
Открытым остается вопрос, какие запасы брать в расчет при начислении амортизации нефтегазовых активов. На наш взгляд, необходимо использовать следующий подход, который, однако, не закреплен в стандартах, а является общепринятой практикой учета в отрасли:
Доказанные запасы использовать в запасы при исчислении амортизации капитализированных затрат на приобретение месторождений;
На основе доказанных разрабатываемых запасов производить расчет амортизации капитализированных затрат на разведку и разработку месторождения, которые дали положительный результат, и добывающих активов (например, нефтяные скважины, относящееся к ним оборудование).
Срок разработки нефтегазового месторождения определяется исходя из оценки нефтяных и газовых запасов и объемов их добычи в год. В состав доказанных разрабатываемых запасов включают объем запасов, который ожидается добыть до момента истечения сроков действующих лицензий.
В нефтегазовой отрасли встречается следующая практика: в случае если срок действия лицензии меньше срока разработки нефтегазового месторождения, расчет износа добывающих основных средств производится на основе срока разработки нефтегазового месторождения, поскольку руководство компании считает, что оно сможет возобновить эти лицензии. Однако при выборе такой учетной политики необходимо придерживаться принципа осмотрительности. Даже если компания не нарушает условий лицензионных соглашений, она должна включать в расчет только доказанные запасы, которые она сможет добыть до даты истечения срока действия лицензии, до тех пор пока руководство компании не имеет доказательств, что ее лицензии будут продлены.
Положения МСФО данный вопрос не регулируют. Комиссия по ценным бумагам США отмечает в своих комментариях в правилах финансового учета и отчетности для нефтегазовых компаний, что факт выдачи и последующего подтверждения коммерческих соглашений с государственными органами должен влиять при присвоении минеральным ресурсам категории доказанных резервов. Автоматическая пролонгация таких соглашений не должна приниматься в расчет до тех пор, пока нет продолжительной истории подобных фактов, которые подтверждают ожидания компаний в отношении продления срока действия лицензионных соглашений. Таким образом, можно сделать вывод о том, что наличие истории пролонгации лицензий на разведку и разработку нефтегазового месторождения является ключевым, однако не последним фактором при выборе учетной политики в отношении срока амортизации активов.
Амортизация основных средств компаний, применяющих метод учета «полных затрат», рассчитывается по формуле:
Оценка резервов может быть изменена в зависимости от экономической эффективности освоения, степени промышленного освоения, степени геологической изученности. Изменения в оценке запасов учитываются при расчете амортизации только текущего периода, и корректировка амортизации предыдущих периодов не производится.
Для компаний, осуществляющих учет по методу «результативных затрат», формула выглядит следующим образом:
По методу «результативных затрат» аккумулированные капитализированные затраты, относящиеся к разведке доказанных запасов нефти и газа, которая пока не привела к их обнаружению, не связаны с добывающей деятельностью, а значит, не учитываются при расчете амортизации.
Пример 1
Компания применяет метод «результативных затрат».
Капитализированные затраты, связанные с разведкой, которая привела к открытию доказанных запасов, - 400 млн руб.
Накопленная амортизация на начало отчетного периода - 40 млн руб.
Доказанные запасы на начало отчетного периода - 8 млн т нефти.
Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т.
Пересмотренная оценка доказанных запасов на конец отчетного периода - 8,9 млн т.
Амортизация за отчетный период составит 646 тыс. руб.:
В случае если расчет амортизации производится в отношении объекта основных средств, ведутся детальные расчеты амортизации по каждому такому объекту. Если же расчет осуществляется для группы объектов в целом, то он делается по представленному выше примеру, однако в этом случае амортизация будет относиться к группе объектов, а не к каждой единице основных средств в отдельности.
Капитализированные затраты по разведывательным скважинам и стратиграфическим тестовым скважинам, которые привели к обнаружению доказанных запасов, а также капитализированные затраты на разработку месторождения должны амортизироваться скорее на основе доказанных разрабатываемых запасов, нежели общих доказанных запасов, которые будут являться основой амортизации капитализированных затрат на приобретение лицензий на разведку и добычу.
Пример 2
Затраты на приобретение лицензии - 280 млн руб.
Затраты на разведку - 3,900 млн руб.
Затраты на приобретение нефтегазового оборудования - 500 млн руб.
Накопленная амортизация капитализированных затрат:
На приобретение лицензии - 0,24 млн руб.;
На разведку - 800 млн руб.;
На приобретение оборудования - 80 млн руб.
Доказанные разрабатываемые запасы на конец отчетного периода - 8 млн т нефти.
Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т нефти.
Доказанные запасы на конец отчетного периода - 8,9 млн т нефти.
Амортизация за отчетный период будет рассчитана следующим образом.
Амортизация затрат на приобретение лицензии:
Амортизация затрат на разведку:
Амортизация затрат на приобретение нефтегазового оборудования:
Затраты на разработку месторождения амортизируются по мере добычи доказанных разрабатываемых запасов нефти и газа. Однако ставка амортизации изменится, если затраты на разработку месторождения относятся как к доказанным разрабатываемым, так и неразрабатываемым запасам.
Пример 3
Компания потратила на приобретение лицензии и освоение месторождения нефти 70 млн руб.
Компания планирует пробурить 17 добывающих скважин для добычи 30 млн т нефти и затратить на это 28 млн руб. Кроме того, компания уже потратила 14 млн руб. для сооружения 2 разведывательных тестовых скважин.
На конец отчетного периода действуют 3 добывающие скважины, стоимость которых 5 млн руб. и которые дают промышленную добычу нефти 0,3 млн т в год.
На конец отчетного периода доказанные запасы указанных 3 скважин составили 4,7 млн т.
Капитализированные затраты составили 89 млн руб. (70 + 14 + 5 млн руб.).
Амортизация, рассчитанная на основе доказанных разрабатываемых запасов на начало периода, равна 17,8 млн руб. (89 млн руб./ 5 млн т).
Если бы компания пробурила все планируемые скважины, капитализированные затраты составили бы 112 млн руб. (70 + 14 + 28) и компания располагала бы 30 млн доказанных запасов. Тогда амортизация уменьшилась бы до 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).
Для того чтобы обеспечить соответствие затрат, выручки и объема добычи, необходимо исключать часть капитализированных затрат на приобретение лицензии и разведку месторождения (в нашем примере - 84 млн руб. (70 + 14)) из расчета ставки амортизации до тех пор, пока все доказанные запасы не будут разработаны (т. е. пробурены все 17 запланированных добывающих скважин).
В разъяснениях к правилам Комиссии по ценным бумагам США по учету и раскрытию информации для нефтегазовых компаний дается следующий комментарий: если планируются значительные первоначальные капитальные затраты (например, на построение нефтяной платформы, стратиграфические скважины), связанные с последующим строительством добывающих скважин, то необходимо исключать эти капитализированные затраты из расчета ставки амортизации, пока не будут пробурены все запланированные добывающие скважины. Однако разъяснений в отношении того, как определить часть капитализированных затрат, подлежащих временному исключению из расчета, не дается. Расчеты могут быть основаны: 1) на доле доказанных запасов, которые предполагается извлекать из уже пробуренных добывающих скважин, в общей оценке доказанных запасов или 2) на пропорции пробуренных добывающих скважин в общем количестве запланированных добывающих скважин.
Пример
Обратимся к нашему примеру.
Капитализированные затраты, относящиеся к строительству добывающих скважин, - 84 млн руб.
Доказанные разрабатываемые запасы нефти - 5 млн т.
Доказанные запасы нефти - 30 млн т.
Амортизация = 5 / 30 х 84 = 14,0 млн руб.
Количество пробуренных добывающих скважин - 3.
Количество запланированных к бурению добывающих скважин - 17
Амортизация = 3 / 17 х 84 = 14,8 млн руб.
Капитализированные затраты, временно исключенные из расчета амортизации, будут приняты в расчет в полной мере, когда все запланированные добывающие скважины будут пробурены. Затраты на бурение добывающих скважин будут включены в базу для расчета амортизации, когда нефтегазовые резервы будут переведены в категорию доказанных.
Существует еще один способ начисления амортизации, когда в расчет берутся все планируемые капитальные затраты и общая величина доказанных запасов (разрабатываемых и неразрабатываемых). В нашем примере амортизация, рассчитанная данным способом, составит 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).
По правилам Комиссии по ценным бумагам США для нефтегазовых компаний, которые ведут учет по методу «результативных затрат», такой способ расчета амортизации не допускается. Также важно, что при расчете амортизации эти компании будут исключать те доказанные запасы нефти и газа, для добычи которых потребуются значительные капитальные затраты. Этот аспект связан с определением SEC доказанных разрабатываемых запасов как запасов, извлечение которых доступно при существующей методике добычи, фонде скважин и имеющегося нефтегазового оборудования. Это правило введено с целью обеспечения соответствия потребления экономических выгод от использования активов и связанных с ними затрат.
Амортизация вспомогательного оборудования и инфраструктурных активов
На любом нефтегазовом предприятии есть вспомогательное оборудование, недобывающие активы, такие как склады, автотранспорт, офисные здания, объекты инфраструктуры и т. д. Как правило, такие основные средства обслуживают деятельность компании от разведки резервов до добычи нефти и газа, и определить их привязанность к конкретному месторождению часто бывает просто невозможно. Для таких активов применение метода расчета амортизации пропорционально объему добычи становится необоснованным, и нефтегазовые компании используют линейный метод расчета.
Таким образом, амортизация нефтегазовых активов, которые относятся к деятельности по разведке и разработке месторождения, должна капитализироваться, в то время как амортизация нефтегазодобывающих активов относится на текущие затраты. Распределение вспомогательных активов по различным видам деятельности может осуществляться, например, пропорционально стоимости обслуживаемых объектов.
Оценки руководства при расчете амортизации
Расчет амортизации нефтегазовых активов - это одна из наиболее существенных областей применения оценок и суждений руководства. Основные средства, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются в течение соответствующего срока полезного использования месторождения, определенного на основе запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. При определении объема резервов предположения, действительные на момент проведения оценки, могут измениться в случае появления новой информации. В частности, факторы, которые могут повлиять на срок полезного использования месторождения нефти и газа, включают:
Разницу между фактическими ценами и допущениями относительно цен на нефть и газ, использованными при оценке запасов;
Изменения в капитальных затратах, операционных расходах, ставках дисконтирования и курсах иностранной валюты, которые могут оказать негативное влияние на экономическую эффективность запасов нефти и газа.
При изменении какого-либо из перечисленных факторов может произойти изменение сроков амортизации добывающего оборудования и их текущей стоимости, а соответственно, и амортизационных отчислений. Поэтому руководство нефтегазовых компаний регулярно, по состоянию на конец каждого отчетного периода, должно проверять правильность применяемых сроков полезного использования активов исходя из их текущего состояния и ожидаемого периода, в течение которого ожидается поступление экономических выгод от их использования.
2) Расходы по искусственному воздействию на пласт, включают затраты на внутриконтурную или законтурную закачку воды в пласт. Затраты планируют по цеху ППД путем составления сметы затрат на производство. Смета составляется по элементам затрат.
3) Расходы на оплату труда производственно-рабочих цехов по добыче нефти, рассчитывается на основании плана по труду и ЗП.
4) Отчисления на социальные нужды (зависят от фонда оплаты труда).
5) Амортизация скважин - планируется на основании данных о стоимости скважин и действующих норм амортизации (6,7%).
Расчет суммы амортизации ведется по 3 группам:
а) по скважинам вновь вводимых в эксплуатацию в планируемом году:
t ̶ количество месяцев отработанных скважиной в планируемом году.
б) срок амортизации, который истекает в планируемом году:
в) срок амортизации, который истекает в планируемом году (скважина полностью отработала 12 месяцев, норма амортизации 6,7%).
По истечении 15 лет амортизация не начисляется.
6) Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа. Смета составляется по элементам затрат.
7) Расходы по технологической подготовке нефти и газа. Смета составляется по элементам затрат.
8) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования. В этой статье планируются расходы по проведению текущего ремонта оборудования.
32. Распределение затрат на добычу нефти и газа
1)Расходы на энергию по извлечению нефти – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.
2) Искусственное воздействие на пласт – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.
3) Основная зарплата производственного персонала, дополнительная зарплата производственного персонала, налоги на зарплату. Зарплата персонала обслуживающего нефтяные скважины распределяется между нефтью и газом пропорционально их валовой добыче. Зарплата персонала обслуживающего чисто газовые скважины относится на себестоимость природного газа по прямому признаку.
4)Амортизация скважин
а) по нефтяным скважинам – между нефтью и газом пропорционально их валовой добыче;
б) по чисто газовым скважинам – на себестоимость природного газа по прямому признаку.
5) Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа. Распределяются по себестоимости добычи нефти и газа пропорционально их валовой добычи.
6) Расходы по технологической подготовке нефти – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.
7) Расходы на подготовку и освоение производства- распределяют пропорционально валовой добычи нефти и газа.
8) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:
а) расходы по подземному ремонту скважин – относятся на себестоимость добычи нефти;
б) газовые скважины – на себестоимость добычи природного газа;
в) остальные расходы распределяются между нефтью и газом пропорционально их валовой добычи.
9) Общепроизводственные расходы - расходы отнесенные на себестоимость добычи нефти и газа, распределяются пропорционально суммам затрат по перечисленным выше статьям.
10) Прочие производственные расходы:
а) отчисления на геолого-разведочные работы распределяются по прямому признаку на нефть и газ исходя из объема реализации этих продуктов;
б) отчисления на НИР – распределяются пропорционально валовой добычи н, н. газа и природного;
в) расходы по оплате нефти получают от буровых организаций, полностью относятся на себестоимость добычи нефти.
11) Внепроизводственные расходы – относятся полностью на себестоимость добычи нефти.
