CC BY
49
НА ПУТИ К МЕЖДУНАРОДНЫМ
СТАНДАРТАМ
АУДИТ КЛАССИФИКАЦИИ И ОЦЕНКИ ЗАТРАТ
В ОТЧЕТНОСТИ НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ, ПОДГОТОВЛЕННОЙ ПО МЕЖДУНАРОДНЫМ
СТАНДАРТАМ
АЛ. Ванюшин
Финансовая академия при Правительстве РФ
Экспортно-ориентированный характер нефтяной отрасли России и ее инвестиционная привлекательность являются объективными факторами необходимости составления отчетности нефтяными компаниями в соответствии с правилами не только российских, но и международных стандартов.
Большинство крупных российских нефтяных компаний сделало выбор в пользу подготовки финансовой отчетности в соответствии с ОПБУ США, что видно из приведенных ниже данных по состоянию на 2002 г.* (табл. 1).
Существует несколько причин, почему нефтяные компании, как правило, делают выбор в пользу подготовки международной отчетности по ОПБУ США, а не по МСФО. Во-пер-вых, дополнительные требования к раскрытию
информации, содержащиеся в ОПБУ США, делают отчетность, подготовленную по этим правилам, более информативной и полезной для конечного пользователя. Во-вторых, многие нефтяные компании ориентируются на рынок капитала США, который является в настоящее время наиболее развитым, с целью привлечения заемного финансирования и размещения своих акций.
Нормативное регулирование особенностей учета в нефтяной промышленности по ОПБУ США осуществляется следующими основными стандартами:
• FAS 19 "Финансовый учет и отчетность нефтегазодобывающих компаний", который определяет метод учета результативных затрат;
Таблица 1
№ п/п Нефтяная компания Стандарты финансовой отчетности Валюта отчетности Аудитор Место по добыче в России
1 ЛУКОЙЛ ОПБУ США дол. США KPMG 1
2 ЮКОС ОПБУ США дол. США PwC 2
3 ТНК ОПБУ США дол. США PwC 4
4 Сибнефть ОПБУ США дол. США E&Y 5
5 Татнефть ОПБУ США рос. руб. PwC 6
6 Сиданко ОПБУ США дол. США PwC 7
7 Славнефть МСФО рос. руб. PwC 9
' Обзор нефтяной отрасли // РБЦ. 23 июня 2003 г.
• FAS 25 "Прекращение действия некоторых требований по ведению учета в нефтегазодобывающих компаниях — изменения к стандарту FAS 19", который признает правомерность использования других методов учета;
• FAS 69 "Раскрытие информации о деятельности в области разведки, разработки и добычи нефти и газа", который требует раскрытия в финансовой отчетности дополнительной информации о добыче нефти и газа;
• FAS 143 "Учет обязательств, возникающих в связи с выбытием активов", который меняет порядок учета обязательств, связанных с ликвидацией долгосрочных активов, установленный в FAS 19;
• Руководство S-X Rule 4-10, утвержденное Комиссией по ценным бумагам и биржам США и применимое для всех компаний, акции которых котируются на рынке ценных бумаг США. Данное руководство устанавливает два допустимых метода учета для нефтяных компаний — метод учета результативных затрат, определенный стандартом FAS 19, а также метод учета полных затрат.
Помимо текстов отдельных стандартов, нормы законодательства, регулирующие учет в нефтяной промышленности по ОПБУ США, можно найти в документе, который называется Accounting Standards Section Oi5 (далее — "правила Oi5"). Данный документ содержит положения различных стандартов, включая, но не ограничиваясь стандартами, перечисленными выше, определяющими учет в нефтегазовой промышленности. Правила Oi5 меняются параллельно с изменением отдельных стандартов. Далее будут приводиться ссылки как на отдельные стандарты, так и на текст правил Oi5.
Исследование содержания вышеназванных стандартов учета, а также опыт аудита отчетности нефтяных компаний, подготовленной в соответствии с ОПБУ США, позволяют утверждать, что ее достоверность во многом зависит от правильности классификации и оценки затрат при формировании показателей отчетности.
В соответствии с методом учета результативных затрат затраты нефтяной компании подразделяются на четыре вида:
1 ) затраты на приобретение (acquisition costs);
2) затраты на разведку (exploration costs);
3) затраты на разработку (development costs);
4) текущие затраты на добычу (production costs).
Важность правильной классификации затрат для составителя и аудитора отчетности нефтяной компании обусловлена различиями в учете каждого вида затрат.
1. Затраты на приобретение включают все виды затрат, относящиеся к покупке, приобретению контроля или иным образом получению права на разведку и добычу нефти и газа с определенных месторождений или лицензионных участков.
Самым распространенным видом затрат на приобретение является покупка лицензий на разработку месторождений. В то же время в качестве затрат на приобретение, капитализируемых в составе основных средств, может рассматриваться разница между стоимостью приобретения и приобретенной долей в справедливой стоимости чистых активов компании (поправка на справедливую стоимость, fair value adjustment).
Данные затраты первоначально капитализируются как стоимость приобретения недоказанных запасов. Термин "недоказанные запасы" означает, что оценка данных запасов либо вообще не проводилась, либо еще не закончена. По завершении оценки запасы либо переходят в состав доказанных, либо подтверждается отсутствие запасов на данной территории. В первом случае соответствующие затраты на приобретение переводятся из категории "затраты, относящиеся к недоказанным запасам" в категорию "затраты на приобретение доказанных запасов". Во втором случае такие затраты списываются на расходы на геологоразведку.
Периодически, не менее одного раза в год, должна производиться оценка капитализированных затрат, относящихся к недоказанным запасам, на предмет уменьшения их стоимости (impairment). Сумма уменьшения стоимости таких затрат отражается как расходы на геологоразведку.
2. Затраты на разведку включают в себя затраты, относящиеся, во-первых, к определению участков, которые могут потребовать более глубокого изучения на предмет потенциального наличия запасов углеводородов, или, во-вторых, изучению определенных участков, которые могут содержать запасы углеводородов, включая бурение разведочных и структурно-поисковых скважин. Затраты на разведку могут быть понесены как до, так и после приобретения права
на разработку определенного лицензионного участка. Затраты на разведку включают затраты на топографические и геофизические исследования, заработную плату геологов и прочие аналогичные расходы.
Согласно правилам Oi5 все затраты, относящиеся к разведке, кроме стоимости разведочных скважин, списываются на расходы на геологоразведку в момент понесения данных затрат. Правила учета по методу результативных затрат не определяют, когда затраты считаются "понесенными". Однако стандарт FAS 71 "Учет эффектов отдельных положений нормативного регулирования" определяет затраты как понесенные, если компания реально выплатила денежные средства или если у компании появилось обязательство за приобретенный актив или услугу. Также понесенными затратами считается признанный убыток любого вида, который был или должен быть оплачен.
Стоимость разведочных скважин, включая структурно-поисковые скважины, первоначально капитализируется (обычно в составе незавершенного строительства) до момента определения результата от бурения. Если такая скважина обнаружит запасы углеводородов, признанные как доказанные, то стоимость этой скважины будет капитализирована в составе основных средств (затрат на разработку) и впоследствии будет амортизироваться пропорционально истощению доказанных разработанных запасов. В противном случае такая скважина признается сухой, и ее стоимость списывается на расходы на геологоразведку.
По тем или иным причинам решение о признании запасов, обнаруженных разведочной скважиной, доказанными, может не приниматься на протяжении длительного периода времени. Например, в случае проведения работ в Западной Сибири, когда бурение скважины завершено весной и в течение всего летнего периода у компании нет возможности физически получить к ней доступ для проведения тестирования. В этом случае допускается нахождение стоимости такой скважины в составе активов компании на срок до одного года. Если по истечении года решение о статусе запасов не принято, стоимость скважины должна быть списана на расходы на геологоразведку.
В мировой практике случаются ситуации, когда компании, осуществляющие разведку (чаще всего разведочное бурение) на опреде-
ленной территории, могут получать субсидии от третьих лиц (test-well contributions). Обычно ими являются собственники территории, на которой проводится разведка, или компании, осуществляющие разведку и добычу на соседних территориях. В обмен на субсидии сторонние организации желают получить определенную информацию геологического характера о строении недр в данном районе, а именно: образцы грунта, диаграммы геофизических исследований в скважине и т.п.
Существуют два вида таких субсидий. Первый вид субсидий выплачивается, если разведочная скважина оказывается сухой (dry-hole contribution). Второй вид субсидий выплачивается при соблюдении определенных условий, например, скважина достигла определенной глубины или геологической формации, причем вне зависимости от того, обнаружила ли скважина доказанные запасы (bottom-hole contribution).
С точки зрения составления финансовой отчетности сторона, получившая такую субсидию, рассматривает ее как уменьшение своих затрат на данный объект.
Сторона, выплатившая такую субсидию, рассматривает ее как затраты на разведку. Если компания ведет учет по методу результативных затрат, то стоимость субсидии будет отнесена на расходы на геологоразведку отчетного периода.
Нефтяная компания может приобрести геологические данные об интересующих ее участках у третьих лиц. Это могут быть данные, принадлежащие другой компании, проводившей разведку на данной территории в прошлом, или данные, принадлежащие государственному органу по управлению природными ресурсами. Данные могут быть, в том числе, приобретены для цели обработки с использованием современных методов для получения информации о недрах с минимальными затратами.
Подход к учету подобных затрат при ведении учета по методу результативных затрат детально не прописан. В общем случае данные затраты следует классифицировать как затраты на разведку и отнести на расходы на геологоразведку. Данный подход представляется наиболее приемлемым с точки зрения консерватизма.
Однако зачастую нефтяные компании выдвигают доводы против немедленного списания данных затрат. Приобретенная информация предполагается использоваться на протяжении ряда лет; кроме того, она может быть перепрода-
на третьим лицам. В этом случае возможна капитализация этих затрат. В дальнейшем их стоимость либо может относиться на расходы в момент, когда информация была использована, либо амортизироваться пропорционально сроку их полезного использования. Применение компанией такого подхода должно обратить на себя повышенное внимание со стороны аудитора. Если компания не сможет предоставить доказательства того, что стоимость данных может быть возмещена через реализацию третьим лицам, то такие затраты должны быть отнесены на расходы на геологоразведку в отчетном периоде.
На практике нефтяные компании часто осуществляют сейсмическое исследование недр. Термин "сейсмические исследования" (seismic studies) означает особый вид геологических исследований недр. При таком исследовании производится ряд небольших взрывов на поверхности, а затем специальной аппаратурой регистрируется звуковой сигнал, отраженный от геологических формаций. Проведение таких исследований позволяет получить более точные данные о структуре недр без бурения большого количества разведочных скважин, помогает значительно сократить общую стоимость геологоразведочных работ. Сейсмические исследования делятся на двух- и трехмерные. Двухмерные исследования гораздо дешевле трехмерных, но позволяют сделать только предварительный вывод о возможном наличии запасов углеводородов, фактически определить участки, на которых необходимо проведение трехмерных исследований.
В реальности нефтяные компании могут проводить сейсмические исследования, которые охватывают как площадь доказанных запасов, так и площадь недоказанных (возможных и вероятных) запасов. В этом случае возможна частичная капитализация затрат на сейсмические исследования, относящихся к площади доказанных запасов.
Измерение количества проведенных сейсмических исследований производится пропорционально расстоянию (в километрах). Если исследования проводились сторонними организациями, то в счетах за выполненные работы общая стоимость исследования будет рассчитана как общая длина этих исследований, умноженная на стоимость одного километра. Кроме того, в геологическом отделе должны
находиться карты, где сейсмические исследования нанесены в виде линий на лицензионном участке. На эту же карту можно нанести контур границы запасов, признанных доказанными независимыми инженерами-оценщиками. Разнесение общей стоимости сейсмических исследований между капитализацией и списанием производится пропорционально длине сейсмических исследований, приходящихся на доказанные запасы.
Затраты на сейсмические исследования могут оказаться существенными. Для того чтобы выразить мнение по поводу правильности деления стоимости сейсмических исследований между капитализацией и отнесением на расходы, аудитору может потребоваться помощь эксперта. Аудитор может также рассмотреть вариант получения письменного подтверждения от руководства компании о правильности разнесения таких затрат.
Большая часть затрат на разведку осуществляется на основе проектов. Работа по тому или иному проекту может продолжаться значительное время, вплоть до нескольких лет. В связи со значительным объемом таких затрат, большой длительностью проектов и необходимостью осуществления строгого контроля над расходом денежных средств необходима система авторизации таких затрат. В зависимости от размера компании требуется авторизация затрат свыше определенной суммы. Авторизация может потребоваться от одного или нескольких руководителей компании, в зависимости от их функциональных обязанностей.
Система получения письменного подтверждения значительных расходов традиционно называется системой авторизации затрат. В основе этой системы лежит документ — разрешение на осуществление расходов (authorization for expenditures, AFE). Такой документ содержит описание проекта, список предполагаемых расходов, а также место для подписи соответствующего руководителя или руководителей.
Получение письменного разрешения на осуществление расходов само по себе не предполагает отражения каких-либо сумм в бухгалтерском учете. Предназначение системы авторизации затрат заключается в осуществлении внутреннего контроля над расходами компании. Без наличия утвержденного соответствующим образом разрешения на осуществление расходов невозможна оплата данных расходов.
Впоследствии суммы авторизованных расходов сравниваются с фактическими затратами, понесенными при осуществлении данного проекта. Процедура сравнения фактических затрат с утвержденными значениями также осуществляется для целей внутреннего контроля за расходами компании.
При проведении аудита проверка наличия соответствующим образом утвержденного разрешения на осуществление расходов является важным компонентом тестирования системы внутреннего контроля над расходами компании.
3. Затраты на разработку представляют собой затраты, которые понесены для получения физического доступа к доказанным запасам, а также для организации добычи, сбора, первичной технологической обработки и хранения добытой нефти и газа. Состав эксплуатационных затрат определен в параграфе 112 правил Oi5 и включает стоимость эксплуатационных скважин, промыслового оборудования, такого, как трубопроводы, сепараторы, нефтяные резервуары, устройства интенсификации (повышения) добычи, например, станки-качалки, электропогружные насосы и прочее оборудование.
При ведении учета по методу результативных затрат все затраты на разработку, включая стоимость сухих эксплуатационных скважин, капитализируются в составе основных средств и амортизируются пропорционально истощению доказанных разработанных запасов, к которым они относятся.
Так как при ведении учета по методу результативных затрат стоимость всех эксплуатационных скважин, как обнаруживших промышленные запасы углеводородов, так и сухих, капитализируется, возникает проблема строгого деления между различными видами скважин. Руководство S-X Rule 4-10 содержит четкие определения трех различных видов скважин.
А. Разведочная скважина (exploratory well) — это скважина, пробуренная с целью обнаружения и добычи нефти или газа на участке недоказанных запасов. Цель бурения такой скважины — обнаружение нового резервуара на месторождении, на котором уже обнаружены доказанные запасы в другом резервуаре, или расширение уже известного резервуара. В общем случае скважина является разведочной, если она не является эксплуатационной или структурно-поисковой согласно приведенным ниже определениям.
Б. Эксплуатационная скважина (development well) — это скважина, пробуренная на участке доказанных запасов на глубину нефтегазового горизонта, о котором известно, что в нем содержатся промышленные запасы нефти и газа.
В. Структурно-поисковая скважина (stratigraphie test well) — это скважина, пробуренная с целью получения геологических данных об определенной геологической формации. В процессе бурения такой скважины добыча нефти и газа из нее не предполагается. Скважины данного типа также делятся на разведочные и эксплуатационные, в зависимости от того, на участке каких запасов пробурена скважина — недоказанных или доказанных.
Приведенная выше классификация скважин значительно ограничивает случаи, когда скважина может быть признана эксплуатационной. Так, если скважина пробурена для определения границы нефтяного резервуара, она является разведочной. Скважина, пробуренная на горизонт, запасы в котором не признаны доказанными, является разведочной, даже в случае, если она пробурена на участке доказанных запасов. Предполагается, что количество эксплуатационных скважин, оказавшихся сухими, будет очень мало. Эксплуатационная скважина может оказаться сухой в результате неизвестных особенностей резервуара или в результате проблем в процессе бурения.
Необычный подход, согласно которому стоимость сухих эксплуатационных скважин капитализируется, объясняется в стандарте FAS 19, параграфы с 204 по 207. Считается, что как только доказанные запасы обнаружены, то все затраты по созданию системы извлечения данных запасов, включая затраты на бурение сухих эксплуатационных скважин, а также сухих эксплуатационных структурно-поисковых скважин, капитализируются как часть стоимости такой системы.
Существует большая разница между сухой разведочной и сухой эксплуатационной скважиной. Цель разведочной скважины — поиск промышленных запасов нефти и газа. Существование экономической выгоды от таких затрат (связанное с наличием запасов) неизвестно до момента завершения бурения такой скважины. С другой стороны, целью бурения эксплуатационной скважины является извлечение запасов, которые были обнаружены ранее.
При бурении скважин могут возникнуть специфические ситуации, не оговоренные на-
прямую. Например, при бурении эксплуатационной скважины компания может решить продолжить бурение на более глубокий горизонт, запасы которого не являются доказанными. В этом случае скважина не может быть признана полностью эксплуатационной или разведочной, и ее стоимость разбивается на две части, как если бы это были две скважины. Стоимость бурения скважины до эксплуатационного горизонта признается относящейся к доказанным запасам и должна быть капитализирована, а дополнительная стоимость бурения на новый горизонт признается разведочной скважиной, и решение о капитализации этих затрат принимается в зависимости от результатов бурения.
Аналогично рассматривается ситуация в случае бурения разведочной скважины на несколько горизонтов. Предположим, что компания планировала бурение разведочной скважины на глубину 3 км. При достижении глубины в 2 км скважина обнаружила запасы нефти. Бурение было продолжено на первоначально планировавшуюся глубину 3 км, где запасы не были обнаружены. В результате было принято решение заглушить скважину ниже глубины в 2 км, и оборудовать ее для добычи нефти с глубины 2 км. Для правильного учета затрат по такой скважине необходимо разбить всю стоимость на две части — до глубины в 2 км и с 2 до 3 километров. Часть стоимости скважины до глубины в 2 км признается успешной разведочной скважиной и капитализируется. Дополнительная стоимость бурения с 2 до 3 км относится на расходы на геологоразведку.
В качестве базиса распределения затрат на части лучше всего использовать длину скважины. Если такой подход окажется непрактичным, допускается использовать количество дней бурения.
4. Текущие затраты на добычу представляют собой затраты, относящиеся к непосредственной добыче (подъему) нефти и газа на поверхность, сбору и первичной технологической обработке и хранению добытой нефти и газа.
В общем смысле затраты на добычу нефти и газа представляют собой все виды затрат, включая затраты на приобретение, разведку, разработку и текущие затраты. Однако для целей учета по методу результативных затрат под затратами на добычу подразумеваются только текущие затраты на эксплуатацию и текущий ре-
монт скважин и прочего нефтегазодобывающего оборудования. Данные текущие затраты, в соответствии со своей сущностью, списываются на себестоимость добытой нефти и газа в периоде, к которому они относятся.
Затраты на добычу включают заработную плату промысловых рабочих, расходы на ремонт оборудования, стоимость израсходованных материалов и запасных частей, налоги на добычу.
Текущие затраты на добычу относятся на себестоимость добытых углеводородов. Исключение составляют затраты, относящиеся к интенсификации добычи нефти и газа и относящиеся к будущей добыче. Такие затраты капитализируются. В качестве примера можно привести следующие виды затрат: капитальный ремонт скважин; перевод скважин на механизированную добычу; установка станков-качалок; установка электропогружных насосов; гидроразрыв пласта.
В российском бухгалтерском учете такие виды затрат, как правило, рассматриваются как ремонт и списываются на расходы в отчетном периоде.
В международном учете отдельно рассматривается проблема капитализации процентов банка. Согласно положению стандарта FAS 34 "Капитализация расходов по уплате процентов" часть расходов по процентам банка, понесенных в течение срока строительства объекта, подлежит капитализации в составе стоимости основного средства.
Объекты, в отношении которых допускается капитализация процентов банка, включают в себя активы, предназначенные для использования самой компанией, включая нефтегазодобывающее оборудование. Сумма процентов банка, относящаяся к этим объектам, в теории равна той сумме процентов, которая не была бы уплачена, если бы данный проект не был осуществлен. Капитализированная в отчетном периоде сумма процентов банка не должна превышать общую сумму процентов банка, начисленных в отчетном периоде.
Капитализация процентов банка возможна только в течение периода времени, когда соблюдаются все из приведенных ниже трех условий:
1) производятся затраты на капитальные вложения;
2) компания производит работы по приведению объекта в соответствующее состояние,
когда объект может быть использован по назначению;
3) компания несет расходы по уплате процентов банка.
Для компаний, ведущих учет по методу результативных затрат, основной вопрос, связанный с капитализацией процентов банка, связан с датами, когда возможно начало капитализации процентов и когда капитализацию процентов необходимо прекратить.
Если в процессе строительства объекта по тем или иным причинам работы были прекращены на длительный период времени, а впоследствии возобновлены, то капитализация процентов банка не должна осуществляться на протяжении периода, когда работы не велись. Однако кратковременное прекращение работ, перерывы, вызванные внешними причинами, или задержки, неизбежные в процессе приобретения, не являются достаточным основанием для прекращения капитализации процентов банка.
Необходимо также обратить внимание на требования, предъявляемые стандартом FAS 34 к затратам на капитальные вложения, которые необходимы для капитализации процента банка. Согласно § 16, капитализация процентов банка возможна, если проценты относятся к расходам, произведенным в виде выплаты денежных средств, передачи других активов или понесения обязательства, на которое начисляется процент. То есть, например, если в процессе бурения скважины подрядным способом компания не осуществляла выплаты подрядчикам, то капитализация процентов банка на такую скважину неправомерна.
Стандарт также говорит о том, что при оценке произведенных затрат могут использоваться допущения, то есть анализ всех выплат подрядчикам не требуется.
Аудитор должен убедиться, что, в соответствии с требованиями стандарта, капитализация процента была прекращена в момент начала работы или полной готовности объекта к началу работы или использованию по назначению. В случае нефтяной компании под таким моментом понимается признание обнаруженных в процессе бурения разведочной скважины запасов доказанными, потому что в этот момент соответствующие основные средства становятся частью общей системы по добыче нефти и газа. Исключением из данного правила, согласно § 18 стандарта FAS 34, является
ситуация, когда строительство объекта (например, скважины) закончено, но он не может использоваться по назначению до момента окончания строительства вспомогательного объекта (например, трубопровода). В этом случае капитализация процентов на скважину возможна до момента окончания строительства трубопровода.
Проведенное исследование позволяет сделать шесть выводов, касающихся проблем аудита классификации затрат нефтяной компании, ведущей учет по методу результативных затрат, в финансовой отчетности, подготовленной в соответствии с ОПБУ США:
1. Стоимость приобретения недоказанных запасов нефти и газа в отчетности должна быть отражена в активе баланса, если аудитор получил разумные доказательства того, что оценка этих запасов дала положительные результаты наличия запасов, и они должны перейти в категорию доказанных запасов. При получении доказательств об отсутствии запасов затраты должны быть списаны на расходы на геологоразведку, то есть не подлежат капитализации.
2. Затраты на разведку месторождений, кроме стоимости разведочных скважин, должны быть отнесены на расходы в момент их возникновения. Стоимость разведочных скважин капитализируется до момента определения результатов бурения. Если разведочная скважина оказывается результативной, то стоимость такой скважины включается в состав основных средств и амортизируется, в противном случае, если скважина оказывается нерезультативной, то ее стоимость списывается на расходы на геологоразведку.
3. Аудитору следует прибегнуть к мнению эксперта по поводу правильности разделения затрат на разведку на капитальные и текущие в тех случаях, когда соотнесение этих затрат с доказанными или недоказанными запасами вызывает сложности.
4. При аудите затрат на разработку месторождений аудитор должен проверить правильность формирования и распределения затрат по видам скважин, так как вид скважины и цель ее бурения являются признаками деления затрат на ка-
питальные и текущие. В частности, стоимость эксплуатационной скважины капитализируется вне зависимости от того, оказалась данная скважина результативной или нет.
5. При проверке текущих затрат на добычу нефти следует убедиться, что в финансовой отчетности затраты, связанные с интенсификацией добычи нефти, такие как гидроразрыв пласта, перевод скважин на механизированную добычу и т.п., в отличие от правил учета по российским стандартам, относятся не на текущие затраты, а капитализируются в составе основных средств.
6. Важную роль в управлении риском искажения отчетности в части затрат на разведку играет система авторизации затрат как элемент надлежащей системы внутреннего контроля.
Особенности амортизации капитализированных затрат
Все капитализированные затраты (основные средства) нефтяной компании, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются пропорционально истощению запасов углеводородного сырья, которым соответствуют данные затраты. Метод начисления амортизации пропорционально истощению запасов определен в правилах 015, его часто называют потонным методом. В процессе аудита амортизации следует оценить достоверность проведенных расчетов амортизации, а также объективность оценки запасов как базы начисления амортизации.
При подготовке финансовой отчетности по ОПБУ США следует использовать определение запасов, применяемое в международной практике. Необходимо учитывать, что существуют различные методики расчета запасов, утвержденные, во-первых, Обществом инженеров-не-фтяников и Всемирным нефтяным конгрессом, во-вторых, Комиссией по ценным бумагам и биржам США. Нефтяные компании проводят оценку запасов либо самостоятельно, либо с привлечением инженеров-оценщиков.
Аудитору необходимо убедиться, что сумма запасов нефтяной компании подтверждена заключением независимых инженеров-оценщиков, а оценка проведена с применением правильного метода.
Затраты на приобретение, относящиеся к доказанным запасам, которые включают суммы долгосрочных инвестиций в приобретение контроля над предприятиями, рассчитанные в момент их покупки, амортизируются пропорционально истощению общей суммы доказанных запасов, как разработанных, так и неразработанных.
Затраты на разработку, относящиеся к доказанным запасам, которые включают стоимость скважин, трубопроводов, резервуаров, прочей инфраструктуры месторождений, амортизируются пропорционально истощению доказанных разработанных запасов, которым соответствуют данные затраты.
На практике месторождения редко оказываются полностью разработанными. Соответственно, процент амортизации затрат на разработку оказывается выше, чем процент амортизации затрат на приобретение.
Расчет суммы амортизации с применением потонного метода осуществляется по следующей формуле:
Добыча за период
-х
Запасы на конец периода + Добыча за период
х Остаточная стоимость на конец периода.
Значение дроби в приведенной выше формуле называется коэффициентом истощения.
При составлении отчетности по ОПБУ США допускается объединение ряда амортизируемых объектов в группы по принципу их соответствия одному геологическому формированию. Как правило, наиболее удачной группировкой для целей расчета амортизации является месторождение. Практика аудита показывает, что если расчет амортизации проводится не по месторождениям, а в целом по компании, то происходит искажение суммы амортизационных отчислений из-за усреднения коэффициента истощения. Аудитор должен убедиться, что компания применяет более точную методику начисления амортизации.
Если месторождение обладает запасами как нефти, так и газа, то амортизационные отчисления обычно рассчитываются, исходя из общего количества эквивалентных единиц запасов нефти и газа, основанного на теплотворной способности каждого вида запасов. Теплотворная способность нефти и газа различна для разных месторождений и даже для одного резервуара.
На практике многие компании пользуются допущением, что один баррель нефти обладает в шесть раз большей теплотворной способностью, чем одна тысяча кубических футов газа.
Согласно ОПБУ США пересмотр суммы запасов, а, следовательно, и ставок амортизации, используемых при потонном методе, происходит по мере необходимости, но не реже одного раза в год. В течение года пересмотр запасов может быть вызван такими факторами, как: а) открытие новых запасов, б) существенное изменение запасов, в) существенное изменение цены на нефть, которая влияет на объем доказанных запасов. На практике методы расчета амортизации в этих условиях различаются.
Рассмотрим пример. Пусть амортизация рассчитывается поквартально для целей подготовки квартальной отчетности, отчетный год совпадает с календарным. Остаточная стоимость затрат на разработку на 1 января составляет 6 ООО ООО дол. США, доказанные разработанные запасы — 1 ООО ООО баррелей. Значения добычи и начисленной амортизации за первые три квартала указаны в табл. 2.
Таблица 2
Период времени Добыча (баррели) Амортизация (дол. США)
Первый квартал Второй квартал Третий квартал 20 000 18 000 22 000 120 000 108 000 132 000
Итого за девять месяцев: 60 000 360 000
В четвертом квартале добыча составила 20 ООО баррелей, кроме того, запасы компании по состоянию на 30 сентября были пересмотрены и составили 640 ООО баррелей.
Первый подход к расчету амортизации в качестве периода рассматривает квартал, в данном случае четвертый. Амортизация за четвертый квартал, таким образом, составит: (20 ООО / 640 000) х ($6 000 000 - $360 000) = $176 250.
Амортизация за год составит: $360 000 + $176 250 = $536 250.
Второй подход к расчету амортизации в качестве периода рассматривает год. Амортизация рассчитывается за весь год, а отчисления четвертого квартала равны годовой сумме за минусом суммарной амортизации за девять месяцев, которая уже вошла в отчеты за три предыдущих квартала. Амортизация рассчитывается следующим образом:
Общая добыча за год: 60 000 + 20 000 = 80 000 баррелей.
Расчетные запасы на начало года: 640 000 + 80 000 = 720 000 баррелей.
Амортизация за год: (80 000 / 720 000) х $6.000 000 = $666 667.
Амортизация за четвертый квартал: $666 667 - $360 000 = $306 667.
Амортизационные отчисления, исчисленные по разным методам, отличаются почти в два раза. На практике, если компания публикует квартальную отчетность, обычно выбирается первый подход, так как он дает меньшие поквартальные колебания амортизационных отчислений. Аудитор должен убедиться, что выбранный подход применяется компанией последовательно и на протяжении длительного периода времени.
Одной из часто встречающихся ошибок при расчете амортизации является использование неправильной базы начисления амортизации. Аудитору следует помнить, что при использовании потонного метода коэффициент амортизации (истощения) применяется к остаточной стоимости основного средства, тогда как при начислении амортизации исходя из срока полезного использования (линейным способом) коэффициент амортизации применяется к первоначальной стоимости основного средства.
Другой особенностью начисления амортизации по потонному методу является то, что зачастую добыча показывается геологическим отделом в тоннах (мера веса), а доказанные разработанные запасы, подтвержденные независимым инженером-оценщиком, в баррелях (мера объема). Для каждого месторождения коэффициент перевода из баррелей в тонны различается и зависит от многих параметров, в том числе от температуры. Для упрощения расчетов на практике часто используется средний коэффициент — 7,3 барреля в тонне.
Исследование особенностей амортизации капитализированных затрат в нефтяной отрасли в соответствии с ОПБУ США позволяет сделать шесть главных выводов:
1. Начисление амортизации по применяемому нефтяными компаниями потонному методу предполагает проверку правильности расчета запасов углеводородного сырья, являющихся базой расчета коэффициента истощения;
2. Оценка величины запасов в соответствии с международными правилами должна учитывать не только геологические возможности извлечения запасов, но и экономическую эффективность их добычи, что существенно осложняет задачу оценки и предполагает использование в процессе аудита мнения независимых оценщиков запасов.
3. Предоставленный аудитору независимым оценщиком отчет о запасах должен быть проанализирован для выявления некорректных допущений или применяемых методов оценки. По результатам такого анализа может быть сделан вывод о невозможности использования данного отчета в процессе аудита.
4. На практике расчет амортизации проводят не по отдельным объектам основных средств, а объединяют основные средства в группы по принципу их соответствия одному геологическому фор-
мированию. Аудитору необходимо убедиться в том, что группировка объектов осуществлена корректно, при этом наиболее объективной является группировка основных средств по месторождениям.
5. Повышенного внимания аудитора требует проверка расчета амортизации по месторождениям, обладающим запасами не только нефти, но и газа. Аудитору следует убедиться, что расчет общего количества эквивалентных единиц запасов нефти и газа произведен правильно.
6. Если нефтяная компания осуществляла пересмотр оценки запасов углеводородов в течение года, то аудитору следует проверить, как повлиял пересмотр оценки запасов на сумму начисленной амортизации. Аудитору необходимо убедиться, что выбранная учетная политика по начислению амортизации применяется компанией последовательно.
