Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли

Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отраслиМеждународные стандарты финансовой отчетности

2-й выпуск на русском языке

3Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли

Содержание

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 22

2.2.2 Оценка запасов

2.3 Геологоразведка и оценка

2.3.1 Метод учета результативных затрат и метод учета по полной стоимости

2.3.2 Учет затрат по геологоразведке и оценке согласно МСФО (IFRS) 6

2.3.3 Первоначальное признание затрат на геологоразведку и оценку согласно исключению, предлагаемому МСФО (IFRS) 6

2.3.4 Первоначальное признание затрат на геологоразведку и оценку запасов согласно принципам МСФО

Классификация активов в качестве материальных и нематериальных

2.3.5 Последующая оценка активов, связанных с геологоразведкой и оценкой

2.3.6 Переклассификация активов, связанных с разведкой и оценкой, согласно МСФО (IFRS) 6

2.3.7 Обесценение активов, связанных с разведкой и оценкой

2.3.8 Боковые стволы скважины

2.3.9 Законсервированные скважины

2.3.10 События после отчетной датыОбнаружение непродуктивных скважин

Отказ от права на разработку лицензионного участка

2.4 Затраты на разработку

2.5 Затраты по займам

2.5.1 Прибыль (убыток) по курсовым разницам

2.5.2 Инструменты хеджирования

2.6 Признание выручки на этапе проведения геологоразведки и добычи

2.6.1 Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы

2.6.2 Выручка от продаж до начала промышленной добычи

4 PwC

2.6.3 Использование поставочных форвардных договоров для финансирования разработки месторождения

2.6.4 Договоренности о применении предварительной цены

2.6.5 Долгосрочные договоры

2.6.6 Обременительные договоры

2.6.7 Представление выручки в финансовой отчетности

2.7 Обмен активами

2.8 Истощение, износ и амортизация

2.8.1 База для расчета амортизации пропорционально объему продукции

2.8.2 Изменение базы для расчета запасов

2.8.3 Компоненты

2.9 Раскрытие информации о запасах и ресурсах

2.9.1 Обзор

2.9.2 Раскрытие информации о затратах на геологоразведку и оценку и о затратах на добычу

2.9.3 Правила КЦББ в отношении раскрытия информации о запасах и модернизация требований

3 Транспортировка, переработка и сбыт3.1 Обзор

3.2 Оценка товарно-материальных запасов

3.2.1 Запасы добывающих компаний

3.2.2 Запасы брокеров-трейдеров

3.2.3 Запасы нефти и нефтепродуктов в системе трубопроводов (line fill) и буферный газ

3.2.4 Чистая цена продажи запасов нефти

3.2.5 Запасы запасных частей

3.3 Признание выручки при осуществлении деятельности по транспортировке, переработке и сбыту продукции

3.3.1 Обмен продукцией

3.3.2 Остатки запасов нефти и газа

3.3.3 Продажа на условиях CIF (cost, insurance and freight) по сравнению с продажей на условиях FOB (free on board)

3.3.4 Агентские договоры

3.3.5 Договоры о переработке давальческого сырья

3.3.6 Нефтепромысловые услуги

3.4 Система торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу

3.4.1 Учет системы торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу

3.4.2 Сертифицированные сокращения выбросов (ССВ)

3.5 Амортизация активов по переработке и сбыту продукции

3.5.1 Затраты на комплексную реконструкцию/капитальный ремонт


4 Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли

4.1 Объединения бизнесов

4.1.1 Обзор

4.1.2 Определение бизнеса

4.1.3 Определение операций объединения бизнесов

4.1.4 Метод приобретения

Идентификация покупателя и определение даты приобретения

Переданное возмещение

Условное возмещение

Распределение стоимости объединения на приобретенные активы и обязательства

Неразработанные активы/ресурсы

Налоговая льгота, связанная с амортизацией

Основные вопросы

4.1.5 Гудвилл в сделках по приобретению активов в нефтегазовой отрасли

Гудвилл и неконтролирующие доли

Выгодная покупка

4.1.6 Отложенный налог

Налоговые убытки

4.1.7 Предварительная оценка справедливой стоимости

4.1.8 Объединение бизнесов, осуществляемое поэтапно

4.1.9 Приобретение долей участия в совместно контролируемых активах

4.1.10 Затраты на реорганизацию

4.1.12 Представление и раскрытие информации

4.2 Совместное предпринимательство

4.2.1 Обзор

4.2.2 Совместный контроль

4.2.3 Классификация совместных предприятий

Отдельные структуры

Совместное предпринимательство, не имеющее отдельной структуры

Совместное предпринимательство, имеющее отдельную структуру

Права на активы и ответственность по обязательствам, обусловленные организационно-правовой формой

Права на активы и ответственность по обязательствам, установленные в договоре

Влияние гарантий на классификацию совместного предпринимательства

Другие факты и обстоятельства

Переоценка классификации

4.2.4 Порядок учета совместных операций (СО)

4.2.5 Порядок учета совместных предприятий (СП)

4.2.6 Вклады в совместное предпринимательство

6 PwC

4.2.7 Инвестиции с уровнем влияния ниже, чем при совместном контроле

4.2.8 Изменения в структуре собственности совместного предпринимательства

Изменения в структуре собственности: совместные операции

Изменения в структуре собственности: совместные предприятия

4.2.9 Учет совместным предпринимательством

Учет со стороны совместного предприятия

Учет со стороны совместных операций

Соглашения о «фармауте» («farm-out»)

Учет со стороны «фармора»

Активы с доказанными запасами

Активы без доказанных запасов

Учет со стороны «фарми»

4.2.11 Соглашения о централизованной эксплуатации месторождения

4.3 Соглашения о разделе продукции (СРП)

4.3.1 Общая информация

4.3.2 Компания несет риски, связанные с геологоразведкой

Капитализация затрат

Признание выручки

4.3.3 Компания несет риск, связанный с выполнением своих обязательств по договору

Критерии капитализации затрат

Оценка обесценения

Признание выручки

4.3.4 Вывод из эксплуатации активов в рамках СРП

4.3.5 Налогообложение СРП

Классификация в качестве налога на прибыль или роялти

Налог, уплаченный в натуральной форме

Налог, уплаченный от имени другого участника СРП

4.4 Вывод активов из эксплуатации

4.4.1 Резервы по выводу активов из эксплуатации

4.4.2 Пересмотр резервов по выводу активов из эксплуатации

4.4.3 Отложенный налог на резервы по выводу активов из эксплуатации

4.4.4 Фонды по выводу активов из эксплуатации

4.4.5 Выходные пособия

4.5 Обесценение активов по разработке, добыче, переработке и сбыту

4.5.1 Обзор

4.5.2 Признаки обесценения

4.5.3 Единицы, генерирующие денежные средства

4.5.4 Совместно используемые активы

4.5.5 Оценка справедливой стоимости за вычетом затрат на выбытие («ССЗВЗНП»)


4.5.6 Ценность использования

Прогнозный период

Цены на сырьевые товары в расчетах ценности использования

Денежные потоки в иностранных валютах при определении ценности использованияОбъекты незавершенного строительства в расчете ценности использования

4.5.7 Взаимосвязь между созданием резерва по выводу активов из эксплуатации и тестированием на обесценение

4.5.8 Тестирование на обесценение гудвилла

4.5.9 Сторнирование убытка от обесценения

4.6 Роялти и налоги на прибыль

4.6.1 Налоги в нефтегазовой отрасли: роялти и акцизы

4.6.2 Налоги в нефтегазовой отрасли, взимаемые с прибыли

4.6.3 Налоги, уплаченные денежными средствами или в натуральной форме

4.6.4 Отложенный налог и приобретение долей участия в совместно контролируемых активах

4.6.5 Дисконтирование сумм налогов в нефтегазовой отрасли

4.6.6 Роялти, уплачиваемые неправительственным органам/организациям, и оставшиеся доли участия

4.7 Функциональная валюта

4.7.1 Обзор

4.7.2 Определение функциональной валюты

4.7.3 Изменение функциональной валюты

4.8 Аренда

4.8.1 Обзор

4.8.2 В каких случаях существуют арендные взаимоотношения?

Использование конкретного актива

Право на использование конкретного актива

Переоценка того, является ли соглашение в целом или его отдельные элементы договором аренды

4.8.3 Учет аренды

Операционная аренда

Финансовая аренда


4.9 Операционные сегменты

4.9.1 Обзор

4.9.2 Что такое операционный сегмент?

4.9.3 Определение операционных сегментов: управленческий подход

4.9.4 Агрегирование операционных сегментов

4.9.5 Минимальные отчетные сегменты

8 PwC

4.9.6 Раскрытие информации

4.10 Консолидация

4.10.1 Контроль

5 Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты

97

5.1 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

5.3 Гибкость при определении объема заказа (наличие опций), включая соглашения на условиях «бери или плати»

5.4 Встроенные производные инструменты

5.4.1 Оценка того, являются ли встроенные производные инструменты тесно связанными с основным договором

5.4.2 Момент проведения оценки встроенных производных инструментов

5.5 Договоры на поставку сжиженного природного газа (СПГ)

5.6 Учет хеджирования

5.6.1 Принципы и виды хеджирования

5.6.2 Хеджирование денежных потоков и «высокая вероятность»

5.6.3 Хеджирование нефинансовых статей

5.6.4 Переоценка отношений хеджирования в объединениях бизнесов

5.7 Централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями

6 Первое применение МСФО6.1 Условная стоимость

6.2 Компонентизация

6.3 Резервы на покрытие обязательств по выводу объектов из эксплуатации


6.5 Активы и обязательства дочерних, ассоциированных и совместных предприятий

6.6 Финансовые инструменты

6.7 Обесценение

6.8 Затраты по займам

6.9 Требования к раскрытию информации


7 Новые стандарты: МСФО (IFRS) 9, 15 и 167.1 МСФО (IFRS) 9

7.1.1 Какое влияние оказывает классификация на нефтегазовый сектор?

7.1.2 В чем заключаются основные изменения для финансовых активов?

7.1.3 Как может измениться существующая практика для компаний нефтегазового сектора?

7.1.4 В чем заключаются основные изменения для финансовых обязательств?

7.1.5 Учет договоров на поставку сырьевых товаров

7.1.6 Учет хеджирования

7.2. Признание выручки: МСФО (IFRS) 15

7.2.1 Какое влияние оказывает этот стандарт на нефтегазовый сектор?

7.2.2 Сфера применения

Определение покупателя

Соглашения о разделе продукции

Обмен продукцией

Взаимодействие с другими стандартами

7.2.3 Несоответствия в объемах нефти и газа: объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы

Сфера применения

Определение цены операции

7.2.4 Агентские отношения

Сравнительный анализ функций принципала и агента

7.2.5 Поставки: стоимость, страхование и фрахт (CIF) или франко-судно (FOB)

Издержки, страхование и фрахт (CIF)

Франко-борт (FOB)

7.2.6 Договоры о применении предварительных цен

Выполнение обязанностей к исполнению

Определение цены операции

7.2.7 Договоры поставки на условиях «бери или плати» и аналогичные долгосрочные договоры поставки

Определение договора

Нереализованные права покупателей

7.2.8 Значительные компоненты финансирования

7.2.9 Раскрытие информации

7.2.10 Переходный период

10 PwC

7.3 Аренда: МСФО (IFRS) 16

7.3.1 Сфера применения

7.3.2 Идентифицируемый актив

7.3.3 Определение наличия в договоре признаков аренды

Взаимосвязь стандартов МСФО (IAS) 15 и МСФО (IAS) 16

7.3.4 Срок аренды

7.3.5 Освобождения в отношении признания и оценки

7.3.6 Порядок учета, применяемый арендатором

Первоначальное признание и оценка

Арендные платежи

Ставка дисконтирования

Затраты на восстановительные работы

Первоначальные прямые затраты

Последующая оценка

Переоценка

Модификация договора аренды

Сужение сферы применения договора аренды

Расширение сферы применения договора аренды

Изменение возмещения за аренду

Другие модели оценки

Представление и раскрытие информации

7.3.7 Порядок учета, применяемый арендодателем


7.3.8 Переходные положения


1

Цепочка создания стоимости в нефтегазовой отрасли и важнейшие вопросы бухгалтерского учета

12 PwC

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

Нефтегазовая деятельность включает в себя геологоразведку, добычу, переработку и реализацию нефти и газа, нефтепродуктов и сопутствующих продуктов.

Для проведения геологоразведки и добычи углеводородов требуются значительные финансовые вложения и длительный период подготовки проекта с учетом сложных природных условий и значительной неопределенности в отношении результатов проекта. Геологоразведка, разработка месторождений и добыча нефти и газа часто осуществляются силами совместных предприятий или в рамках совместной деятельности, что позволяет разделить существенные капитальные затраты между участниками совместной деятельности или совместного предприятия.

Добытое углеводородное сырье зачастую необходимо транспортировать на дальние расстояния по трубопроводу либо в танкерах; все чаще газ транспортируют в сжиженном состоянии с использованием специализированных перевозчиков и регазифицируют по прибытии на место назначения. Транспортировка газа все еще связана с большим количеством сложностей, поэтому многие добывающие и энергетические компании стремятся к заключению долгосрочных договоров для обеспечения необходимой инфраструктуры при разработке крупных месторождений, особенно на континентальных шельфах.

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 – это сложный процесс, предусматривающий использование ряда важных 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.

В публикации рассматриваются наиболее важные для нефтегазовой отрасли вопросы бухгалтерского учета. Порядок их рассмотрения соответствует этапам цепочки создания стоимости в отрасли: геологоразведка и разработка месторождений, добыча и реализация продукции; одновременно рассматриваются вопросы, наиболее часто возникающие у компаний нефтегазовой отрасли.

Геологоразведка и добыча• 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

Транспортировка, переработка и сбыт• Вопросы, связанные с оценкой продукции

• Вопросы, связанные с признанием выручки

• Система торговли квотами на выброс грязняющих веществ в окружающую среду

• Износ активов по транспортировке, переработке и сбыту продукции

Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли• Объединения бизнесов

• Совместные предприятия

• Вывод активов из эксплуатации

• Обесценение активов

• Роялти и налоги на прибыль

• Функциональная валюта

• Лизинг

• Финансовые инструменты


2

Геологоразведка и добыча

14 PwC

2. Геологоразведка и добыча

2.1 ОбзорДеятельность по геологоразведке и добыче включает геологоразведку и обнаружение углеводородов – сырой нефти и природного газа. Кроме того, эта деятельность включает разработку запасов и ресурсов углеводородов и их последующее извлечение (добычу нефти и газа).

2.2 Запасы и ресурсыНаиболее 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 запасамиК ресурсам относятся объемы нефти и газа, которые, по оценкам, содержатся 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 бизнесов, представляет собой справедливую стоимость запасов и ресурсов на дату объединения бизнесов, и только в этот момент.

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 бизнесов.

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 содержится каких-либо определений или рекомендаций 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, Канада 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 именно методы определения запасов они применяют, и использовать их постоянно.

Доказанные запасы – это оценочное количество запасов из известных месторождений нефти и газа, будущая добыча которых, исходя из анализа геологических и инженерных данных, с достаточной определенностью может быть окупаема 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 факторов неопределенности, 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 бóльшая вероятность добычи по сравнению с возможными запасами;

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

В разделе 2.9 рассматриваются требования к раскрытию информации о запасах и ресурсах.

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

Оценка запасов представляет собой сложный процесс. Он 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 после 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 оценкаКомпании несут затраты на проведение работ по геологоразведке ресурсов углеводородного сырья. Кроме того, они несут затраты по подготовке технико-экономического обоснования проекта по добыче разведанных ресурсов и оценке его коммерческой привлекательности. 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, таких как платеж за возможность получения прав на разведку.

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.

2.3.1 Метод учета результативных затрат и метод учета по полной стоимости

Для учета затрат на геологоразведку и оценку ресурсов и последующих затрат на разработку, в соответствии с местными общепринятыми стандартами 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, где отсутствуют конкретные правила учета в этой сфере компании соблюдают требования ОПБУ США по аналогии; таким образом, ОПБУ США оказали влияние на порядок бухгалтерского учета в других странах.

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, компания начинает списывать на расходы ранее капитализированные затраты отдельно по каждому месторождению.

Однако в прошлом некоторые геологоразведочные и добывающие компании в соответствии с местными ОПБУ 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 каждого из этих 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. Метод учета результативных затрат наилучшим образом соответствует принципам МСФО.

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,

16 PwC

понесенных после завершения геологоразведки и оценки. Период, на который распространяется действие стандарта, относительно невелик, а принципы выделения компонентов, содержащиеся в МСФО (IAS) 16, и правила обесценения, установленные в МСФО (IAS) 36, усложняют учет по методу полной стоимости после завершения стадии геологоразведочных работ и оценки ресурсов.

МСФО (IFRS) 1 «Первое применение международных 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 содержится в разделе 6.1.

2.3.2 Учет 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 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.

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;

• достоверно представлять финансовое положение, финансовые результаты и движение денежных средств;

• 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.

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?

Общaя информацияВ 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 в соответствии с 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 проведеццние геологических и геофизических исследований?

РешениеНет. 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 будет в неменьшей степени соответствовать потребностям пользователей, чем предыдущая учетная политика, или будет полнее соответствовать потребностям пользователей финансовой отчетности при принятии экономических решений и будет 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 и, следовательно, не является в большей степени соответствующей потребностям пользователей отчетности. Соответственно, руководству компании А не следует вносить предлагаемое изменение в учетную политику.

Приведенное выше решение основывается на том, что 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, предусматривающую капитализацию затрат.


Новая компания, которая не составляла финансовую 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 Первоначальное признание затрат на геологоразведку и оценку согласно исключению, предлагаемому МСФО (IFRS) 6

Практически все компании, переходящие на МСФО, приняли решение использовать исключение, содержащееся в МСФО (IFRS) 6, а не разрабатывать политику в соответствии с принципами МСФО.

В соответствии с исключением, предлагаемым МСФО (IFRS) 6, компания может продолжить применение той же учетной политики в отношении затрат на геологоразведку и оценку, которую она применяла до принятия МСФО (IFRS) 6. Капитализированные в соответствии с 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 соответствуют определению актива. Компания признает актив, если существует вероятность того, что в результате данных затрат компания получит экономические выгоды. Экономические выгоды могут быть получены в результате использования запасов углеводородов в коммерческих целях, 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 компания не применяет МСФО (IFRS) 6 и вместо этого разрабатывает политику в соответствии с принципами МСФО, затраты на геологоразведку списываются на расходы до момента капитализации.

Может ли компания вносить изменения в свою учетную политику в области капитализации затрат на геологоразведку и оценку при первом применении МСФО?

Общaя информацияКомпания B осуществляет деятельность в секторе геологоразведки и добычи нефти и газа. Компания приняла решение не продолжать использование своей предыдущей учетной политики в области учета затрат на геологоразведку и оценку, а разработать новую 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 лицензии, в которых дополнительная информация указывает участки, где дальнейшие поисковые мероприятия не принесут результата.

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?

РешениеДа. 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 соответствуют критериям признания актива.

18 PwC

Момент капитализации – это более ранний из двух моментов:

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);

ii) момента, когда проведенная оценка актива свидетельствует о наличии запасов, извлечение которых является экономически целесообразным, и вероятности получения экономических выгод от продолжающейся разработки и добычи запасов.

Классификация активов в качестве материальных/ нематериальныхПризнанные 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 только в тех случаях, когда для соответствующих нематериальных активов существует активный рынок. Этот критерий редко соблюдается, а в отношении активов, 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, а значит, 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 Последующая оценка активов, связанных с геологоразведкой и оценкой

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.

Износ и амортизация активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, как правило, не начисляются 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 Переклассификация активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, согласно МСФО (IFRS) 6

Активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, переклассифицируются после завершения оценки [МСФО (IFRS) 6, п. 17]. Если коммерческая целесообразность добычи полезных ископаемых не очевидна, активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, списываются.

Активы, связанные с разведкой и оценкой, переклассифицируются в состав активов, связанных с разработкой, если установлена коммерческая целесообразность добычи полезных ископаемых. Непосредственно перед переклассификацией следует протестировать активы, связанные с геологоразведкой и оценкой, на обесценение [МСФО (IFRS) 6, п. 17]. Требования к тестированию на обесценение приведены ниже.

После переклассификации к активу, связанному с геологоразведкой 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 КРМФО (IFRIC), ноябрь 2005 г.).

Если в отношении актива, связанного с геологоразведкой и оценкой, не были выявлены запасы, добыча которых была бы экономически целесообразной, данный актив должен списываться до справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу. Такой актив больше не может объединяться с другими добывающими активами.

2.3.7 Обесценение активов, связанных с геологоразведкой и оценкой

МСФО (IFRS) 6 устанавливает альтернативный порядок тестирования на обесценение активов, связанных с геологоразведкой и оценкой. Компания оценивает активы, связанные с разведкой и оценкой, только при возникновении признаков обесценения. К признакам обесценения относятся в том числе следующие:

• срок, в течение которого компания имеет право на производство разведочных работ на определенной территории, истек или истечет в ближайшем будущем, а его продление не ожидается;


Следует ли отнести затраты на бурение боковых стволов на расходы текущего периода?

Общaя информацияКомпания бурит новую скважину на этапе разработки месторождения. Она пробурила скважину 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.

В какой сумме руководство может списать затраты?

РешениеЗатраты не будут списаны, так как бурение оказалось результативным.

• существенные затраты, понесенные в связи с продолжением разведки и оценки запасов полезных ископаемых на определенной территории, не были учтены в процессе планирования и составления бюджета;

• разведка и оценка запасов полезных ископаемых на определенной территории не привели к обнаружению коммерчески выгодного количества запасов полезных ископаемых, и компания решила прекратить производство указанных работ на этой территории;

• существует достаточно признаков того, что при продолжении разработки на данной территории балансовая стоимость актива, связанного с геологоразведкой и оценкой, в результате будущей разработки и добычи не будет полностью возмещена.

Как только признаки обесценения активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, выявлены, эти активы должны быть протестированы на обесценение. МСФО вводит понятие более крупных единиц, генерирующих денежные средства, для активов, связанных с геологоразведкой и оценкой. Компаниям разрешается группировать активы, связанные с геологоразведкой 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 геологоразведкой и оценкой, с активами, связанными с добычей полезных ископаемых, может позволить избежать обесценения на определенный период.

2.3.8 Боковые стволы скважиныВ 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 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.

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.

В FASB ASC-932 «Добывающие отрасли: нефть и газ» содержатся указания в отношении того, следует ли отнести затраты по разведочным скважинам на расходы или на будущие периоды 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 выполняется или имеются серьезные сомнения в экономической и операционной целесообразности проекта, стоимость разведочной скважины снижается и соответствующие затраты списываются. Затраты не должны сохраняться в составе капитализированных на том основании, что текущие рыночные условия изменятся или появится новая технология и в будущем реализация проекта станет экономически целесообразной.

Сухая скважина

1 2

Обнаруженные запасы нефти

20 PwC

Длительные отсрочки в проведении оценки или реализации планов по разработке приводят к появлению сомнений в том, что принимаются достаточные меры для обоснования продолжающейся капитализации затрат по законсервированной скважине после завершения бурения.

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 в течение определенного времени намерена возобновить буровые работы на законсервированной скважине или продолжить ее разработку, данные затраты могут оставаться на балансе на такой же срок.

2.3.10 События после отчетной датыОбнаружение непродуктивных скважинРазведочная 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.

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.

Отраслевая практика в данной области отличается разнообразием. 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, событие может рассматриваться как некорректирующее. Необходимо проводить тщательную оценку этих условий на основе имеющихся фактов и обстоятельств.

Отказ от права на разработку лицензионного участкаЛицензии на геологоразведку (и разработку) обычно выдаются на конкретный 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.

Следует ли производить обесценение актива, если скважина была признана сухой после окончания отчетного периода?

Общaя информацияКомпания 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. В марте 2011 г. скважина была признана сухой и ликвидирована. Финансовая отчетность компании за 2010 г. выпущена в апреле 2011 г.

Как отразить в учете затраты на разведочную скважину с учетом события после отчетной даты?

РешениеТак 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 в январе-феврале 2011 г. после окончания отчетного периода, должны быть отнесены на расходы текущего периода.

Если компания продолжала оценивать результаты геологоразведочных работ на конец отчетного периода и еще не определила, удастся ли выполнить условия лицензии, отказ от лицензии считается некорректирующим событием. Оно не подтвердило выполнение условия, существовавшего 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 содержащиеся в ней требования, тогда отказ от лицензии в период после отчетной даты считается корректирующим событием и на дату окончания периода отражается обесценение активов. При любом сценарии в финансовой отчетности необходимо раскрыть соответствующую информацию.


2.4 Затраты на разработкуК 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 их отнесения к категории нормативных или сверхнормативных.

Затраты, произведенные с момента начала коммерческой добычи, можно капитализировать только в том случае, если они соответствуют критериям признания актива в соответствии с МСФО (IAS) 16 или МСФО (IAS) 38.

2.5 Затраты по займамВ 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 «Затраты по займам», 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 займам на общие цели, которых можно было бы избежать, если бы не были произведены затраты по активу, отвечающему определенным требованиям. Затраты по займам на общие цели, относящиеся к строительству актива, должны рассчитываться с учетом средневзвешенной стоимости займов на общие цели.

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 в соответствии с предыдущими ОПБУ. Кроме того, могут быть капитализированы затраты по займам по любым активам, связанным с геологоразведкой и оценкой, которые соответствуют критериям признания и являются активами, отвечающими определенным требованиям в соответствии с МСФО (IAS) 23.

Предполагается, что активы, связанные с геологоразведкой и оценкой и отвечающие этим требованиям, встречаются редко.

Если затраты по займам капитализировались в соответствии с предыдущими ОПБУ, то в соответствии с МСФО (IFRS) 6 компании могут разработать учетную политику, согласно которой они могут прекратить капитализацию таких затрат. Однако в таком случае компании придется рассмотреть вопрос о том, относятся ли затраты по займам к активу, отвечающему определенным требованиям, и, следовательно, должны ли они капитализироваться. Актив должен будет соответствовать определению актива, изложенному в принципах подготовки финансовой отчетности Совета по МСФО, и должна существовать 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 на его подготовку к использованию по назначению не требуется значительного времени.

Несмотря на то, что в соответствии с МСФО (IFRS) 6 дополнительные затраты на геологоразведку могут быть капитализированы, они не будут рассматриваться как активы, которые с большой вероятностью принесут компании будущие экономические выгоды, пока не будут обнаружены достаточно большие объемы запасов.

2.5.1 Прибыль (убыток) по курсовым разницам

Если разработка полезных ископаемых финансируется за счет займов в иностранной валюте, в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 21 «Влияние изменений валютных курсов» прибыль или убыток по курсовым разницам должны признаваться в отчете о прибылях и убытках, кроме тех случаев, когда они считаются корректировками процентных расходов, и в этом случае они могут рассматриваться как затраты по займам в соответствии с МСФО (IAS) 23.

Прибыль и убыток, являющиеся результатом корректировки по процентным расходам, включают дифференциал процентных ставок по затратам, которые компания понесла бы, если бы получила займы в своей функциональной валюте, и затратам, фактически понесенным по займам в иностранной валюте.

МСФО (IAS) 23 не содержит указаний на то, какой метод следует использовать для оценки величины курсовых разниц, которые могут быть включены в затраты по займам. Существуют два метода, которые можно применять для оценки курсовых разниц:

• Оценка части курсовых разниц, которые могут быть включены в затраты по займам, может базироваться на форвардных валютных курсах по состоянию на дату выдачи займа.

• Оценка части курсовых разниц, которые могут быть включены в затраты по займам, может базироваться на процентной ставке по аналогичным займам, выраженным в функциональной валюте компании.

22 PwC

Руководству следует применять профессиональное суждение при оценке того, какие курсовые разницы могут быть капитализированы. Выбранный метод должен последовательно применяться к курсовым разницам независимо от того, представляют ли они собой прибыль или убыток.

2.5.2 Инструменты хеджированияКомпания может хеджировать стоимость приобретенных основных средств или заемных средств, используемых для приобретения или строительства.

Прибыли и убытки по производным финансовым инструментам, которые не были обозначены в качестве инструментов эффективного хеджирования в соответствии с МСФО (IAS) 39 «Финансовые инструменты: признание и оценка» или МСФО (IFRS) 9 «Финансовые инструменты», должны признаваться в составе прибыли.

Эффективная часть прибылей/убытков от хеджирования может быть капитализирована в составе стоимости актива только в том случае, если инструмент хеджирования соответствует критериям применения учета хеджирования, содержащимся в МСФО (IAS) 39 или МСФО (IFRS) 9.

Если в последующие периоды хеджирование прогнозируемой операции приводит к признанию нефинансового актива, такого как основные средства, МСФО (IAS) 39 содержит возможность выбора учетной политики, предусматривающей либо корректировку первоначальной стоимости статьи с учетом эффективной части прибыли или убытка от хеджирования (метод основной корректировки), либо перенос этих сумм из состава накопленного прочего совокупного дохода в этом же периоде или периодах, в течение которых приобретенный актив или принятое обязательство оказывает влияние на прибыль или убыток (например, в периодах, в которых признаются расходы по амортизации или себестоимость продаж). Компаниям, которые не применяют МСФО (IFRS) 9, необходимо использовать метод основной корректировки.

Отношения хеджирования потоков денежных средств могут применяться для хеджирования риска влияния изменений процентных ставок или риска изменения курса валют, относящихся к процентным потокам денежных средств по займам. Эти отношения хеджирования будут отказывать влияние на сумму затрат по займам, которые могут быть капитализированы компанией.

Более подробная информация об учете хеджирования содержится в разделе 5.6.

Пример. Курсовые разницы по текущим займам в иностранной валюте

Общaя информацияРасположенная в Великобритании нефтегазодобывающая компания, функциональной валютой которой является фунт стерлингов, имеет заем в иностранной валюте в сумме 1 млн долл. США на начало периода. Процентная ставка по займу составляет 4 % и выплачивается в конце периода. Ставка по аналогичному займу в фунтах стерлингов составляет 6 %. Курс спот на начало года составляет 1 фунт стерлингов = 1,55 долл. США, а на конец года 1 фунт стерлингов = 1,50 долл. США.

Какая курсовая разница может рассматриваться как корректировка процентных расходов?

РешениеРасчетные процентные затраты по займу в фунтах стерлингов составят: 645 161 фунт

стерлингов по ставке 6 % = 38 710 фунтов стерлингов.

Общая фактическая стоимость займа превышает процентные расходы на 9 463 фунта стерлингов. Следовательно, только часть курсовой разницы, общая сумма которой составляет 21 506 фунтов стерлингов, в сумме 12 043 фунта стерлингов (21 506 фунтов стерлингов минус 9 463 фунта стерлингов) может рассматриваться как процентные расходы, подлежащие капитализации в соответствии с МСФО (IAS) 23.

Взаимосвязь между разницей в обменном курсе и разницей в процентной ставке должна быть очевидной и оставаться неизменной в течение срока займа для продолжения капитализации курсовых разниц.

Фактическая стоимость займа в долларах США

Фунты

Заем на начало года: 1 млн долл. США (по курсу 1,55 долл. США за 1 фунт стерлингов)

645 161

Заем на конец года: 1 млн долл. США (по курсу 1,50 долл. США за 1 фунт стерлингов)

666 667

Убыток по курсовым разницам 21 506

Проценты уплаченные: 1 млн долл. США (по ставке 4 % = 40,000 долл. США по курсу 1,50 долл. США за 1 фунт стерлингов)

26 667

Итого 48 173

Проценты по аналогичному займу в фунтах стерлингов

38 710

Разница 9 463


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 потребуется 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. Именно такие общие вопросы рассматриваются в данном разделе. Признание выручки в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) рассматривается в разделах 4.3.2 и 4.3.3.

В мае 2014 г. Совет по МСФО выпустил новый стандарт в области признания выручки – МСФО (IFRS) 15. Более подробная информация приводится в разделе 7.2.

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.

Организация добычи (подъема из скважины) и транспортировки нефти, как правило, бывает гораздо эффективнее, если каждый участник СП 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 (объемы, полученные сверх положенного), а другие – меньше их доли 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.

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.

В разделе 7.2.3 рассматриваются вопросы потенциального влияния нового стандарта в области признания выручки на порядок учета объемов, полученных сверх нормы, и недополученных объемов.

24 PwC

Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы (1) Признание недополученных объемов (включая вариант с расчетом на нетто-основе)

Какая курсовая разница может рассматриваться как корректировка процентных расходов?

Общая информацияКомпания 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 составляла 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.

Как компания А должна отражать недополученный остаток?

РешениеПозиция 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.

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, выполняются, и, следовательно, компания А должна признать выручку.

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

Себестоимость продаж (7 500 у.е.*70 %) (5 250) (5 250)

Валовая прибыль 5 950 5 950

Прочие доходы / (расходы) — (50*[35-32]) 150

Чистая прибыль 5 950 6 100

Бухгалтерский баланс (выдержка)

Дебиторская задолженность за недополученный объем

(50*32 у.е.) 1 600 (50*35 у.е.) 1 750


Объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы (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 информацияКомпания 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, а 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.).

Как следует отразить в учете компании А расчет за остаток по недополученным объемам?

РешениеКомпании 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:

Данные отчета о прибылях и убытках и бухгалтерского баланса компании А

Дт Кт

Дт Недополученные объемы (50*[37у. е. - 35 у. е.]) 100 у. е.

Кт Прочие доходы 100 у. е.

Эта сумма представляет собой пересчет стоимости недополученных объемов по текущей рыночной стоимости

Дт Денежные средства 1 850 у.е.

Кт Недополученные объемы 1 850 у.е.

Эта сумма представляет собой прекращение признания остатка по недополученным объемам в момент осуществления расчетов денежными средствами.

26 PwC

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 информацияКомпания 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, а 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, на основе того, 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 составляла 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 составляла 35 у. е.

Как следует отразить в учете компании B расчет за остаток по объемам, полученным сверх нормы?

РешениеКомпания 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, выполняются, и, 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.

Отчет о прибылях и убытках

Выручка (500*32 у. е.*30 %) 4 800 4 800

Себестоимость продаж (7 500 у. е.*30 %) (2 250) (2 250)

Валовая прибыль 2 550 2 550

Прочие доходы / (расходы) (50*[32 у. е. - 30 у. е.]) (100) (100)

Чистая прибыль 2 450 2 450

Бухгалтерский баланс (выдержка)

Дебиторская задолженность за недополученный объем

— —


2.6.2 Выручка от продаж до начала промышленной добычи

Компания 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 июне 2017 г. был выпущен проект для обсуждения, предлагающий поправку ограниченного применения к МСФО (IAS) 16, запрещающую вычет поступлений из стоимости основных средств. Указанные поступления будут отражаться в составе выручки, а соответствующие затраты – в составе расходов в отчете о прибылях и убытках.

2.6.3 Использование поставочных форвардных договоров для финансирования разработки месторождения

Геологоразведка и разработка нефтегазовых месторождений – это капиталоемкий процесс. В связи с этим появились различные методы финансирования. Соглашение 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 соглашений, и каждую из них необходимо тщательно анализировать, чтобы определить надлежащий порядок бухгалтерского учета. Покупатель в рамках такого соглашения 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 соглашение 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.

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 незначительные изменения в договоре могут обуславливать различный порядок бухгалтерского учета.

Вступление в силу нового стандарта МСФО (IFRS) 15 с 1 января 2018 года может привести к серьезным изменениям текущего порядка бухгалтерского учета альтернативных финансовых договоров. Сложность данных структур требует от продавцов проведения тщательного анализа, прежде чем делать выводы в отношении надлежащего порядка учета.

2.6.4 Договоренности о применении предварительной цены

Контракты на продажу определенных видов сырьевых товаров часто предусматривают договоренности о применении предварительной цены: 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.

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.

28 PwC

На каждую отчетную дату компания переоценивает по рыночной цене договоры, предусматривающие оплату товара по предварительной цене, при этом корректировки признаются в составе выручки.

В разделе 7.2.6 рассматриваются вопросы потенциального влияния нового стандарта в области признания выручки на порядок учета договоренностей о применении предварительной цены.

2.6.5 Долгосрочные договорыДолгосрочные договоры купли-продажи широко используются в нефтегазовой отрасли. Производители и потребители могут заключать долгосрочные договоры купли-продажи для гарантирования поставок и приемлемых цен. Иногда такие договоры являются основополагающими для развития или продолжения деятельности нефтегазовой компании и базой для принятия решения о начале деятельности по добыче, они также влияют на степень вероятности наличия денежных средств, от которых может зависеть финансирование нефтегазовой деятельности. Учет продаж по долгосрочным договорам осуществляется в соответствии с принципами, которые обсуждались выше, при этом могут возникать и дополнительные вопросы.

В рамках таких договоров, как правило, предусматривается поставка заранее установленного объема продукции в течение определенного периода времени по согласованной цене. Такой договор часто содержит положения, касающиеся корректировки или повышения цен в течение периода действия договора для защиты производителя и/или продавца от влияния значительных изменений в допущениях, существовавших на момент подписания договора. Цены могут варьироваться в зависимости от мировых рыночных цен, роста затрат или иного вида индекса цен (см. раздел 2.6.4 выше). Эти характеристики или иные договорные условия могут привести к появлению встроенных производных инструментов (см. раздел 5.4).

Договоры могут допускать изменение количества или сроков поставок, а также предусматривать или не предусматривать компенсации любой из сторон в случае изменения обстоятельств. Производители также могут согласиться с изменениями, несмотря на наличие юридически закрепленных прав. Такие договоры могут включать встроенные производные инструменты или в определенных обстоятельствах допускать превращение платежа в дебиторскую задолженность до выполнения обязанности к исполнению. Возможно, необходимо будет отложить признание некоторых сумм выручки.

В разделе 7.2.7 рассматриваются вопросы потенциального влияния нового стандарта в области признания выручки на порядок учета долгосрочных договоров.

2.6.6 Обременительные договорыМногие договоры (например, обычные заказы на покупку) могут быть аннулированы без выплаты компенсации второй стороне договора. Это означает, что соответствующее обязательство отсутствует. Обременительный договор определяется как договор, для которого неизбежные затраты на выполнение обязательств по договору превышают ожидаемые от исполнения договора

экономические выгоды. Неизбежные затраты по договору отражают минимальные чистые затраты на выход из договора, соответствующие наименьшему из двух значений: суммы затрат на его исполнение и суммы всех компенсаций и штрафов, вытекающих из неисполнения договора.

Факторы, обусловливающие появление обременительных договоров, скорее всего, будут признаками обесценения, в связи с которыми потребуется оценка обесценения в соответствии с МСФО (IAS) 36 (см. раздел 4.5).

Определение надлежащей единицы учета – важная часть оценки таких договоров. В отдельных случаях договоры будут оцениваться в индивидуальном порядке (например, когда ожидается, что в базовом договоре покупки или аренде площади не будет необходимости). В других случаях договоры могут учитываться в оценке обесценения для всей единицы, генерирующей денежные средства. Вопрос о необходимости создания резерва под обременительный договор является сложным.

Например, нефтегазовая компания заключила с потребителем долгосрочный договор на поставку по фиксированной цене. Стоимость извлечения и/или добычи впоследствии увеличивается, и общие затраты на выполнение договора, как ожидается, превысят цену договора. Появляется признак обесценения. Денежные потоки от этого договора будут учтены в ценности использования или в справедливой стоимости за вычетом затрат на выбытие базовой генерирующей единицы. В рассматриваемом сценарии наличие обременительного договора маловероятно, пока балансовая стоимость базовой генерирующей единицы не будет равна нулю.

2.6.7 Представление 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 и концессии» 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 информацияКомпания А ведет бизнес посредством осуществления совместной деятельности в разнообразных формах и обязана уплачивать различные налоги. Ниже приводится информация по этим видам совместной деятельности:

2.7 Обмен активамиКомпания 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 бизнесов будут различаться. Обмениваемые объекты могут соответствовать определению бизнеса; если компания приобретает контроль над активами, которые соответствуют определению бизнеса, это означает, что имело место объединение бизнесов.

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 как получаемого, так и передаваемого актива не может быть достоверно определена. В рамках операции

Вид деятельности Представление в отчете о прибылях и убытках

Прочие комментарии

1. Совместно контролируемые активыКомпания А отвечает за продажу своей доли нефти, добытой на совместно контролируемых объектах.

Необходимо признать выручку, полученную от продажи своей доли добытой нефти.

Операции по продаже осуществляет компания А. Они отвечают определению выручки, содержащемуся в МСФО (IAS) 18.

2. Совместно контролируемое предприятиеСовместно контролируемое предприятие (СКП) продает добытую нефть, а компания А получает свою долю в прибыли СКП. В составе операций компании А на долю СКП приходится 35 %. Компания А принимает активное участие в совместном управлении СКП. Компания А учитывает СКП по методу долевого участия.

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 нефтепродуктовКомпания А уплачивает в бюджет фиксированную денежную сумму за каждый литр проданной продукции

Сумма пошлины подлежит исключению из суммы признаваемой выручки.

Пошлина не относится к числу экономических выгод, подлежащих получению компанией А на свой счет [МСФО (IAS) 18, п. 8].

4. Роялти по проданной продукцииКомпания 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, п. 8], т. е. если валовая выручка от продаж составила 100 у. е. и сумма роялти составила 10 у. е., то 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.

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 окончательные данные по запасам и ресурсам отсутствуют. Если справедливую стоимость определить невозможно, оценка приобретенного актива производится по себестоимости, которая будет равна балансовой стоимости переданного актива. При этом прибыль или убыток отсутствуют.

30 PwC

Компания определяет, имеется ли у операции обмена коммерческое содержание; для этого она рассматривает вопрос о том, насколько, как ожидается, 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 бизнесов, 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. МСФО (IFRS) 3 необходимо применять, если компания приобретает долю участия в совместном предпринимательстве, представляющем собой бизнес. В иных случаях доля 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 организации и совместные предприятия» (как обсуждается далее в разделе 4.2.7). 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 4.2.8 эти вопросы анализируются более детально.

2.8 Истощение, износ и амортизацияВ 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.

2.8.1 База 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 в совокупности. 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 запасовКомпания 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.

Согласно МСФО (IAS) 8, 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.


Расчет пропорционально объему добычи: виды запасов

Какие категории запасов используются при расчете пропорционально объему добычи?

Общaя информацияКомпания 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.

РешениеПри 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 по 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, а вероятные – для участков, где углеводороды добываются из нетрадиционных источников. Если используются доказанные и вероятные запасы, то необходимо скорректировать базу амортизации с учетом оценки будущих затрат на разработку, которые потребуются для получения доступа к неразработанным запасам.

2.8.3 КомпонентыВ 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, п. 43-44].

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, п. 13-14].

2.9 Раскрытие информации о запасах и ресурсах

2.9.1 ОбзорКлючевыми 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. Отраслевые органы также выпускают 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.

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 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 какие-либо определенные запасы связаны с особыми

32 PwC

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 данные о доказанных запасах.

Категории используемых запасов и их определение должны быть четко описаны. Вопросы, связанные с раскрытием информации о величине запасов, а также с общепринятыми методами 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 общепринятый метод подготовки и представления информации о величине запасов отсутствует. 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 следующую информацию по оценке ресурсов и запасов углеводородов:

• примененную методологию и ключевые допущения, использованные для оценки ресурсов и запасов углеводородов;

• диапазон обоснованных возможных результатов в следующем финансовом году в отношении балансовой стоимости соответствующих активов и обязательств;

• 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 полезно, но должно осуществляться последовательно. Кроме того, необходимо четко изложить основу для раскрытия такой информации, которая должна соответствовать общепринятым стандартам и методам, например определениям, разработанным Обществом инженеров-нефтяников.

2.9.2 Раскрытие 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 или 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 Правила КЦББ в отношении раскрытия информации о запасах

Руководство КЦББ в отношении раскрытия информации о запасах считается передовым подходом к вопросам раскрытия информации в отрасли. Даже те нефтегазовые компании, которые не зарегистрированы в КЦББ, могут готовить свою раскрываемую информацию о запасах на основе данного руководства. КЦББ внесла изменения в свои требования к раскрытию информации (в Окончательном варианте 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 динамике перевода доказанных неразработанных запасов в категорию доказанных разработанных запасов. Раскрытие информации должно охватывать запасы, относимые к этой категории на протяжении 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;

• используемые в компании средства внутреннего контроля, связанные с оценкой запасов, а также квалификация технического специалиста, в основные обязанности которого входит осуществление надзора за подготовкой или аудитом запасов;

• если компания делает заявление о том, что раскрываемая информация основана на данных авторитетной третьей стороны, которая подготовила оценку запасов или провела аудит запасов или обзорную проверку процесса оценки, 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), одобренной 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 из известных залежей при существующих экономических и операционных условиях» [Правило 4-10а].

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 меньше 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», то есть технологии, испытанной на практике и продемонстрировавшей 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»).

34 PwC

3

Транспортировка, переработка и сбыт


3. Транспортировка, переработка и сбыт

3.1 ОбзорДеятельность 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 Оценка товарно-материальных запасовТоварно-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. При некоторых обстоятельствах оценка запасов сырьевых товаров может производиться по чистой цене продажи или по справедливой стоимости за вычетом расходов на выбытие. Применительно к сырьевым товарам справедливая стоимость за вычетом расходов на выбытие обычно равна чистой цене продажи таких товаров. Ниже описаны ситуации, в которых можно производить оценку по справедливой стоимости за вычетом расходов на выбытие / по чистой цене продажи.

3.2.1 Запасы добывающих компанийЗапасы 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, п. 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. Компании, которые осуществляют деятельность в этих странах, имеют 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, п 30]. В оценку запасов не вносятся корректировки для отражения времени, которое пройдет до отпуска в производство или выбытия запасов, или для отражения влияния, которое может оказать продажа запасов в значительных объемах на рыночную цену.

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 или МСФО (IFRS) 9.

3.2.2 Запасы брокеров-трейдеровТоварные брокеры-трейдеры оценивают свои запасы по справедливой стоимости за вычетом затрат на выбытие [МСФО (IAS) 2, п. 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 брокеров-трейдеров, 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 какого-либо изменения основных характеристик товара не требуется. Это требование может помешать 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 брокеров-трейдеров, следует тщательно рассмотреть вопрос о том, осуществляет ли она какую-либо деятельность, которая могла бы изменить основные характеристики продукта, а значит, 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 выбытие [МСФО (IAS) 2, п. 36].

36 PwC

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.

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.

Продукт, который принадлежит компании, но хранится в объекте основных средств, принадлежащем третьей стороне, как правило, классифицируется в качестве запасов. Например, сюда будет относиться весь газ, находящийся в арендуемом хранилище. Он не является компонентом основных средств третьей стороны или компонентом основных средств, принадлежащих компании. Следовательно, оценка данного продукта должна производиться по методу ФИФО или по средневзвешенной стоимости.

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.

1 января 2019 г. вступает в силу новый стандарт по учету аренды – МСФО (IFRS) 16. Дополнительные рекомендации по учету аренды арендатором содержатся в разделе 7.6.3.

3.2.4 Чистая цена продажи запасов нефтиКомпания 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, поэтому они не должны учитываться при расчете чистой цены продажи.

Буферный газ

Следует ли учитывать буферный газ в составе основных средств или в составе запасов?

Общaя информацияКомпания Gaseous Giant SA (GG) занимается добычей и сбытом природного газа. Компания 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.

Следует ли учитывать буферный газ в составе основных средств или в составе запасов?

РешениеРуководству 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.


Чистая цена продажи запасов нефти

Следует ли рассчитывать чистую цену продажи запасов нефти с использованием цены на нефть на отчетную дату или нужно учесть изменения рыночной цены после отчетной даты?

Общaя информацияКомпания 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 составила 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?

РешениеКомпания 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. 2].

Если требуется дальнейшая переработка запасов, чтобы подготовить их к продаже, следует скорректировать чистую цену продажи на величину соответствующих затрат на переработку.

3.2.5 Запасы запасных частейТехника 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. Крупные запчасти резервного и вспомогательного оборудования тоже могут быть отнесены к категории основных средств, если они соответствуют определению основных средств. Запасные части, учитываемые в составе запасов или основных средств, необходимо отражать по себестоимости, за исключением случаев, когда имеются доказательства их порчи или устаревания.

3.3 Признание выручки при осуществлении деятельности по транспортировке, переработке и сбыту продукции

В данном разделе содержится информация о признании выручки в соответствии с МСФО (IAS) 18/ МСФО (IAS) 11. 1 января 2018 г. вступил в силу новый стандарт в области признания выручки. См. дополнительные рекомендации в разделе 7.2.

Признание выручки при осуществлении деятельности по транспортировке, переработке и сбыту продукции может быть сопряжено с определенными трудностями. Иногда сырую нефть и природный газ необходимо транспортировать на дальние расстояния, кроме того, они должны принадлежать к определенному типу, соответствующему требованиям НПЗ. Компании могут осуществлять обмен продукцией, чтобы подстроиться под требования логистики, графики поставок и прочие условия. В данном разделе рассматриваются именно эти общие вопросы. Торговля сырьевыми товарами и связанные с ней вопросы рассматриваются отдельно в разделе 5.7.

3.3.1 Обмен продукциейДля 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. При этом иногда могут наблюдаться отклонения от требуемого качества или типа продукции. При необходимости осуществляются балансирующие выплаты для отражения различий в показателях продукции, участвующей в сделке. Расчеты по ним могут осуществляться при помощи выставления счетов и осуществления платежей в валовом или чистом виде.

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.

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 несоответствий 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 служить ситуация, когда одно количество нефти, например легкой малосернистой нефти, обменивается на другое количество нефти, например тяжелой высокосернистой нефти, чтобы добиться конкретного состава сырой нефти, необходимого для деятельности конкретного НПЗ. Такая операция должна учитываться как операция продажи одного продукта и покупки другого по справедливой стоимости.

38 PwC

Существенный денежный компонент операции является показателем того, что операция может представлять собой покупку и продажу разных продуктов.

Неденежные обменные операции не входят в сферу применения нового стандарта по учету выручки МСФО (IFRS) 15, который вступил в силу 1 января 2018 года. Более подробная информация содержится в разделе 7.2.2.

3.3.2 Остатки нефти и газаНа практике сторонам, владеющим нефтеперерабатывающим заводом, часто выделяются объемы газа, не соответствующие суммам, вложенным в переработку, что приводит к «небалансу» газа. Оператор установки по переработке газа должен рассмотреть вопрос о том, возникают ли в действительности у оператора в результате этих операций операции покупки и (или) продажи, по аналогии с обсуждением в разделе 2.6.1 вопроса об объемах, полученных сверх нормы, и недополученных объемах.

Влияние нового стандарта по выручке на порядок бухгалтерского учета этих операций обсуждается в разделе 7.2.3.

3.3.3 Продажа на условиях CIF (cost, insurance and freight) по сравнению с продажей на условиях FOB (free on board)

В разделе 7.2.5 рассматривается потенциальное влияние нового стандарта по выручке на порядок учета договоров продажи на условиях CIF (по цене, включающей стоимость, страховку и фрахт) и FOB (свободно на борту).

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 и на условиях FOB.

Договоры с поставкой на условиях CIF означают, что компания-продавец отвечает за покрытие расходов на доставку, стоимости фрахта и страхования 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, – ключевому фактору 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 продавец несет ответственность за страхование товара на тот период, пока товар еще находится в пути. Однако для обеспечения такого положения дел 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 предусматривается, 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 к исполнению.

3.3.4 Агентские договорыВажно выявить, в каком качестве компания действует в сделках – как агент или принципал, так как только в роли принципала компания вправе признавать выручку с учетом валовой суммы, полученной или причитающейся к получению в отношении исполнения своих обязательств по договору купли-продажи. Компании, действующие в качестве агентов, не признают выручку по суммам, полученным от покупателя и подлежащим уплате принципалу.

Выступает ли компания в роли принципала или агента, зависит от фактов и обстоятельств отношений. Признаки того, что компания должна учитывать операцию как принципал, включают следующее:

• согласно ожиданиям клиента, компания действует в качестве основного лица, принявшего на себя обязательства по договору;

• компания может свободно (с учетом экономических ограничений) определять цену продажи совместно с покупателем. И наоборот, если сумма, получаемая компанией, определена заранее либо как фиксированное вознаграждение за сделку, либо как сумма счета, выставленного клиенту, это, как правило, указывает на то, что компания действует в качестве агента;

• компания подвержена риску обесценения запасов, т. е. риску порчи, медленной оборачиваемости и устаревания запасов, а также риску изменения цен поставщиков;

• компания оказывает часть предоставляемых услуг или модифицирует поставляемые товары;

• компания несет или принимает на себя кредитный риск, связанный с данной операцией.

Производители могут осуществлять поставки агенту для дальнейшего продвижения товара на рынок и продажи товара от имени производителя. Что касается учета, который ведет агент, МСФО (IAS) 18 предусматривает признание выручки только в связи с получением им агентского вознаграждения или комиссии от продажи.

Например, в случае договора о переработке давальческого сырья, если владелец трубопровода получил только плату за пользование трубопроводом, а риск убытков до момента поставки конечному продавцу продолжает нести производитель, владелец трубопровода не признает валовую сумму поставок переработанной нефти; вместо этого он признает только элемент затрат. В этом случае будет считаться, что владелец трубопровода выступает в роли агента производителя (см. раздел 3.3.4 ниже).


Однако перерабатывающий завод или трубопроводная система могут использовать часть сырьевого товара, пропускаемого через трубопровод, в качестве топлива для собственной деятельности. Перерабатывающему заводу или компании по транспортировке следует рассмотреть вопрос о том, является ли данная часть топлива выручкой, полученной в натуре принципалом за оказанные услуги. Если бы топливо не было предоставлено клиентом, перерабатывающий завод или компания по транспортировке взяли бы дополнительную плату.

Главное в данном случае, как и раньше, – установить, какая сторона несет риски и получает выгоды по операции. Признавать операции как агентские только потому, что денежные потоки поступают на нетто-основе, было бы неверным.

3.3.5 Договоры о переработке давальческого сырья

Многие компании, занятые в отрасли, оказывают услуги компаниям по добыче сырой нефти и природного газа. Эти компании могут заниматься переработкой нефти, компримированием природного газа для транспортировки на перерабатывающий завод, переработкой газа или транспортировкой продукции от лица нефте- и газодобывающих компаний. Добывающая компания может согласовать продажу с конечным пользователем либо продавать свою продукцию нефте- или газоперерабатывающей компании, которая затем осуществит продажу конечному пользователю.

Например, перерабатывающая компания может работать на покупном или давальческом сырье. При работе на покупном сырье перерабатывающая компания может выставлять счета за услуги на основе окончательной цены продажи продуктов нефтепереработки. Если перерабатывающая компания работает на давальческом сырье, она получает плату за услуги по переработке, размер которой обычно установлен в договоре или определяется на основе формулы, по которой рассчитывается цена продажи переработанной нефти.

Признание выручки может осуществляться нефтедобывающей компанией в следующих случаях:

• когда она отгружает сырую нефть нефтеперерабатывающему заводу;

• когда сырая нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод;

• в конце периода, в котором нефтеперерабатывающий завод должен произвести предварительный платеж, или

• когда нефтеперерабатывающий завод информирует добывающую компанию о количестве переработанной продукции, а в некоторых случаях – о цене продажи.

Надлежащий момент признания выручки с точки зрения нефтедобывающей компании определяется на основании перехода рисков и выгод с учетом факторов, которые обсуждались выше. Риск понесения убытков является ключевым вопросом во всех посреднических сделках, потому что данный риск может переходить напрямую от добывающей компании к конечному покупателю, при этом посредник не принимает на себя каких-либо рисков материального ущерба.

Перерабатывающему заводу придется рассмотреть вопрос о том, выступает ли он в роли агента или принципала в операции с нефтедобывающей компанией, приняв во внимание факторы, приведенные в разделе 3.3.4. Более подробное обсуждение критериев, содержащихся в МСФО (IFRS) 15, приводится в разделе 7.4.2.

В тех случаях, когда не предполагается продажа продукта поставщику услуг, необходимо выполнить оценку на предмет того, не является ли соглашение об оказании услуг в то же время договором аренды согласно разъяснению КРМФО (IFRIC) 4 «Определение наличия в соглашении признаков договора аренды» (см. раздел 4.8.2). Порядок бухгалтерского учета в соответствии с МСФО (IFRS) 16 рассматривается в разделе 7.3.

3.3.6 Нефтепромысловые услугиНефтепромысловые компании оказывают целый ряд услуг другим компаниям отрасли. Сюда может относиться проведение геологического и сейсмического анализа, предоставление буровых установок и управление деятельностью.

В определении порядка признания выручки по договорам на предоставление нефтепромысловых услуг ключевую роль играют условия договора и обязательства по нему. Компании следует идентифицировать 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, попадают ли их договоры в сферу действия МСФО (IAS) 17, разъяснения КРМФО (IFRIC) 4 или МСФО (IFRS) 16 как договоры аренды. Подробное обсуждение вопросов, связанных с арендой, см. в разделе 4.8, а вопросов учета договоров аренды в соответствии с МСФО (IFRS) 16 – в разделе 7.3.

40 PwC

3.4 Система торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу

Ратификация Киотского протокола Европейским союзом (ЕС) предполагала сокращение общего объема выбросов парниковых газов в странах – членах ЕС. В качестве одной из самых значительных мер для достижения этой смелой цели в 2005 г. Европейский союз ввел в действие систему торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в окружающую среду (EU ETS). В настоящее время реализация системы EU ETS находится на 3-м этапе (этап 3, 2013–2020 гг.). В соответствии с требованиями данной системы страны, входящие в ЕС, установили для энергоемких компаний ограничения на выброс углекислого газа.

Эта система основана на принципах «ограничений» и «торговли». Количество квот на выбросы устанавливается для стран – членов ЕС ежегодно. Квоты выделяются компаниям на аукционах на определенный период. При необходимости компании могут вести между собой торговлю этими квотами. Каждый год у компании должно быть достаточно квот для покрытия всех своих выбросов.

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 в этой области наблюдалась весьма вялая активность. Дальнейшее обсуждение вопроса в данном разделе базируется на стандартах МСФО, действующих в настоящее время.

3.4.1 Учет системы торговли квотами на выброс загрязняющих веществ в атмосферу

Наличие прав на осуществление выбросов означает, что компаниям разрешен выброс загрязняющих веществ, объем которого не превышает определенного уровня.

Системы торговли правами на выбросы позволяют компаниям:

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

• осуществлять выбросы в пределах, установленных квотой;

• превышать установленные квотой пределы выбросов и либо покупать дополнительные квоты, либо платить штрафы.

В декабре 2004 г. было выпущено разъяснение КРМФО (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, приводившего к значительным колебаниям показателей отчета о прибылях и убытках.

Указания, содержащиеся в разъяснении КРМФО (IFRIC)3, остаются в силе, но на практике возникло несколько альтернативных подходов. Внедрение данной системы может привести к признанию активов (квот), расходов на выбросы, задолженности (обязательств по получению квоты) и возможно дохода от государственных субсидий.

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 нулевой себестоимости в соответствии с МСФО (IAS) 20 «Учет государственных субсидий и раскрытие информации о государственной помощи» [МСФО (IAS) 20, п. 23].

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.

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.

Компания может сделать выбор в пользу применения модели переоценки, представленной в МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы» для последующей переоценки квот на осуществление выбросов. В соответствии с моделью переоценки балансовая стоимость квот должна пересчитываться по справедливой стоимости на каждую отчетную дату, при этом изменения в справедливой стоимости относятся непосредственно на капитал, за исключением сумм обесценения, отражаемых в отчете о прибылях и убытках [МСФО (IAS) 38, п. 75 и 85-86]. Данный принцип учета предлагается в разъяснении КРМФО (IFRIC) 3 и редко используется на практике.

Резерв признается как обязательство по получению квоты или уплате штрафа в зависимости от объемов осуществленных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу [МСФО (IAS) 37, п. 14]. Квоты снижают сумму резерва в момент их использования с целью погашения обязательств посредством передачи правительству в конце года схемы осуществления выбросов.

Однако балансовая стоимость квот не может снижать сумму остатка по обязательству до момента использования квоты.

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, состоящее из двух частей [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, заключающийся в оценке обязательства, состоящего из двух частей, 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 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.

3.4.2 Сертифицированные сокращения выбросов (ССВ)

Организацией Объединенных Наций (ООН), точнее Рамочной конвенцией ООН об изменении климата, создана система под названием «Механизм чистого развития» (МЧР), который позволяет развитым 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.

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 проектов по использованию ветровых электростанций и посадке новых лесов в развивающихся странах. Эти ССВ могут быть конвертированы в углеродные кредиты ЕС, которые могут быть направлены фирмами и правительствами 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 ССВ от ООН при условии, что их проекты одобрены Комитетом МЧР.

«Зеленая» компания будет получать ССВ до тех пор, пока будет производить экологически чистое топливо. Эти ССВ можно покупать и продавать на свободном рынке.

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 имеет черты сходства 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 по методу, 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).

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.

42 PwC

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, п. 43-44]. Требования МСФО в отношении компонентов рассматриваются в разделе 2.8.3.

Значительные компоненты таких объектов основных средств должны учитываться отдельно. Процесс учета может представлять определенную сложность, особенно при переходе на МСФО, потому что при применении национальных ОПБУ детализированный учет мог и не требоваться. Некоторые компоненты могут быть выявлены в результате анализа плановых остановок/ ремонта, а также 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.

Комплексная реконструкция НПЗ

Каким образом следует отразить затраты на комплексную реконструкцию НПЗ?

Общaя информацияУ 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?

РешениеНет. 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 двух с половиной лет. Это приведет к признанию затрат в отчете о прибылях и убытках в таком же размере за такой же период, что и в случае предлагаемого создания резерва.


4

Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли

44 PwC

4. Вопросы бухгалтерского учета, актуальные для всей отрасли

4.1 Объединения бизнесов

4.1.1 ОбзорПриобретение активов и бизнеса достаточно широко распространено в нефтегазовой отрасли. В последние несколько лет компании работали в трудных экономических условиях. Компаниям-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. В обобщенном виде требования МСФО (IFRS) 3 «Объединения бизнесов» можно представить следующим образом:

• отражение по справедливой стоимости всех форм вознаграждения на дату объединения бизнесов;

• проводимая в рамках учета объединения бизнесов 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 бизнесов 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 приобретаемой компании.

4.1.2 Определение бизнесаВ июне 2016 г. Совет по МСФО выпустил предварительный проект поправок, касающихся определения бизнеса. Ожидается, что поправки внесут ясность в классификацию операции как объединения бизнесов или как приобретения активов. Предлагаемые поправки, скорее всего, приведут к классификации большего числа приобретений в качестве приобретения активов.

Бизнес представляет собой группу активов, включающих вклады, отдачу и процессы, которые могут управляться совокупно 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. Определение того, что является бизнесом, требует применения значимых суждений.

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 находится 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 бизнесов может существенно отличаться от учета сделки по приобретению группы активов. Результатом учета сделки по объединению бизнесов, 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 в случае покупки активов (из-за освобождения от первоначального признания, предусмотренного МСФО (IAS) 12 «Налог на прибыль», которое не применяется к объединению бизнесов);

• 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 бизнесов и покупку активов: практические примеры

В МСФО (IFRS) 3 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.


Приобретение Вклад Процессы Отдача Вывод

Акционерная компания, владеющая одним активом (месторождением) на ранней стадии геологоразведки, при этом группа пока не имеет лицензии на добычу. Доказанные запасы отсутствуют.

Вклад отсутствует, так как компания находится на стадии разведки. Небольшое количество сотрудников.

Программа геологоразведки осуществляется, но на местах отсутствуют процессы по трансформации вклада. Планы по добыче отсутствуют.

Пока еще нет плана разработки, и 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 начата, но с учетом активного портфеля результаты разведки могут рассма-триваться в качестве отдачи. Необходимо проанализировать, сможет ли участник рынка получить отдачу при имеющихся вкла-дах и процессах.

Необходимо применение суждения.

Котирующаяся на бирже компания с портфелем активов. Геологоразведочная деятельность была полностью остановлена, ни одно из месторождений не было доведено до стадии разработки.

Отсутствие данных. Отсутствие процессов, так как программа геологоразведки не осуществляется.

Отсутствует план дальнейшей деятельности по разведке, нет планов по разработке.


Котирующаяся на бирже компания с портфелем ак-тивов. Активно реализуется программа геологоразведки, имеются перспективные ре-сурсы. Политика компании заключается в том, чтобы удерживать активы и про-дать 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.


Котирующаяся на бирже компания. Месторождение на стадии разработки. Некоторое количество запасов и ресурсов.

Запасы нефти и газа и сотрудники.

Операционные 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 и сотрудники.

Операционные 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. Отсутствует. Совместно контро-лируемый актив. Приобретенные акти-вы не соответствуют определению бизнеса.

46 PwC

4.1.3 Определение операций объединения бизнесов

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 других операций, общий результат рассматривается в целом. При определении того, имело ли место объединение бизнесов, МСФО уделяет основное внимание содержанию операций, а не их правовой форме.

Единственными исключениями из применения учета объединения бизнесов по МСФО являются следующие ситуации:

• когда приобретенные активы не являются бизнесом (как рассматривалось выше);

• когда совместное предпринимательство формируется в финансовой отчетности самого совместного предпринимательства (см. раздел 4.2);

• когда бизнесы находятся под общим контролем (и изменений в структуре собственности не происходит).

Объединение бизнесов 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 приобретенияВ соответствии с МСФО (IFRS) 3 (в новой редакции) для учета всех объединений бизнесов применяется метод приобретения. Этот метод включает следующие шаги:

• идентификация покупателя и определение даты приобретения;

• признание и оценка вознаграждения, переданного за приобретенную компанию;

• признание и оценка приобретенных идентифицируемых активов и принятых обязательств, включая неконтролирующие доли;

• признание и оценка гудвилла или дохода от выгодного приобретения.

Идентификация покупателя и определение даты приобретенияПервым шагом любого объединения бизнесов является идентификация покупателя. Покупателем при 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.

Переданное возмещениеРасходы на сделку списываются, а не включаются в передаваемое возмещение.

Покупатель должен идентифицировать операции, которые не являются частью того, чем обмениваются между собой компания-покупатель и приобретаемая компания в рамках объединения бизнесов, 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.

Условное возмещениеВозмещение 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:

• 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 бизнесов, часто является условным возмещением, по большому счету – выплатами «по результатам». Тем не менее суммы, которые описываются как роялти, часто могут 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 нововведением. Любые последующие выплаты или передача акций продавцу должны быть тщательно проанализированы 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.

Распределение стоимости объединения на приобретенные активы и обязательстваСогласно МСФО (IFRS) 3 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 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 считаются соответствующими критериям признания.

Активы, которые должны соответствовать 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 и углеводороды), а также запатентованные и незапатентованные технологии.

Идентифицируемые активы и обязательства в нефтегазовой отрасли, которые могут признаваться в рамках объединения бизнесов, помимо товарно-материальных запасов или основных средств, также включают:

• лицензии на разведку, разработку и добычу;

• нефтегазовые активы;

• договоры купли-продажи;

• резервы по обязательствам по охране окружающей среды/ завершению работ.

Неразработанные активы/ресурсыНеразработанные 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.

Налоговая льгота, связанная с амортизациейВо многих объединениях бизнесов, особенно в нефтегазовом секторе, для определения справедливой стоимости приобретаемых активов применяется метод будущих дисконтированных потоков денежных средств после налогообложения. В данном подходе используется величина текущей стоимости льгот по налогу на прибыль, связанных с вычетом покупной стоимости в виде более высоких будущих амортизационных отчислений и расходов на истощение. Часто это называется налоговой льготой, связанной с амортизацией (НЛА).

Справедливая стоимость актива в объединении бизнесов 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.

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.

Основные вопросыВ рамках объединения бизнесов 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, и каждый такой актив необходимо будет оценить с точки зрения срока полезного использования и возможного влияния на прибыль после приобретения.

• Определены ли в полном объеме обязательства по охране и восстановлению окружающей среды? 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 приобретаемая компания производные финансовые инструменты для хеджирования рисков? Применение учета хеджирования после объединения к инструментам хеджирования, имевшимся до объединения, может быть сложным. Покупатель должен будет классифицировать эти инструменты и одновременно подготовить документы для всех отношений хеджирования по отдельности.

• Все ли встроенные производные финансовые инструменты были идентифицированы? Новая структура собственности приобретенной компании может означать изменение первоначальных выводов, сделанных во время заключения соответствующих договоров.

Перечисленные выше вопросы дают представление о тех проблемах, которые необходимо рассмотреть руководству для целей учета объединения бизнесов, а также о сложности данной области.

48 PwC

4.1.5 Гудвилл в сделках по приобретению активов в нефтегазовой отрасли

Гудвилл представляет собой остаточную величину в рамках учета объединения бизнесов: разницу между стоимостью переданного возмещения и справедливой стоимостью идентифицируемых приобретенных активов и принятых обязательств. В МСФО (IFRS) 3 определение объединения бизнесов расширено, в связи с чем число операций в нефтегазовой отрасли, которые могут рассматриваться в качестве объединения бизнесов, увеличилось. В соответствии с практикой по учету операций объединения бизнесов в нефтегазовой отрасли, применявшейся ранее согласно некоторым национальным ОПБУ и более ранним версиям МСФО, 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 данный подход практически вышел из употребления.

Руководству покупателя необходимо тщательно проанализировать и оценить по справедливой стоимости все идентифицируемые материальные и нематериальные активы приобретаемой компании. Сумма, оставшаяся после выполнения указанных процедур, является гудвиллом. Гудвилл может также возникать автоматически в связи с требованием отражать отложенный налог в рамках объединения бизнесов, что будет более подробно рассмотрено ниже.

Гудвилл может возникать из нескольких различных источников, например, если какой-либо конкретный покупатель может реализовать синергетический эффект от совместного использования объектов инфраструктуры (например, нефтепроводов) или в результате использования технологии нефтедобычи, неизвестной другим компаниям. Гудвилл также может возникать в связи с получением доступа к новым рынкам, отношениями с общественными и государственными 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 имеются, что также будет представлять собой гудвилл.

Гудвилл может также возникать в связи с требованием признавать отложенный налог на разницу между справедливой стоимостью и налоговой стоимостью активов, приобретенных в рамках объединения бизнесов.

Рост стоимости 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 выше. Результатом станет увеличение стоимости актива и уменьшение стоимости гудвилла.

Гудвилл и неконтролирующие долиМСФО (IFRS) 3 предоставляет компаниям выбор в оценке неконтролирующей доли, которая возникает, когда доля в компании, приобретаемой при объединении бизнесов, 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.

Выгодная покупкаСуществуют случаи, когда сумма вознаграждения, уплаченного покупателем, неконтролирующей доли участия и доли, принадлежавшей ему ранее, меньше стоимости идентифицируемых чистых активов. Такое приобретение называется выгодной покупкой. Она может иметь место при принудительной продаже в случае трудных рыночных условий или в связи с тем, что при объединении бизнесов некоторые статьи были оценены не по справедливой стоимости. При выявлении выгодной покупки прибыль должна быть незамедлительно отражена в отчете о прибылях и убытках.

Компания-покупатель должна убедиться в том, что в результате выгодной покупки она действительно получает прибыль, а также что она использовала все имеющиеся доказательства на дату приобретения и провела переоценку бухгалтерского учета объединения бизнесов.

Компания-покупатель повторно идентифицирует активы и обязательства объекта приобретения и оценивает их величину.

Выгодная покупка имеет место только в связи с вынужденной сделкой, когда у покупателя есть возможность немедленной перепродажи бизнеса в рамках обычной операции по выходу из инвестиций по цене, превышающей сумму выплаченного вознаграждения.

Компания-покупатель должна пересмотреть оценку следующих статей:

• идентифицируемых активов и обязательств;

• неконтролирующей доли участия (при наличии);

• доли участия в капитале, которой покупатель ранее владел в приобретаемом предприятии (при наличии);

• переданного вознаграждения.

Необходимо обеспечивать соответствие допущений, используемых при оценке справедливой стоимости при объединении бизнесов, и допущений, используемых при проведении последующих тестов на обесценение.


4.1.6 Отложенный налогКомпания 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, за исключением случаев, когда гудвилл 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 существует вероятность того, что необходимо будет признать существенное отложенное налоговое обязательство.

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 геологоразведкой, и может быть значительной.

Налоговые убыткиУ 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 бизнесов, если существует вероятность того, что они будут реализованы объединенной компанией.

4.1.7 Предварительная оценка справедливой стоимости

У покупателей есть 12 месяцев после даты приобретения для завершения процедуры распределения цены покупки. Этот период называют периодом 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 бизнесов. 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, признанных на основании первоначального порядка учета.

Корректировки отложенных налоговых активов будут влиять на гудвилл только в том случае, если они были сделаны в течение 12-месячного периода, выделенного на завершение учета объединения бизнесов, 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 в соответствии с 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.

4.1.8 Объединение бизнесов, осуществляемое поэтапно

Объединение бизнесов, 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.

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 (а следовательно, находящихся на стадии разработки или добычи), широко распространено. Компания-покупатель должна оценить, является ли деятельность в рамках совместной операции бизнесом. К приобретению доли в совместной операции, которая представляет собой бизнес, необходимо применять все принципы учета объединения бизнесов.

Приобретение доли участия в совместно контролируемых активах, которые соответствуют определению бизнеса, не приводит к объединению бизнесов. Как было указано в разделе 4.1.2, важным последствием подобного приобретения является тот факт, что оно будет отражаться как покупка актива без возникновения гудвилла или отложенного налога.

50 PwC

Порядок приобретения доли участия в неэксплуатируемом месторождении

Следует ли отражать приобретение доли участия в неэксплуатируемом месторождении как объединение бизнесов?

Общaя информацияТри участника совместно контролируют актив «Омега», который находится на ранней стадии разработки. Лицензия на добычу еще не получена. Доказанных запасов нет, и отсутствует план разработки месторождения. Доли участия распределены следующим образом: Компания А – 40 % Компания B – 40 % Компания C – 20 %

В соответствии с условиями соглашения о совместной деятельности (joint operating agreement), решения в отношении разведочных работ принимаются сторонами единогласно. Компания А покупает 20%-ю долю компании C, в результате чего ее доля участия увеличивается до 60 %.

Должна ли компания А отражать эту сделку как объединение бизнесов?

РешениеМесторождение находится на ранней стадии разработки. Лицензия на добычу еще не получена. Доказанных запасов нет, и отсутствует план разработки месторождения. Месторождение не представляет собой бизнес.

Приобретение доли в совместной операции, которая не представляет собой бизнес, будет отражаться как покупка актива. Возмещение, полученное за долю участия, будет капитализировано, отложенный налог или гудвилл не возникнут.

Порядок приобретения доли участия в эксплуатируемом месторождении

Следует ли отражать приобретение доли участия в эксплуатируемом месторождении как объединение бизнесов?

Общaя информацияТри участника совместно контролируют актив «Инфинити», который представляет собой бизнес. Доли участия распределены следующим образом: Компания А – 40 % Компания B – 40 % Компания C – 20 %

В соответствии с условиями соглашения о совместной деятельности (joint operating agreement), решения в отношении разработки месторождения принимаются сторонами единогласно. 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 бизнесов?

РешениеДа. Эксплуатируемое месторождение представляет собой бизнес. Приобретение доли в совместной операции, которая представляет собой бизнес, является объединением бизнесов.

Рассматриваемый бизнес будет оценен по справедливой стоимости, а компания А консолидирует 60%-ю долю этого бизнеса. Общая справедливая стоимость указанного актива была оценена в сумме 50 млн у. е. Компания А признает актив в размере 35 млн у. е., состоящий из 20 млн у. е., заплаченных за долю компании B, и 15 млн у. е., представляющих собой балансовую стоимость 40%-й доли, признанной ранее. В отношении доли, принадлежавшей компании ранее, переоценка не проводилась, потому что компания сохранила совместный контроль.

Требуется также рассмотреть необходимость признания отложенного налога.


4.1.10 Затраты на реорганизациюОбъединение бизнесов часто сопровождается крупными программами реорганизации. Затраты на такие программы могут признаваться только частью объединения бизнесов, если ранее они были признаны приобретаемой компанией. Любые другие затраты (например, связанные с прекращением деятельности после объединения бизнесов) 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 бизнесов.

4.2 Совместное предпринимательство

4.2.1 ОбзорСовместные предприятия и другие аналогичные образования (совместное предпринимательство) 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 совместного предпринимательства 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 совместного предпринимательства. Наличие совместного контроля – это та характеристика, которая отличает совместное предпринимательство от других форм сотрудничества сторон. Соглашение о деятельности, не предусматривающее совместного контроля, не является соглашением о совместном предпринимательстве.

4.2.2 Совместный контрольСовместный контроль – это контроль, разделенный между сторонами в соответствии с договором, причем совместный контроль имеет место только тогда, когда все ключевые финансовые и операционные решения принимаются сторонами, осуществляющими совместный контроль, единогласно. Каждый из участников, осуществляющих совместный контроль, имеет право вето: он может блокировать ключевые решения, если не согласен с ними.

Не все стороны совместного предприятия должны осуществлять совместный контроль. Некоторые участники осуществляют совместный контроль, другие инвесторы участвуют в деятельности, но не в совместном контроле. В разделе 4.2.7 обсуждается порядок бухгалтерского учета для этих участников.

Аналогичным образом совместный контроль может отсутствовать, даже если соглашение описывается как совместное предприятие. Если финансовые и операционные решения принимаются простым большинством голосов, а не единогласно, это может означать, что совместный контроль отсутствует.

Это сложная область, где требуется тщательный анализ фактов и обстоятельств. Если совместный контроль

отсутствует, совместное предпринимательство не будет являться совместным предприятием. Инвестиции, уровень контроля в которых ниже, чем при совместном контроле, рассматриваются более подробно в разделе 4.2.7.

Основным критерием при определении наличия совместного контроля является то, 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 не препятствует осуществлению совместного контроля. Полномочия оператора обычно ограничиваются принятием решений в отношении текущей деятельности, а все ключевые стратегические финансовые и операционные решения принимаются участниками совместного предприятия коллективно.

4.2.3 Классификация совместных предприятий

«Совместное предпринимательство» – это термин для описания всех соглашений о совместной деятельности, в рамках которой две или более сторон осуществляют совместный контроль.

Совместно контролируемая компания может быть либо совместной операцией, либо совместным предприятием. Классификация совместного предпринимательства основывается на правах и обязательствах сторон совместного предпринимательства.

При принятии решения в отношении определения типа совместного предпринимательства в соответствии с МСФО (IFRS) 11 могут возникать сложности. Организационно-правовая форма по-прежнему играет некоторую роль в определении типа совместного предпринимательства, однако она не столь важна, как как предусматривалось предыдущим стандартом. Совместное предпринимательство, не имеющее отдельной структуры, является совместной операцией. Однако не все виды совместного предпринимательства, осуществляемого в рамках отдельных структур, являются совместными предприятиями. Совместное предпринимательство, имеющее отдельную структуру, все равно может квалифицироваться как совместные операции; классификация зависит от прав и обязательств участников деятельности, а также от экономической цели совместного предпринимательства.

Термин Определение в МСФО (IFRS) 11

Совместная операция

Стороны имеют права на активы и несут ответственность по обязательствам в отношении осуществляемой деятельности.

Совместное предприятие

Стороны имеют права на чистые активы, относящиеся к осуществляемой деятельности.

52 PwC

Классификация совместного предпринимательства может быть представлена в виде процесса, включающего четыре этапа, как показано ниже:

Имеет ли совместное предпринимательство отдельную структуру?

Обеспечивает ли организационно-правовая форма отдельной структуры прямые права на активы и ответственность по обязательствам сторонам соглашения?

Наделены ли, согласно условиям соглашения между сторонами, эти стороны правами на активы и ответственностью по обязательствам, относящимися к данному соглашению?

Приводят ли другие факты и обстоятельства к возникновению прав на активы и обязанностей по обязательствам у сторон соглашения?

Совместное предприятие

Совм

естная операция

Да

Нет

Нет

Нет

Нет

Да

Да

Да

Отдельные структурыНа первом этапе процесса классификации необходимо оценить, имеет ли деятельность отдельную структуру. Отдельная структура – это отдельная идентифицируемая финансовая структура, включая отдельные юридические лица или организации, признанные по закону, независимо от наличия у таких организаций правосубъектности.

Определение отдельной структуры является достаточно широким. Наличие у таких организаций правосубъектности не является необходимым. Отдельные структуры – это, как правило, отдельные идентифицируемые финансовые структуры, имеющие отдельные идентифицируемые активы, обязательства, выручку, расходы, финансовые соглашения, финансовый учет и т. д.

Прежде чем определить, соответствует ли конкретная структура определению отдельной структуры, необходимо рассмотреть также местные законы и нормативные акты.

Совместное предпринимательство, не имеющее отдельной структурыСовместное предпринимательство, не имеющее отдельной структуры, представляет собой совместную операцию. Стороны определяют в таких договорных соглашениях свои права на активы и ответственность по обязательствам в отношении совместного предпринимательства. Данные соглашения классифицируются как совместные операции. Совместное предпринимательство в нефтегазовой отрасли часто осуществляется не через отдельные структуры и поэтому классифицируется как совместные операции.

Совместное предпринимательство, имеющее отдельную структуруСовместное предпринимательство, имеющее отдельную структуру, может представлять собой либо совместное предприятие, либо совместную операцию в зависимости от прав и обязанностей сторон, связанных с совместным предпринимательством.

Стороны должны оценить, предоставляют ли организационно-правовая форма отдельной структуры, условия договорного соглашения и, в случае необходимости, другие факты и обстоятельства сторонам:

a) права на активы и ответственность по обязательствам, связанным с деятельностью (в таком случае деятельность представляет собой совместные операции), или

b) права на чистые активы деятельности (в таком случае деятельность является совместным предприятием).

Права на активы и ответственность по обязательствам, предусмотренные организационно-правовой формойНа втором этапе классификации совместного предпринимательства проводится оценка прав и обязанностей, возникающих в связи с организационно-правовой формой отдельной структуры.

Если организационно-правовая структура совместного предпринимательства такова, что стороны имеют права на активы и несут ответственность по обязательствам в отношении осуществляемой деятельности, то такая


Виды отдельных структурПартнерства: в большинстве случаев генеральное партнерство не может рассматриваться отдельно, т.е. у партнеров есть обязательства и права на активы партнерства в ходе обычной деятельности. С другой стороны, партнерство с ограниченной ответственностью (LLP) может считаться самостоятельной организацией, потому что партнеры не отвечают по обязательствам такого партнерства и активы партнерства с ограниченной ответственностью (LLP) являются его собственными активами.

Компании с ограниченной ответственностью: в большинстве юрисдикций они могут считаться самостоятельными организациями, т. е. активы и

обязательства компании являются ее собственными активами и обязательствами. Кредиторы компании не имеют права обращаться с требованиями о погашении долга к акционерам. Однако компании с неограниченной ответственностью иногда могут предоставлять сторонам прямые права на активы и возлагать на них ответственность по обязательствам в зависимости от соответствующих фактов и обстоятельств.

Организации без образования юридического лица: если совместное предпринимательство осуществляется через организацию такого типа, в большинстве случаев стороны имеют права на активы и несут ответственность по обязательствам в отношении данной деятельности.

Признаки совместной операции в договорных соглашенияхПрава на активыВсе доли участия (например, права, собственность или владение) в активах поделены между сторонами в установленном соотношении (т. е. пропорционально доле собственности сторон совместного предпринимательства или пропорционально деятельности, выполняемой в рамках совместного предпринимательства и непосредственно относящейся к ним).

Ответственность по обязательствамВсе обязательства, обязанности, затраты и расходы поделены между сторонами в установленном соотношении так же, как и в случае с правами на активы.

Выручка и расходыВ соответствии с договорным соглашением выручка и расходы, как правило, распределяются на основании показателей деятельности каждой из сторон совместного предпринимательства. Например, договорным соглашением может быть установлено, что выручка и расходы распределяются на основании мощности, используемой каждой из сторон, являющихся участниками НПЗ или металлургического завода, которыми они управляют совместно; доля используемой мощности может отличаться от их доли участия в совместном предпринимательстве.

В других случаях стороны могут договориться о разделении прибыли или убытка в рамках совместного предпринимательства в соответствующем соотношении, в частности в зависимости от доли участия сторон совместного предпринимательства. Такое совместное предпринимательство по-прежнему представляет собой совместную операцию, если стороны имеют соответствующие права на активы и несут ответственность по обязательствам в связи с данным соглашением.

деятельность представляет собой совместную операцию. Для установления этого требуется провести тщательную оценку местного законодательства и нормативных актов.

Основной вопрос заключается в том, рассматривается ли отдельная структура как самостоятельная единица, т. е. принадлежат ли отдельной структуре имеющиеся активы и обязательства или они принадлежат сторонам совместного предпринимательства?

Местные законы и нормативные акты играют ключевую роль в оценке прав и обязанностей, которыми наделена отдельная структура. Одна и та же организационно-правовая форма (например, партнерство) в разных странах может предусматривать разные права и разные обязанности в зависимости от местного законодательства и нормативных актов.

Условия договоров между сторонами и (в соответствующих случаях) другие факты и обстоятельства могут внести изменения в результаты оценки прав и обязанностей сторон, предусмотренных организационно-правовой формой.

Права на активы и ответственность по обязательствам, установленные в договореПрава и обязанности, согласованные сторонами в условиях договора, обычно соответствуют правам, предоставляемым сторонам, и обязанностям, налагаемым на них организационно-правовой формой отдельной структуры.

Стороны могут договариваться об условиях, которые могут модифицировать или отменять права и обязанности, предусмотренные организационно-правовой формой совместного предпринимательства. Для обеспечения надлежащей классификации совместного предпринимательства необходимо тщательно оценить условия договора.

54 PwC

Признаки совместного предприятия в договорных соглашенияхПрава на активыКак правило, в соответствии с условиями договоров активы, приобретенные в рамках совместного предпринимательства, принадлежат этой совместной деятельности, а стороны не имеют прямых долей собственности в этих активах.

Ответственность по обязательствамВ соответствии с условиями договоров совместное предпринимательство отвечает по своим долгам и обязательствам, а стороны несут ответственность только в пределах своих обязательств по внесению неоплаченного капитала и гарантий. Кредиторы совместного предпринимательства не могут обратить свои требования против сторон совместного предприятия

Выручка и расходыДоговорное соглашение устанавливает долю каждой из сторон в чистой прибыли или убытке, связанных с деятельностью в рамках соглашения.

При оценке прав и обязанностей сторон необходимо рассматривать их в том виде, в котором они возникают «в ходе обычной хозяйственной деятельности» (МСФО (IFRS) 11, п. B 14), т. е. как права и обязанности, возникающие в ходе каждодневной деятельности компании. Юридические права и обязанности, возникающие в обстоятельствах, не являющихся «обычной деятельностью», таких как ликвидация или банкротство, принимаются во внимание в меньшей степени.

Прежде чем окончательно определить классификацию соглашения, следует оценить «другие факты и обстоятельства», потому что иногда они могут оказывать влияние на права и обязанности, предусмотренные для сторон организационно-правовой формой и условиями договора. Другие факты и обстоятельства более подробно обсуждаются ниже.

Влияние гарантий на классификацию совместного предпринимательстваСтороны совместного предпринимательства, как правило, предоставляют гарантии третьим сторонам от лица совместного предпринимательства, когда оно приобретает продукцию, получает услуги или финансирование. Выдача гарантии сама по себе не означает, что деятельность является совместными операциями.

Для того чтобы классифицировать деятельность, стороны должны рассмотреть все значимые факты и обстоятельства. Права и обязанности сторон совместного предпринимательства оцениваются в том виде, в котором они возникают в ходе обычной деятельности. Нельзя исходить из того, что предпринимательство не урегулирует свои обязательства и стороны будут обязаны урегулировать данные обязательства, потому что была выдана гарантия. Эти обстоятельства не рассматриваются как возникшие в ходе обычной хозяйственной деятельности.

Другие факты и обстоятельстваЭто заключительный этап в определении классификации совместного предпринимательства. Оценка других фактов и обстоятельств по сути означает оценку того, с какой целью было организовано совместное предпринимательство

и как оно было организовано, т. е. каковы цели и намерения сторон при организации совместного предпринимательства.

ценка других фактов и обстоятельств вызывает все больше трудностей, потому что соглашения между сторонами становятся все более сложными. Если предпринимательство осуществляется в рамках компании с ограниченной ответственностью, классифицировать такую деятельность как совместные операции на основании оценки других фактов и обстоятельств непросто, и для этого требуется преодолеть серьезные препятствия. Это связано с тем, что классификация совместного предпринимательства как совместные операции означает, что корпоративная завеса должна быть пробита. Тогда стороны отразят активы и обязательства, относящиеся к совместному предпринимательству, хотя с юридической точки зрения у них нет ни прав на активы, ни ответственности по обязательствам. Прежде чем сделать вывод, следует рассмотреть все факты и обстоятельства.

Комитет по разъяснениям МСФО установил, что оценку других фактов и обстоятельств следует проводить с учетом того, возникают ли в связи с этими фактами и обстоятельствами законодательно установленные права на активы и ответственность по обязательствам.

Ниже приводятся некоторые общие характеристики деятельности, имеющей структуру и цель совместных операций:• Стороны такой деятельности зачастую обеспечивают

себе постоянный доступ к продукции, выпускаемой в рамках деятельности, препятствуя продаже продукции третьим лицам.

• У сторон имеется обязательство, имеющее обязательную силу, по приобретению практически всех результатов деятельности. Если у сторон нет обязательства приобретать всю выпущенную продукцию, то возможна продажа результатов деятельности третьим лицам, что указывает на то, что совместное предпринимательство, которое имеет такую структуру и цель, не предназначено для предоставления сторонам всех результатов деятельности. Выпуск продукции в денежном выражении имеет большее значение, чем физические объемы. Характер выпускаемой продукции не влияет на оценку.

• Риски изменения спроса, обесценения запасов и кредитный риск, относящиеся к деятельности в рамках совместного предпринимательства, передаются сторонам, а не сохраняются за самим совместным предпринимательством.

• Цена продукции, проданной сторонам, устанавливается обеими сторонами на том уровне, который покрывает все производственные издержки и административные расходы. Данная модель деятельности предполагает работу на нулевом уровне рентабельности. Рыночная цена, возможно, не обеспечит поступление денежных потоков на достаточном уровне. Продажа произведенной продукции по рыночной цене не препятствует классификации совместного предпринимательства как совместных операций. Главная задача заключается в оценке цели и структуры предпринимательства. Совместное предпринимательство необязательно должно работать на нулевом уровне рентабельности. Если цель совместного предпринимательства – предоставить всю произведенную продукцию сторонам,


цена, по которой она приобретается сторонами, может оказаться менее значимым фактором при определении классификации.

• Как правило, при совместном предпринимательстве заемные средства не привлекаются и стороны по существу являются единственным источником денежных потоков. При этом в рамках совместного предпринимательства возможно привлечение заемных средств для финансирования потребности в оборотном капитале или увеличения капитала. Если соглашение предназначено для предоставления всех результатов деятельности сторонам, это означает отсутствие возможности производить выплаты процентов и погашение основной суммы без получения средств от сторон. Это может указывать на то, что деятельность по-прежнему представляет собой совместные операции.

Сценарии оценки других фактов и обстоятельствКаждый из представленных ниже сценариев базируется на следующих фактах и допущениях:

• существует совместный контроль и

• организационно-правовая форма отдельной структуры и условия договора не обеспечивают сторонам права на активы и ответственность по обязательствам.

Исходные признаки могут предполагать классификацию совместного предпринимательства в качестве совместного предприятия, однако, чтобы определить, какое влияние на классификацию данного соглашения оказывают другие факты и обстоятельства, проводится их анализ.

Сценарии Классификация Анализ

В рамках совместного предприни-мательства производится продукт, и стороны обязаны забирать всю выпущенную продукцию пропор-ционально доле участия сторон в деятельности.Цена выпущенной продукции уста-навливается сторонами на таком уровне, чтобы обеспечить работу на нулевом уровне рентабельности.В рамках данной деятельности запрещается продавать выпущенную продукцию третьим лицам.


Деятельность организована таким образом, что вся выпущенная продукция предоставляется сторонам соглашения. Деятельность зависит от сторон в вопросе потоков денежных средств, обеспечивающих непрерывность деятельности. Стороны получают практически все экономические выгоды от активов данного соглашения. Деятельность представляет собой совместную операцию.

Те же факты, что и указанные выше, за исключением того, что продукт представлен сырьевым товаром, таким как нефть, который свободно продается на рынке, т. е., если стороны не выкупают его, он может быть легко продан третьим лицам.


Как и в случае, приведенном выше, эта деятельность представляет собой совместную операцию. Факт легкой реализуемости товара становится менее актуальным, так как существует обязательство о продаже всей продукции сторонам соглашения.

В рамках соглашения производится два вида продукции – нефть и газ.Одна из сторон соглашения получает 100 % нефти, а вторая – 100 % газа. Продажа осуществляется по рыночной цене.Так как стороны выкупают данные товары по рыночной цене, в рамках данной деятельности возникает остаточная прибыль или убыток, которые распределяются сторонам в форме дивидендов пропорционально их доле участия.

Вероятно, это совместная операция.

Сторонам нет необходимости организовывать совместное предпри-нимательство, если они заинтересованы в одном и том же продукте. Они могут проявлять интерес к разным продуктам, но совместное предпринимательство могут организовать по таким причинам, как снижение затрат, наличие схожих производственных процессов и т. д.Как представляется, деятельность по этому соглашению зависит от сторон в отношении потоков денежных средств, при этом вся произведенная продукция передается сторонам соглашения. Это является серьезным свидетельством в пользу того, что данная деятельность может быть совместной операцией.Прежде чем определить классификацию, следует рассмотреть все факты и обстоятельства. На классификацию могут оказать влия-ние некоторые другие факторы, включая следующие:• имеется ли у сторон договорное обязательство выкупать всю

выпущенную продукцию – в таком случае данная деятельность представляет собой совместную операцию;

• относительная стоимость приобретенной продукции по сравнению с пропорциональной долей участия сторон в произведенных инвестициях;

• стоимость одного из продуктов может быть относительно более низкой, и инвестор, который покупает данный продукт, может получать компенсацию тем или иным способом, например долю от прибыли, полученной от продажи другой стороне.

56 PwC

Сценарии Классификация Анализ

Стороны имеют преимущественное право покупки выпущенной про-дукции, но не обязаны принять эту продукцию.

Деятельность была начата три года тому назад. В течение первого года стороны принимают всю продук-цию пропорционально своим долям участия.

В течение второго года продукция реализуется третьим лицам.

В течение третьего года стороны принимают всю выпущенную продукцию, но не пропорционально своим долям участия.

Вероятно, это совместное предприятие.

Следующие факторы указывают на то, что данная деятельность, скорее всего, является совместным предприятием:• по данной деятельности отсутствует обязательство продажи

выпускаемой продукции сторонам соглашения. Это указывает на то, что задача и структура деятельности не предполагают передачу всей выпускаемой продукции ее участникам;

• в прошлом произведенная продукция продавалась третьим лицам. Это доказывает, что данная деятельность практически не зависит от сторон в плане потоков денежных средств.

Прежде чем определить классификацию, стороны должны рассмотреть все факты и обстоятельства. Деятельность может быть организована таким образом, чтобы вся выпущенная продукция предоставлялась сторонам соглашения. Однако в определенном году из практических соображений продукция, выпускаемая в рамках совместного предпринимательства, реализуется третьим лицам, либо стороны выкупают выпущенную продукцию в разных количествах. Со следующего года они могут вернуться к выкупу продукции пропорционально своим долям участия. В таких случаях акцент необходимо делать на структуре и цели совместного предпринимательства.

Две стороны организовывают совместное предпринимательство с целью производства буровых работ для добычи нефти. Добытая нефть продается третьим лицам.

В соответствии с условиями договора:• вся валовая денежная выручка

от деятельности передается сторонам на ежемесячной основе пропорционально долям участия;

• стороны согласны возмещать все расходы пропорционально своим долям участия на основании требований об оплате.

Вероятно, это совместное предприятие

В данном случае очевидно, что цель и структура соглашения не предполагает передачу всей выпускаемой продукции его участникам.

Продукция совместной деятельности продается третьим сторонам, и при этом генерируются собственные потоки денежных средств.

Передача валовой выручки сторонам и выставление требований об оплате понесенных расходов не указывают на то, что стороны имеют права на активы и обязанности по обязательствам в рамках соглашения. Это всего лишь механизм финансирования, который не отличается от предоставления сторонам права на долю в чистых результатах деятельности.

Две стороны организовывают совместное предпринимательство. Одна из сторон получает 100 % добытого газа по рыночным ценам; при этом другая сторона получает только свою долю прибыли/ убытка, полученных компанией.

Необходимо применение про-фессионального суждения

Классификация может быть выполнена только после изучения всех фактов и обстоятельств. Оценка экономического обоснования данного соглашения может указать на цели и структуру соглашения.

Необходимо оценить, действительно ли одна из сторон имеет контроль над деятельностью, или имеет место деятельность в соответствии с разъяснением КРМФО (IFRIC) 4.

Если будет сделан вывод о наличии совместного контроля, то можно заключить, что имеются признаки совместных операций. Это вызвано тем, что по соглашению не осуществляется продажа третьим сторонам и оно зависит от одной из сторон в отношении обеспечения непрерывных потоков денежных средств. При этом одна из сторон вообще не получает продукцию.


Переоценка классификацииПрава и обязанности сторон в рамках совместного предпринимательства со временем могут меняться. Это может происходить, например, в результате изменения цели совместного предпринимательства, что может вызвать необходимость пересмотра условий договорных соглашений. Следовательно, необходимо проводить непрерывную оценку типа совместного предпринимательства с учетом изменившихся фактов и обстоятельств.

4.2.4 Порядок учета совместных операций (СО)

В отношении своей доли участия в совместных операциях участник совместных операций признает:

• свои активы, включая свою долю в совместных активах;

• свои обязательства, включая свою долю в совместных обязательствах;

• свою выручку от продажи доли в продукции, произведенной в результате совместных операций;

• свою долю выручки от продажи продукции совместных операций;

• свои расходы, включая долю в совместно понесенных расходах.

Отражение доли активов и обязательств не аналогично пропорциональной консолидации. При отражении своей доли активов и обязательств инвестор должен рассматривать свою долю участия в каждом активе или ответственность по каждому из обязательств согласно условиям соглашения о совместном предпринимательстве и у него не всегда будет один и тот же стандартный процент участия во всех активах и обязательствах.

Инвестор не должен дополнительно учитывать свою долю участия в совместных операциях. Ему следует учитывать деятельность самой СО в собственной финансовой отчетности.

4.2.5 Порядок учета совместных предприятий (СП)

В соответствии с МСФО (IFRS) 11 требуется отражать любое совместное предпринимательство, классифицированное как совместное предприятие, по методу долевого участия. У инвесторов, которые ранее могли выбирать между учетом по методу долевого участия и учетом по методу пропорциональной консолидации для совместно контролируемого предприятия, теперь не будет такой возможности.

Основные принципы учета по методу долевого участия описаны в МСФО (IAS) 28 «Инвестиции в ассоциированные и совместные предприятия». Эти принципы таковы:

• инвестиции в СП первоначально признаются по себестоимости;

• изменения балансовой стоимости инвестиции признаются на основании доли участника в прибыли или убытке СП после даты приобретения;

• участник отражает только свою долю прибыли или убытка СП;

• средства, полученные от СП в результате распределения прибыли, уменьшают балансовую стоимость инвестиции.

Совместное предприятие применяет другие ОПБУ

Компания применяет МСФО. Нужны ли бухгалтерские корректировки до включения результатов совместного предприятия, составляющего отчетность по ОПБУ США?

Общaя информацияКомпания J является совместным 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?

РешениеДа, 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.

Результаты деятельности совместного предприятия отражаются участником в соответствии с теми же принципами, 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.

58 PwC

4.2.6 Вклады в совместное предпринимательство

Компании могут выбирать, какую учетную политику они будут использовать для отражения операций данных видов, пока не будут приняты и не вступят в силу поправки к МСФО (IFRS) 10 и МСФО (IAS) 28 (документ МСФО «Продажа или взнос активов в сделках между инвестором и его ассоциированной организацией или совместным предприятием»).

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 сторона совместного предпринимательства 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 участником.

Участник признает свою долю в активе, который вкладывают другие участники, в размере его доли в справедливой стоимости вкладываемого актива. В случае совместной операции классификация указанной доли в бухгалтерском балансе зависит от характера актива. В случае совместного предприятия эквивалентной базой оценки является метод долевого участия; при этом доля в активе формирует часть инвестиции, отражаемой по методу долевого участия.

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

Рассмотренный пример базируется на указаниях, содержащихся в МСФО (IAS) 28 и включенных при подготовке МСФО (IAS) 11, а также в указаниях, содержащихся в ПКР (SIC) 13 «Совместно контролируемые предприятия: немонетарные вклады участников совместного предпринимательства». Между этими указаниями и МСФО (IFRS) 10 «Консолидированная финансовая отчетность» существует расхождение в отношении вклада в совместно контролируемое предприятие, который рассматривается как бизнес.

МСФО (IFRS) 10 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.

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?

Общaя информацияКомпании 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. По сути компания J применяет в отношении своего создания 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 стандартами МСФО методы учета для отражения собственного создания.

Компания A не начала применять Поправки к МСФО (IFRS) 10 и МСФО (IAS) 28 (вступление которых в силу постоянно откладывается) в отношении взносов в совместное предпринимательство (этот вопрос обсуждается ниже).

Может ли руководство компании А сделать это?

РешениеДа. 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 МСФО (IAS) 28. Компания А также может признать 100 % прибыли от выбытия своего автозаправочного бизнеса в соответствии с МСФО (IFRS) 10 (см. описание ниже).


Идентификация совместного предприятия

Считается ли компания автоматически совместным предприятием, если более двух участников имеют равные доли участия?

Общaя информацияКомпании 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 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?

РешениеНет. 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, решения участников, осуществляющих совместный контроль, должны были бы приниматься единогласно. Решения в компании J могут приниматься в результате объединения голосов 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. Отсюда следует, что должен применяться метод долевого участия.

В сентябре 2014 года Совет по МСФО выпустил Поправки к МСФО (IFRS) 10 и МСФО (IAS) 28 – «Продажа или взнос активов в сделках между инвестором и его ассоциированной организацией или совместным предприятием». В соответствии с данными поправками инвестор должен в полном объеме признать прибыль или убыток от взноса в совместно контролируемое предприятие, которое представляет собой бизнес. По состоянию на дату настоящей публикации обязательная дата вступления в силу поправок отложена на неопределенный срок. Досрочное применение разрешается.

4.2.7 Инвестиции с уровнем влияния ниже, чем при совместном контроле

Некоторые соглашения о взаимодействии на первый взгляд похожи на совместное предпринимательство, но не соответствуют его критериям, так как в соответствии с такими соглашениями ключевые стратегические решения не должны приниматься единогласно. 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 сам по себе 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.

Если компания не соответствует критериям совместного предприятия, каждый инвестор будет отражать свои инвестиции по методу долевого участия в соответствии с МСФО (IAS) 28 (при наличии существенного влияния) или по справедливой стоимости в составе финансовых активов в соответствии с МСФО (IAS) 39.

Кроме того, инвестор может участвовать в совместных операциях, не осуществляя совместного контроля. Инвестор должен отражать в учете свои права на активы и ответственность по обязательствам. Если у инвестора нет прав на активы или ответственности по обязательствам, он должен учитывать свою долю участия в соответствии с МСФО, применимым к этой доле.

Инвесторам может принадлежать неделимая доля в материальном или нематериальном активе, где отсутствует совместный контроль, и они имеют право использовать часть операционной мощности такого актива. В качестве примера можно привести ситуацию, когда несколько инвесторов осуществили инвестиции в трубопроводную сеть общего пользования и один инвестор, которому принадлежит, например, 20%-я доля, имеет право на использование сети. 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.

4.2.8 Изменения в структуре собственности совместного предпринимательства

В сентябре 2014 года Совет по МСФО выпустил Поправки к МСФО (IFRS) 10 и МСФО (IAS) 28 – «Продажа или взнос активов в сделках между инвестором и его ассоциированной организацией или совместным предприятием». В соответствии с данными поправками инвестор должен в полном объеме признать прибыль или убыток от взноса в совместно контролируемое предприятие, которое представляет собой бизнес. Прибыль или убыток от взноса в совместно контролируемое предприятие, которое не является бизнесом, должны признаваться в учете только в размере доли участия несвязанных инвесторов в совместном предприятии. По состоянию на дату настоящей публикации дата вступления в силу поправок отложена на неопределенный срок. Досрочное применение разрешается.

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.

60 PwC

Изменения в структуре собственности: совместные операцииПорядок 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 операция соответствует определению бизнеса и получен контроль, то это будет объединением бизнесов и имевшаяся ранее доля участия будет считаться выбывшей и переоцененной по справедливой стоимости. Порядок учета объединения бизнесов рассматривается в разделе 4.1. Если контроль не получен, а активы остаются под совместным контролем, возмещение, выплаченное за дополнительную долю, капитализируется в стоимости этой доли.

Результатом сокращения доли в совместно контролируемых активах станет списание части балансовой стоимости, равной пропорциональной доле списания, независимо от того, сохраняется контроль или нет.

Изменения в структуре собственности: совместные предприятияПорядок учета увеличения доли участия в совместном предприятии будет зависеть от уровня контроля после приобретения. В случае получения контроля операция квалифицируется как объединение бизнесов. Признание балансовой стоимости, отраженной ранее по методу долевого участия, или доли в активах и обязательствах будет прекращено, и будет применен учет по методу приобретения, а компания будет полностью консолидирована. Для этого потребуется выполнить оценку справедливой стоимости, переоценку ранее принадлежавшей участнику доли, а также оценку неконтролирующей доли участия и гудвилла. Возможно, потребуется признание прибыли или убытка в отчете о прибылях и убытках.

Частичное выбытие доли, учитываемой по методу долевого участия, которое никак не влияет на совместный контроль или его замену на 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. Переоценку сохраненной доли компания не выполняет.

4.2.9 Учет совместным предпринимательством

В предыдущем параграфе описан порядок бухгалтерского учета, применяемый инвестором совместного предприятия.

Учет со стороны совместного предприятияОбычно совместное предприятие готовит свою собственную финансовую отчетность для отчета перед партнерами по совместному предприятию и для

ИнвестицияЗначительное

влияниеСовместный

контрольКонтроль

соблюдения нормативно-правовых требований. Все чаще такая финансовая отчетность готовится в соответствии с МСФО. Совместные предприятия обычно создаются участниками, которые вкладывают в них 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. Однако 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 бизнесов. Вторая методология предусматривает признание активов и обязательств бизнеса по той же балансовой стоимости, которая используется в финансовой отчетности по МСФО участника, осуществляющего вклад.

Учет со стороны совместных операцийСовместные операции должны отражать права и обязанности участников (операторов) в составе активов и обязательств в своей финансовой отчетности.

4.2.10 Соглашения о «фармауте» («farm-out»)«Фармаут» имеет место, когда участник соглашения («фармор» – от англ. farmor) передает долю участия в запасах и добыче на месторождении другой стороне («фарми» – от англ. farmee). Такая доля часто предоставляется в обмен на согласие «фарми» оплатить как свою долю в будущих расходах по разработке месторождения, так и долю «фармора». Соглашением также может предусматриваться выплата «фарми» денежных средств в адрес «фармора». При рассмотрении этого механизма с точки зрения «фарми» это является получением доли участия в разработке месторождения («фармин» от англ. farm in). Обычно этот механизм применяется на этапе геологоразведки или разработки месторождения и представляет собой распространенное средство, используемое компаниями для того, чтобы разделить затраты и риски, связанные с разработкой месторождений. «Фарми» надеется, что его доля в будущей добыче обеспечит достаточный доход для компенсации затрат на осуществление деятельности по геологоразведке или разработке месторождения.

Учет со стороны «фармора»Соглашения о «фармауте» на момент подписания в основном представляют собой неденежные сделки, в отношении которых отсутствуют специальные рекомендации в МСФО. В результате этого появились разные методы учета таких сделок. Учет зависит от конкретных фактов и обстоятельств соглашения, особенно от этапа разработки соответствующего актива.


Активы с доказанными запасамиПри наличии доказанных запасов на месторождении получение доли участия в его разработке («фармин») должно учитываться в соответствии с принципами, предусмотренными в МСФО (IAS) 16. Предоставление доли участия в разработке месторождения по договору «фармаута» будет рассматриваться как экономическое событие, так как «фармор» отказывается от своей доли в части актива в обмен на предоставление «фарми» разработанного актива в будущем. Для надежной оценки справедливой стоимости переданного актива и обязательства по выплате денежных средств в будущем имеется достаточно информации.

При определении метода учета необходимо понимать, какие права и обязательства имеются у сторон.

Вознаграждение, полученное «фармором» в обмен на выбытие его доли, представляет собой стоимость работ, выполненных «фарми», плюс любые полученные денежные средства. Предполагается, что это является справедливой стоимостью выбывшей доли в рамках сделки, проведенной на рыночных условиях.

«Фармор» 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 «фарми». 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 «фармаута» 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 «фарми». 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. Уровень изменений в последующем учете будет определяться этапом разработки актива и надежностью бюджета.

Активы без доказанных запасовМетоды учета не столь очевидны в случае, когда месторождение 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. Результаты тестирования на надежность оценки, предусмотренного в МСФО (IAS) 16 для обмена в неденежной форме, могут оказаться отрицательными.

Ни в МСФО (IFRS) 6, ни в МСФО (IFRS) 11 не содержится специального руководства по надлежащему учету договоров о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях «фармаута».

На практике «фарморы» используют несколько подходов:

• признают только платежи, полученные в денежной форме, и не признают вознаграждение в отношении стоимости работ, которые будут выполнены «фарми», 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. При этом актив, который будет получен в будущем, признается 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 «фармаута», 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.

Учет со стороны «фарми»«Фарми» признает затраты только по мере их произведения независимо от этапа разработки актива.

«Фарми» должен раскрывать свои договорные обязательства по строительству актива и покрывать долю затрат «фармора».

«Фарми» должен следовать своей обычной политике капитализации затрат, а также применять ее в отношении доли «фармора» в затратах на строительство.

62 PwC

Учет предоставления доли участия в разработке месторождения на условиях «фармаута»

Общaя информацияКомпания 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 Р — 82 %. Компании N и P подписали соглашение о совместном предпринимательстве, которое определяет порядок эксплуатации месторождения. Согласно положениям МСФО (IFRS) 11 у компаний N и P имеется совместная операция. В состав активов совместной операции 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 — в размере 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:

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 заплатить 15 млн у. е. из этой суммы от имени компании N.

Балансовая стоимость актива, отраженная в финансовой отчетности компании N до проведения сделки, составляла 3 млн у. е.

Каким образом компания N должна учитывать такую сделку?

РешениеДанная сделка имеет все характеристики договора о предоставлении доли участия в разработке месторождения на условиях «фармаута». Платежи в форме денежных средств и последующее обязательство компании R

оплатить затраты на разработку от имени компаний N и P, судя по всему, являются частью той же сделки. Компании N и P выступают в качестве «фарморов», а компания R — в качестве «фарми». Указанная структура представляет собой совместную операцию. Следовательно, компания N должна учитывать свою долю в активах и обязательствах и долю в доходах и расходах.

Прибыль от выбытия доли можно было отразить в учете компанией N с использованием одного из трех следующих подходов:

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.

2. Признание платежей и стоимости будущих активов на дату соглашения.Компания N признает 4 млн у. е., как указано выше. Кроме того, она признает дебиторскую задолженность или нематериальный актив по будущим расходам, которые возникнут у компании R, от имени компании N, с отражением дополнительной прибыли в отчете о прибылях и убытках. Компании N нужно будет оценить ожидаемую сумму будущих расходов. Несмотря на то что единственным методом для оценки указанной суммы является метод оценки на основе суммы предусмотренных бюджетом затрат (в сумме 15 млн у. е.), компания N должна будет оценить, будет ли эта сумма отражать фактически понесенные расходы. Любая разница в окончательной сумме потребует пересмотра признанного актива и прибыли, что создает 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., полученных в денежной форме, как указано в описании подхода 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, связанной с использованием подхода 2.

Компания N Компания P Компания R Итого

До сделки 18 % 82 % — 100 %

После сделки 10 % 45 % 45 % 100 %

Полученные денежные средства

4 млн у. е. 20 млн у. е. — 24 млн у. е.


4.2.11 Соглашения о централизованной эксплуатации месторождения

Централизованная эксплуатация месторождения обычно имеет место на этапе геологоразведки или разработки нефтегазовых запасов. Компании 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 компания получит долю предполагаемого будущего 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 каждой компанией доли участия, после чего эта компания будет отвечать за будущие затраты на эксплуатацию участка добычи в соответствии с отнесенной на него долей участия. По мере того как конечный результат использования каждого компонента будет становиться все более очевидным, эта доля участия будет уточняться и пересматриваться, и может производиться соответствующая корректировка прав на будущую долю добытой продукции или на распределение затрат. В тех случаях, когда оставшихся объемов добычи или расходов на разработку недостаточно для уточнения вкладов участников проекта на текущую дату, в расчетах между ними могут производиться денежные выплаты.

На дату начала проекта централизованная эксплуатация месторождения отражается в бухгалтерском учете как вклад 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 эквивалентна 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 параметров соглашения.

Централизованная эксплуатация месторождения и уточнение и пересмотр параметров соглашения также окажут 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. Компании также потребуется провести переоценку обязательства по выводу актива из эксплуатации.

Уточнение и пересмотр параметров соглашения по централизованной эксплуатации месторождения

Каким образом уточнение и пересмотр параметров соглашения по централизованной эксплуатации месторождения должны учитываться в бухгалтерском учете компании?

Общaя информацияКомпании А и B владели смежными участками, на которых проводится разведка на нефть, — участками «Альфа» и «Дельта» соответственно. Оба участка находились на стадии геологоразведки, и для них еще не были определены доказанные запасы. Компании заключили соглашение о совместной разработке этих участков в рамках объединенного участка («Омега»), который представляет собой совместную операцию. Согласно исходному соглашению о централизованной эксплуатации месторождения, каждая сторона имела 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:

РешениеКомпания 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 целесообразным 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. С учетом пересмотренной доли в будущем объеме добычи и в затратах на разработку наличие обесценения представляется маловероятным.

Компания A Компания B Итого

Первоначальная эксплуатация

50 % 50 % 100 %

Повторное определение

40 % 60% 100 %

Затраты на геологоразведку

5 млн у. е. 5 млн у. е. 10 млн у. е.

Будущие затраты на разработку

— — 40 млн у. е.

64 PwC

4.3 Соглашения о разделе продукции (СРП)

4.3.1 Общая информацияВлияние нового стандарта по признанию выручки МСФО (IFRS) 15 на учет соглашений о разделе продукции рассматривается в разделе 7.2.2. МСФО (IFRS) 15 вступает в силу 1 января 2018 г.

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 СРП и договоров об уплате роялти, которые определяются конкретным сочетанием требований национального, регионального и местного законодательства в нефтедобывающих регионах.

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 (которую обычно называют оператором) получает право извлекать ресурсы в течение определенного периода, который, как правило, 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, а зачастую и 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 того, участвует ли она в соглашении об оказании услуг или соглашении о прямом долевом участии. Определенные СРП, срок действия которых меньше ожидаемого срока 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 к получению от государства, а не как доля в будущей добыче на месторождении.

Концессионные соглашения или соглашения об уплате роялти во многом совпадают с условиями СРП, 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. Стандартных СРП и концессионных соглашений не существует даже в рамках одной и той же юрисдикции. 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 СРП должно оцениваться и учитываться исходя из экономического содержания соглашения. Обычно государство настаивает на внесении изменений в СРП или договоры об уплате роялти, связанных 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 осуществления существенных дополнительных затрат. 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.


4.3.2 Компания несет риски, связанные с геологоразведкой

Капитализация затратКогда компания несет риск, связанный с геологоразведкой, она применяет подход, аналогичный учету проектов, не представляющих собой СРП. Затраты, понесенные на стадии геологоразведки и разработки, будут капитализированы в соответствии с МСФО (IFRS) 6, МСФО (IAS) 16 и МСФО (IAS) 38.

Резервы, использованные для амортизации созданных активов, должны относиться на отчитывающуюся компанию в течение периода СРП или концессии. Информация о возможных запасах углеводородов и 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 применяется руководство МСФО (IAS) 36.

Признание выручкиЕсли в рамках СРП компания несет риск, связанный с геологоразведкой, выручка отражается как доходы от добычи нефти или газа (компенсационной нефти и прибыльной нефти), только когда нефть или 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.

СРП для месторождений на континентальном шельфе, срок действия которого составляет 25 лет

Юридическая форма СРП не должна оказывать влияния на признание активов, связанных с геологоразведкой и оценкой, или добывающих активов. Каким образом следует учитывать эти активы?

Общaя информацияКомпания 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?

РешениеНет. В течение срока действия СРП компания А осуществляет контроль над активами, так

как она имеет право их эксплуатировать. Затраты на строительство, которые отвечают следующим критериям признания, содержащимся в 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 вероятных запасах углеводородов и текущих ценах должна служить подтверждением того, 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.

66 PwC

Признание выручки в рамках СРП (1)

Каким образом компания N должна учитывать такую сделку?

Общaя информацияНефтегазодобывающая 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.

Совокупная выручка 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 выручка по СРП распределяется между участниками соглашения в соответствии с конкретными условиями раздела продукции, предусмотренными СРП. Заключение СРП обычно не приводит к созданию предприятия, которое отвечало бы 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.

Как выручка от продажи нефти должна распределяться между оператором, государственной нефтяной компанией и другими сторонами?

РешениеОператор 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 выручки, 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 выручки оператора в соответствии с подробными рекомендациями в п. 8 МСФО (IAS) 18.



Как распределяется выручка между участвующими сторонами в рамках СРП?

РешениеНиже 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

Цена 97

Итого Государство Нефтегазодобывающая компания

Государственная компания

Выручка 2 910 000 — 100 %

Роялти (10 %) 291 000 291 000 —

Оставшаяся часть 2 619 000

Лимит на компенсационную нефть (60 %) 1 571 400

Компенсационная нефть:

Операционные расходы 450 000 247 500 202 500

Разведка 50 000 50 000

Разработка 80 000 44 000 36 000

Итого компенсационная нефть 580 000 341 500 238 500

Прибыльная нефть 2 039000 1 121 450 917 550

Итого выручка от продаж 2 910 000 291 000 1 462 950 1 156 050

Применимые объемы 30 000 3 000 15 082 11 918

Данный пример отражает методологию распределения. Применимые объемы определяются путем деления распределенной выручки на цену реализованных объемов нефти.

68 PwC

4.3.3 Компания несет риск, связанный с выполнением своих обязательств по договору

Критерии капитализации затратПо тем соглашениям, в рамках которых компания несет главным образом 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 к получению от 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/МСФО (IFRS) 9, а не МСФО (IAS) 16.


Общaя информацияПравительство 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 на 15 лет по геологоразведке, разработке и эксплуатации этой части на следующих условиях:

• Компания А принимает на себя обязательства по проведению геологоразведки, разработки и добычи полезных ископаемых. Правительство государства V будет выплачивать компании А вознаграждение за предоставленные 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 государству V.

• Правительство государства V будет возмещать все затраты, понесенные компанией А на следующих этапах проекта:

— выполнение программы сейсмических исследований;

— утверждение программы проведения геологоразведочных работ;

— выполнение 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 выручка от продажи нефти должна распределяться между оператором, государственной нефтяной компанией и другими сторонами?

РешениеПо 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 выполнения для признания выручки, которая будет включать ожидаемую надбавку в размере 5 % от понесенных затрат.

Оценка обесцененияПризнаваемый актив будет отражаться в составе дебиторской задолженности. Следовательно, в этом случае необходимо применять правила тестирования финансовых активов на обесценение, указанные в МСФО (IAS) 39 и МСФО (IFRS) 9.

Признание выручкиЕсли компания несет риски, связанные с выполнением своих договорных обязательств, а не риски, связанные с деятельностью по геологоразведке, то затраты на геологоразведку и разработку актива капитализируются в составе дебиторской задолженности к получению от правительства, а не в составе основных средств. Если можно выполнить достоверную оценку результатов договора, для определения суммы признаваемой выручки необходимо использовать метод процента выполнения. В этот расчет будет включена ожидаемая маржа прибыли.


4.3.4 Вывод из эксплуатации активов в рамках СРП

Законодательство, условия лицензий на добычу или заявленная политика компании 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 разрешение 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;

• компании-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 еще могут оставаться запасы, подлежащие добыче), взять на себя обязательство по выводу активов из эксплуатации, а также имеет право на использование учрежденного фонда финансирования вывода активов 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 активов 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.

4.3.5 Налогообложение СРПВ отношении налогообложения СРП возникает несколько исключительно важных вопросов: когда суммы, уплачиваемые государству, следует считать налогом на прибыль (и в таком случае они формируют часть выручки), когда эти суммы представляют собой роялти (т. е. не включаются в сумму выручки) и когда эти 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?

Классификация в качестве налога на прибыль или роялтиВ каждой стране установлены свои механизмы получения выручки и налогообложения, которые могут различаться даже в рамках одной страны, и каждое крупное СРП 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.

70 PwC

Классификация прибыльной нефти в качестве налога на прибыль или роялти (1)

Выручка 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 переноситься на будущие периоды (см. пример в разделе 4.3.2).

Является ли доля прибыльной нефти налогом на прибыль или роялти?

Общaя информацияКомпания Mammoth Oil ведет добычу в небольшой африканской республике на условиях СРП. 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. Приемлем ли такой порядок учета?

РешениеНет. 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 он таковым не является.


Классификация прибыльной нефти в качестве налога на прибыль или роялти (2)

Выручка 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 переноситься на будущие периоды (см. пример в разделе 4.3.2).

Является ли доля прибыльной нефти налогом на прибыль или роялти?

Общaя информацияКомпания 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. Приемлем ли такой порядок учета?

РешениеДа. 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.

Налог, уплаченный в натуральной формеВ соответствии с условиями многих СРП, 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.

Налог, уплаченный от имени другого участника СРПНалог, 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.

72 PwC

Основным вопросом, связанным с бухгалтерским учетом налога на условиях уплаты от имени другого участника, 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 выручки 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 «Налоги, уплаченные денежными средствами или в натуральной форме».

4.4 Вывод активов из эксплуатацииДеятельность 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 работ 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 обязанности 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.

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 (с)]. 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, такие как неопределенность в отношении методов вывода актива из эксплуатации, соответствующих расходов и сроков вывода активов из эксплуатации. Риски, возникающие в отношении конкретного обязательства, могут быть учтены в сумме прогнозируемых потоков денежных средств до налогообложения или при определении ставки дисконтирования. Будущие потоки денежных средств, ожидаемые к понесению при выводе активов из эксплуатации, могут быть выражены в иностранной валюте. В определенных случаях выраженные в иностранной валюте будущие потоки денежных средств дисконтируются по ставке, 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.

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;


• корректировки, приводящие к увеличению стоимости актива, следует оценить на предмет того, является ли новая балансовая стоимость полностью возмещаемой или нет. И если существуют признаки того, что новая балансовая стоимость может не быть полностью возмещаемой, необходимо выполнить тестирование на обесценение.

Амортизация дисконта по обязательству по выводу объектов из эксплуатации признается в составе финансовых расходов в отчете о прибылях и убытках.

4.4.3 Отложенный налог на резервы по выводу активов из эксплуатации

Как правило, считается, что на суммы актива и обязательства, отражаемые при первоначальном признании обязательств по выводу актива из эксплуатации, не распространяется действие текущего исключения, касающегося первоначального признания, установленного в МСФО (IAS) 12 [п. 15 и п. 24]. Сумма 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 исключение, касающееся первоначального признания, предусмотренное МСФО (IAS) 12, к финансовой аренде. Комитет по разъяснениям МСФО установил, что практика применения исключения, касающегося 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 исключение, касающееся первоначального признания, предусмотренное 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 политика должна применяться последовательно [МСФО (IAS) 8, п. 13].

4.4.4 Фонды по выводу активов из эксплуатации

Многие нефтегазовые компании делают отчисления в специально созданный фонд, цель которого – способствовать финансированию обязательств по выводу активов из эксплуатации и обязательств по охране окружающей среды. Фонды могут создаваться в соответствии с требованиями законов или нормативных актов либо на добровольной основе.

Как правило, управление фондом осуществляют независимые доверительные управляющие, которые занимаются инвестированием средств, полученных фондом в форме вкладов, в ряд активов, в основном в долговые и долевые ценные бумаги. Доверительные управляющие определяют порядок инвестирования средств, полученных в форме вкладов, с учетом ограничений, установленных регулирующими документами, а также применимыми законодательными и прочими нормативными актами. Затем нефтегазовая компания получает от фонда возмещение фактических затрат на вывод активов из эксплуатации после

того, как они были произведены. Однако у нефтегазовой компании может быть только ограниченный доступ (либо у нее вообще может отсутствовать доступ) к каким-либо суммам превышения активов фонда над суммой, которая была направлена на покрытие необходимых затрат на вывод активов из эксплуатации.

В разъяснении КРМФО (IFRIC) 5 «Права на участие, возникающие из фондов финансирования вывода объектов из эксплуатации, рекультивации и экологической реабилитации» содержатся указания в отношении метода учета данных фондов и их отражения в финансовой отчетности нефтегазовой компании. Руководство должно признавать свою долю в фонде отдельно от обязательства по финансированию закрытия месторождения и затрат на охрану окружающей среды. Взаимозачет применяться не может, за исключением случаев, когда вкладчик не обязан покрывать затраты на вывод активов из эксплуатации, даже если фонд не может покрыть эти затраты.

Руководство должно определить, имеется ли у него контроль, совместный контроль над деятельностью фонда или оно может оказывать на него значительное влияние, и соответствующим образом отразить фонд в учете. В случае отсутствия контроля, совместного контроля или значительного влияния права на получение активов фонда учитываются как возмещение затрат на закрытие месторождения и обязательство по охране окружающей среды в размере наименьшей из двух величин: признанного обязательства по выводу активов из эксплуатации или доли компании в справедливой стоимости чистых активов фонда.

Любые изменения в фонде, которые учитываются как возмещение, признаются в отчете о прибылях и убытках. Изменения в фонде (согласно оценке в соответствии с разъяснением КРМФО (IFRIC) 5) оцениваются отдельно от резерва (оценка которого проводится в соответствии с МСФО (IAS) 37).

Порядок бухгалтерского учета гарантий исполнения обязательств

Общaя информацияНа Украине газодобывающая компания, которая является дочерним предприятием компании A, признала в учете резерв на закрытие месторождения и реабилитацию земель в отношении обязательства по закрытию месторождения.Кроме того, в соответствии с требованиями законодательства компания A обязана предоставить гарантию исполнения обязательств в сумме, которая требуется для выполнения обязательств по закрытию разрабатываемого месторождения в конце срока его эксплуатации.

Каков должен быть порядок учета компанией A данной гарантии исполнения обязательств?

РешениеИнформацию о гарантии исполнения обязательств следует раскрыть в консолидированной

финансовой отчетности в качестве обеспечения по обязательству. Соответствующее обязательство по выводу активов из эксплуатации уже было отражено в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 37.

74 PwC

4.4.5 Выходные пособияВыплаты работникам в связи с закрытием месторождения должны быть учтены в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 19 «Вознаграждения работникам».

Если существует уверенность в том, что углеводородные резервы месторождения будут истощены в конце срока эксплуатации месторождения, из этого нередко следует, что возникнут затраты по выплате компенсаций в связи с сокращением штата, за исключением случаев, когда работники могут быть переведены на другие объекты.

В МСФО (IAS) 19 установлены ограничения в отношении признания в учете выплаты выходных пособий: обязательство может быть признано только в том случае, если у компании имеется очевидное намерение провести сокращение штата, официально подтвержденное следующим:

• имеется подробный официальный план сокращения штата;

• отсутствует реалистичная возможность отменить выполнение этого плана.

В МСФО (IAS) 37 также установлены критерии для начисления резерва под реструктуризацию, для чего необходимо возникновение обязательства, обусловленного сложившейся практикой.

Выходные пособия, как правило, могут быть признаны только после того, как объявлена дата закрытия месторождения, созданы конкретные планы и удовлетворены другие критерии признания.

4.5 Обесценение активов по разработке, добыче, переработке и сбыту

4.5.1 ОбзорНефтегазовую отрасль отличают значительные объемы требуемых капитальных затрат и неустойчивые цены 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 наибольшая из двух величин: справедливой стоимости актива за вычетом затрат на выбытие (ССЗВЗНВ) или ценности его использования.

4.5.2 Признаки обесцененияКомпании 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)

Можно ли считать снижение рыночных цен на нефть и газ признаком обесценения?

Общaя информацияКомпания 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?

РешениеНеобязательно. Нефтегазовые активы часто характеризуются длительным сроком полезного

использования, а ценовые ориентиры, при достижении которых добыча перестает приносить экономические выгоды, варьируются в широком диапазоне. 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. Компаниям 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 могут быть также и внутренними по своему характеру. 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 значительное исправление ошибок при бурении скважины, или значительное увеличение расходов на вывод объектов из эксплуатации также могут являться признаками обесценения. Прочими распространенными признаками обесценения могут быть принятие решения о продаже или реструктуризации ЕГДС, а также информация о том, что результаты финансово-хозяйственной деятельности оказались хуже, чем ранее ожидалось.


Можно ли считать смену правительства или изменения в его составе признаком обесценения?

Общaя информацияКомпания 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 СРП ожидает, что операционные затраты увеличатся в основном за счет повышения расходов на оплату труда и премиальные выплаты зарубежным специалистам и не будут подлежать возмещению по условиям соглашения.

Можно ли в данном случае считать смену правительства признаком обесценения?

РешениеДа. В данном случае смена правительства представляет собой изменение в нормативно-правовых и экономических условиях деятельности

компании, что окажет существенное негативное влияние на величину ожидаемых потоков денежных средств. Активы компании в рамках СРП подлежат тестированию на обесценение.


Каковы типичные потенциальные признаки обесценения в нефтегазовой отрасли?

РешениеК числу таких признаков относятся:• значительное снижение оценочных резервов;• значительное снижение рыночной капитализации

компании и других предприятий, которые производят такой же сырьевой товар;

• снижение долгосрочных рыночных цен на нефть и газ;• значительное негативное изменение обменных курсов

иностранных валют;• значительный рост производственных затрат;• значительный перерасход бюджета по проекту

капитальных вложений, например перерасход средств на этапе разработки и строительства новых скважин;

• операционные вопросы, для решения которых могут потребоваться значительные капитальные вложения;

• значительное увеличение расчетной стоимости демонтажа объектов и восстановления природных ресурсов на занимаемом ими участке, особенно ближе к концу срока разработки месторождения;

• значительный пересмотр плана разработки месторождения;

• значительное снижение оценочных вероятных запасов;• трудности, связанные с добычей;• проблемы с обеспечением необходимой

инфраструктуры для транспортировки продукции с целью поставки на рынок;

• негативные изменения в нормативной базе и законодательстве в области охраны окружающей среды, включая значительное увеличение налоговой нагрузки и суммы уплачиваемого роялти;

• увеличение риска, связанного с безопасностью, или политического риска в данном регионе.

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 отдельной ЕГДС, даже если этот признак был отмечен на более высоком уровне.

76 PwC

4.5.3 Единицы, 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 добывающее предприятие, 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

Выявление и определение ЕГДС (2)

Что представляет собой ЕГДС в сегменте розничной продажи нефтепродуктов?

Общaя информацияКомпания владеет сетью АЗС в странах Европы. Применительно к крупным странам, таким как Испания, Италия, Франция, Германия и Великобритания, руководство компании 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?

РешениеНет. Эти регионы и страны не являются ЕГДС. Самый низкий уровень, на котором генерируются

денежные потоки, являющиеся в значительной степени независимыми, – это уровень отдельной АЗС. Для определения размера денежного вознаграждения менеджеров АЗС руководство оценивает результаты финансово-хозяйственной деятельности на уровне каждой отдельной станции, а на региональном уровне оценивается доход на инвестиции с учетом совместно используемых объектов инфраструктуры.

Если существует необходимость проведения тестирования на обесценение по причине 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.

Выявление и определение ЕГДС (1)

Что представляет собой ЕГДС вЧнефтегазодобывающей компании?

Общaя информацияКомпания GBO ведет операционную деятельность 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?

РешениеНет. 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 генерация 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.

месторождения основывается на ожидаемых объемах добычи всего месторождения, а не отдельной скважины, при этом все скважины обычно зависят от объектов инфраструктуры данного месторождения. Предприятие, занимающееся переработкой, транспортировкой и сбытом, может владеть автозаправочными станциями, объединенными в группы по географическому признаку, в целях осуществления эффективного управленческого контроля их деятельности и оптимизации материально- технического снабжения. В отличие от месторождения, автозаправочные станции не зависят от стационарных объектов инфраструктуры и генерируют по большей части независимые денежные потоки.


4.5.4 Совместно используемые активыНекоторые 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 вопросов, требующих рассмотрения, относятся следующие:

• генерируют ли совместно используемые активы денежные потоки, возникающие от разработки не только собственных месторождений компании, 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. Существуют 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 объединены в группы для целей тестирования указанных активов.

В рамках первого подхода активы должны относиться на каждую отдельную ЕГДС или 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. Как правило, отнесение сумм установленного обесценения на отдельные ЕГДС является возможным в отношении совместно используемых активов, предназначенных для переработки или транспортировки добытого сырья из нескольких месторождений. Например, суммы обесценения могут быть распределены между месторождениями в соответствии с величиной запасов и ресурсов каждого их них.

4.5.5 Оценка справедливой стоимости за вычетом затрат на выбытие («ССЗВЗНВ»)

Справедливая стоимость за вычетом затрат на выбытие – это сумма, которую участник рынка будет готов заплатить за актив или ЕГДС, за вычетом затрат на выбытие. Использование метода дисконтированных потоков денежных средств в целях определения ССЗВЗНВ допускается в тех случаях, когда отсутствуют наблюдаемые рыночные цены для определенного актива или недавние рыночные сделки, которые позволили бы определить справедливую стоимость тестируемого актива путем его сравнения с данными аналогичной операции, совершенной на рыночных условиях.

Применение ССЗВЗНВ сопряжено с меньшим объемом ограничений, чем ценность использования, и поэтому на практике она может оказаться более удобной. ССЗВЗНВ чаще используется в практической деятельности, особенно в отношении недавно приобретенных активов.

Допущения, лежащие в основе модели ССЗВЗНВ, как правило (хотя и не во всех случаях), ближе к тем, которые использует руководство предприятий в процессе прогнозирования. Результаты расчета ССЗВЗНВ 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 ССЗВЗНВ, 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 ССЗВЗНВ 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.

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 ССЗВЗНВ может смягчить напряжение от значительной суммы гудвилла, относящегося к истощающимся активам.

При определении показателя ССЗВЗНВ с использованием модели дисконтирования будущих денежных потоков в расчетах используются суммы денежных потоков после налогообложения. Ставка дисконтирования, применяемая к расчету ССЗВЗНВ, должна представлять собой рыночную ставку после налогообложения, в основе которой лежит средневзвешенная стоимость капитала участника рынка.

4.5.6 Ценность использованияЦенность использования – приведенная стоимость будущих денежных потоков, которые, предположительно, будут получены от актива или генерирующей единицы в их текущем состоянии [МСФО (IAS) 36, п. 6]. Определение ценности использования основывается на четко и явно выраженных требованиях, сформулированных в МСФО (IAS) 36. Потоки денежных средств оцениваются для актива в его существующем состоянии и не должны отражать планов улучшения или повышения эффективности использования актива в будущем, но должны включать затраты, необходимые для поддержания эффективности его текущего использования [МСФО (IAS) 36, п. 44]. 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

78 PwC

приемлемыми, получают путем проведения анализа на основе сравнения результатов компании с рыночными данными или бюджетными показателями предыдущего периода.

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 в расчете ценности использования значительного превышения запаса прочности можно применить сокращенный метод расчета. Однако приведение ставки после вычета налога к валовому показателю (grossing up) довольно редко позволяет точно оценить ставку до вычета налога.

Прогнозный периодПрогнозы 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, которые согласуются с теми, что были использованы в последнем периоде конкретных прогнозов для получения величины ликвидационной 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 допущениям, которые были использованы в последнем периоде конкретных прогнозов.

Цены на сырьевые товары в расчетах ценности использованияДля 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, используются цены на спотовом рынке. В нефтегазовой отрасли, как правило, существуют кривые форвардных цен, и в указанных обстоятельствах такие цены выступают в роли базовой точки для формирования прогнозов цен. Такие прогнозные цены должны быть использованы применительно к будущим периодам, включенным в расчет ценности использования. Если отрезок времени, отражаемый на кривой форвардных цен, не охватывает весь период прогнозирования, то обычно руководство компании 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/ МСФО (IFRS) 9 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 купли-продажи, отражаемых в учете согласно МСФО (IAS) 39/ МСФО (IFRS) 9.

Денежные потоки в иностранных валютах при определении ценности использования

Денежные потоки в иностранных валютах могут играть важную роль в тестировании на обесценение:

(а) в случаях, когда все денежные потоки ЕГДС выражены в единой валюте, которая не является функциональной валютой отчитывающейся компании, и

(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 отчитывающейся компании

Все будущие денежные потоки ЕГДС могут быть выражены в единой валюте, которая, однако, не является функциональной валютой отчитывающейся компании. 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 компании 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 отчитывающейся компании, она пересчитывается в функциональную валюту компании с использованием текущего курса обмена на дату проведения теста на обесценение [МСФО (IAS) 36, п. 54].

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 ССЗВЗНВ.

Объекты незавершенного строительства в расчете ценности использованияПотоки 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 разработкой месторождения поступления денежных средств от ожидаемых продаж нефти и газа.

4.5.7 Взаимосвязь 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 такие денежные потоки учитываются аналогичным образом в балансовой стоимости актива. 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, п. 76, 78]. Это обычно применимо в тех случаях, когда актив/ЕГДС не может быть отделен/ отделена от связанного с ними обязательства.

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.

В модели денежных потоков для расчета ценности использования применяется ставка дисконтирования,

которая характерна для тестируемых активов, отражает временную стоимость денег и доход, на получение которого рассчитывали бы инвесторы при вложении средств в данные активы. Результаты использования актива будут сопряжены с рядом неопределенностей, присущих активу, включая среди прочего спрос, цену и операционный риск. Отток денежных средств, связанный с обязательством по выводу объектов из эксплуатации, характеризуется иными присущими ему неопределенностями, однако они связаны скорее с суммой и сроками, чем с риском наступления определенного события или риском неисполнения обязательств. Будущие продажи могут быть сопряжены с неопределенностью, но никакой неопределенности в связи с необходимостью восстановления окружающей среды по окончании срока использования актива не существует. Данные оттоки денежных средств должны быть дисконтированы с использованием безрисковой ставки в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 37.

В стандарте по обесценению отсутствуют рекомендации в отношении использования ССЗВЗНВ в качестве возмещаемой суммы стоимости ЕГДС с неотделимым обязательством.

• Один из подходов заключается в том, чтобы разработать единую модель денежных потоков, которая позволяет рассчитать справедливую стоимость ЕГДС с учетом оттоков денежных средств, связанных с обязательством по выводу активов из эксплуатации. Этот подход согласуется с тем, как определял бы справедливую стоимость бизнеса участник рынка. Необходимо учитывать сроки вывода активов из эксплуатации. Оттоки денежных средств, связанные с обязательством по выводу активов из эксплуатации, который начнется через много лет, должны быть предусмотрены в модели денежных потоков в более позднем периоде и оказывают меньше влияния на определяемую возмещаемую сумму. По мере того как приближается окончание срока эксплуатации месторождения и возникают ожидания, связанные с оттоками денежных средств, которые должны начаться в течение следующих нескольких лет, влияние данных оттоков на возмещаемую сумму будет расти.

• Альтернативным подходом может стать расчет справедливой стоимости актива без учета оттока денежных средств, необходимого для выполнения обязательства по выводу активов из эксплуатации. При этом обязательство рассчитывается отдельно с использованием допущений участника рынка, а не подхода, предусмотренного в МСФО (IAS) 37. Оценка обязательства должна отражать сумму, которую организация должна была бы заплатить третьей стороне за принятие обязательства. Это, по всей вероятности, приведет к более высокой стоимости обязательства, чем в случае применения МСФО (IAS) 37. Затем для получения «чистой» справедливой стоимости сумма, определенная для актива, должна быть уменьшена на полученную сумму обязательства. Второй подход, с большой вероятностью, будет надлежащим в том случае, когда срок эксплуатации месторождения заканчивается в обозримом будущем – приблизительно меньше чем через пять лет.

Возмещаемая сумма, определенная по методу ССЗВЗНВ, затем сопоставляется с балансовой стоимостью ЕГДС, включая обязательство по выводу активов из эксплуатации, оцененное согласно МСФО (IAS) 37.

80 PwC

Определение балансовой стоимости

Возмещаемая стоимость в обоих случаях превышает балансовую стоимость активов, следовательно, начисления 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.

4.5.8 Тестирование на обесценение гудвиллаСогласно 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 самый низкий уровень не может быть больше операционного сегмента, к которому относится гудвилл, как определено в МСФО (IFRS) 8 «Операционные сегменты».

Включение гудвилла в группу ЕГДС для целей тестирования на обесценение отражает самый низкий уровень, на котором руководство компании 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 решающее значение. Правильный подход особенно важен в тех случаях, когда в рамках такого тестирования анализируются гудвилл, активы с неопределенным сроком полезного использования, совместно используемые активы или корпоративные активы. Сначала тестированию подлежат отдельные ЕГДС, имеющие признаки обесценения, с отражением убытка от обесценения в этой отдельной 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 балансовой стоимости 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.

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?

Общaя информацияПредприятие А понесло расходы в сумме 100 у. е. на строительство платформы по добыче нефти. Приведенная стоимость обязательства по выводу платформы из эксплуатации на дату ее ввода в эксплуатацию составляет 25 у. е. Приведенная стоимость будущих поступлений денежных средств от ожидаемой добычи нефти составляет 180 у. е. Приведенная стоимость будущего оттока денежных средств в результате эксплуатации платформы составляет 50 у. е., а приведенная стоимость будущего оттока денежных средств от вывода платформы из эксплуатации составляет 25 у. е.

РешениеПриведенный 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

Отток денежных средств по операционной деятельности

(50) (50)

Отток 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

Гудвилл также тестируется на обесценение при наличии признака его обесценения или же при наличии признака обесценения одной ЕГДС (нескольких ЕГДС), на которую (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.


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. Компания 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, осуществляется 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.

ЕГДС 1 ЕГДС2 ЕГДС 3 ЕГДС 4

Компания

ЕГДС 5 ЕГДС 6




Сегмент «Разведка и добыча»

Сегмент «Переработка»

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.

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.

82 PwC

4.5.9 Сторнирование убытка от обесцененияФактические 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. Сторнирование ранее отраженного убытка от обесценения признается только в том случае, если имело место очевидное увеличение сервисного потенциала ЕГДС и это произошло не просто благодаря наличию запаса прочности в оценке, возникшего c течением времени, а, например, благодаря наличию амортизации дисконта, дальнейших амортизационных отчислений (износа, истощения и амортизации) и других аналогичных статей.

4.6 Роялти и налоги на прибыльНалоги в нефтегазовой отрасли 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 большое значение: роялти и акцизы не составляют часть выручки от продаж, а налоги на прибыль, хотя обычно они предполагают необходимость учета отложенного налогообложения, составляют часть выручки. В некоторых странах государство может также взимать налоги на добычу — 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 в нефтегазовой отрасли: роялти и акцизы

Налоги в нефтегазовой отрасли, которые рассчитываются с применением законодательно установленной ставки налога к объемам или показателю выручки, не корректируемому 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 в нефтегазовой отрасли к налогам на прибыль, может являться предметом профессионального суждения.

Налоги в нефтегазовой отрасли, 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, 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. 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 в нефтегазовой отрасли, взимаемые с прибыли

Налоги в нефтегазовой отрасли, 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 распределение прибыльной нефти, добытой, например, в рамках СРП, не является налогом на прибыль. Примеры налогов, взимаемых с прибыли, включают налог на выручку от добычи углеводородов в Великобритании, налог на добычу углеводородов в Норвегии и рентный налог на добычу углеводородных ресурсов в Австралии.


Классификация в качестве налога на прибыль или роялти

Входит ли налог на выручку от добычи углеводородов в Утопии в сферу применения МСФО (IAS) 12?

Общaя информацияКомпания 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 включаютфинансовые расходы, расходы на владение имуществом на правах полной собственности и некоторые прочие виды расходов. 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.

РешениеНВДН входит в сферу применения МСФО (IAS) 12. НВДН рассчитывается с применением

законодательно установленной налоговой ставки НВДН к показателю прибыли, рассчитываемому в соответствии с налоговым законодательством по НВДН.

Налоги на доходы от добычи углеводородов 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 в нефтегазовой отрасли 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 нефти и газа в баррелях или млрд куб. м, на которые распространяется освобождение от налогообложения, правила ускоренной амортизации и право на дополнительные налоговые возмещения для целей осуществления инвестиций. Зачастую существуют и минимальные требования к расчету налога. Каждый осложняющий фактор в расчетах должен быть оценен по отдельности и отражен в учете в соответствии с МСФО (IAS) 12.

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 в нефтегазовой отрасли могут рассчитываться 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) в ограниченном количестве случаев, например, когда налог рассчитывается на основе отдельных месторождений без права передачи прибылей или убытков между месторождениями [МСФО (IAS) 12, п. 47 и п. 51].

84 PwC

Следует ли признать отложенный налог в отношении «сверхвычетов», применяемых при расчете налога на прибыль?

Общая информацияКомпания А владеет долей участия в нефтяном месторождении, на которое распространяется действие налога на выручку от добычи нефти (НВДН), взимаемого правительством Утопии. Компания А получает право на дополнительный налоговый вычет (uplift) в отношении стоимости квалифицируемых капитальных затрат для целей НВДН – 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, после того как 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:

Право на дополнительный налоговый вычет действует в течение того года, когда налоговые органы подтверждают, что конкретные капитальные затраты соответствуют требованиям для получения 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 подано заявление на 100%-й вычет.

В какой сумме руководству компании А следует признать отложенный налог по НВДН, относящийся к основным фондам?

РешениеЧасть налоговой базы по НВДН, относящаяся к сумме дополнительного налогового вычета, возникает при первоначальном признании актива. В соответствии с МСФО (IAS) 12, п. 24, 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, за исключения тех случаев, когда отложенный налоговый актив 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 дополнительный налоговый вычет в отношении указанного «сверхвычета» не допускается. В соответствии с ОПБУ США, в отношении такого «сверхвычета» разрешается отражение актива и соответствующего отложенного налогового обязательства в валовой сумме, однако в соответствии с МСФО (IAS) 12 это недопустимо.

Актив Капитальные затраты (ф. ст.)

Сумма вычета 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


4.6.3 Налоги, уплаченные денежными средствами или в натуральной форме

Налог обычно уплачивается соответствующим налоговым органам денежными средствами. 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.

Бухгалтерский учет расходов по налогам и расчетов в форме поставок нефти должен отражать экономическое содержание договора. 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.

Договоры, в рамках которых обязательство рассчитывается исходя из объемов добытой нефти без учета рыночных цен, могут осложнить определение надлежащего учетного подхода. Это чаще всего относится к роялти или налогам, начисляемым исходя из объемов. Учетный подход должен отражать экономическую сущность соглашения с государственными органами. Некоторые договоры 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 государству, 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 договоров, а следовательно, и учетный подход к ним могут отличаться друг от друга.

4.6.4 Отложенный 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.

4.6.5 Дисконтирование сумм налогов в нефтегазовой отрасли

Налоговые обязательства оцениваются в сумме, которую предполагается уплатить налоговым органам; соответственно, указанная сумма не подлежит дисконтированию. В связи с этим суммы налога в нефтегазовой отрасли, 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 Роялти, уплачиваемые неправительственным органам/ организациям, и оставшиеся доли участия

Налоги в нефтегазовой отрасли отнюдь не всегда относятся к расчетам с государственными органами. Иногда соглашения с третьими сторонами предполагают выплату сумм роялти указанным сторонам. Например, некая сторона может владеть лицензией на разработку месторождения, которая 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 компании или же на долю его чистых активов. Если держатель лицензии имеет долю участия в чистых активах компании, то это должно отражаться в бухгалтерском учете в соответствии с применимым стандартом МСФО.


4.7.1 ОбзорНефтегазовые компании 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 значимых оценок руководства и применения профессионального суждения.

4.7.2 Определение функциональной валютыОпределение 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 вовсе 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 компании 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.

86 PwC

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 нормативно-правовой среды. В связи с этим компании нефтегазовой отрасли достаточно часто выбирают в качестве функциональной валюты не доллар США, а свою национальную валюту, даже если их цены реализации выражены в долларах.

Что касается предприятий, входящих в состав международной группы, то функциональная валюта самостоятельно определяется каждой компанией. Наличие большого числа разных функциональных валют в составе международной группы нефтегазовых компаний не является чем-то необычным.

Как определить функциональную валюту компании, продукция которого обычно реализуется в валюте, отличной от национальной (1)

Какая валюта является функциональной валютой компании, которая ведет свою деятельность в Саудовской Аравии, но устанавливает цены на всю реализуемую продукцию в долларах США?

Общaя информацияКомпания А владеет долей участия в нефтяном 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 иностранных специалистов, 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.

РешениеЭти факторы указывают на то, что функциональной валютой компании А является доллар США. Продукция экспортируется в основном в США. Анализ выручки указывает на доллар США. Анализ затрат дает смешанный

результат. Амортизация основных средств (и прочие расходы в неденежной форме) не рассматривается 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 компании, продукция которого обычно реализуется в валюте, отличной от национальной (2)

Какая валюта является функциональной валютой компании, которая ведет свою деятельность в России, но реализует всю продукцию в долларах США?

Общaя информацияОбъектами операционной деятельности компании А являются разрабатываемое месторождение и нефтеперерабатывающий завод в России, продукция которых используется для поставок независимым АЗС, расположенным в Москве. Все суммы дохода компании выражены в долларах США, но расчеты осуществляются в двух валютах – долларах США и российских рублях. Около 45 % денежных затрат компании А приходится на заработную плату иностранных специалистов, выраженную в долларах США. Оставшиеся 55 % денежных расходов производятся в российских рублях, как и соответствующие расчеты.

РешениеЭти факторы указывают на то, что функциональной валютой компании 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 компании, руководство может определить российский рубль в качестве функциональной валюты.

Можно выделить основные индикаторы функциональной валюты: валюта, в которой выражены цены продажи товаров и услуг, валюта страны, в которой потребляется продукция компании и осуществляется регулирование этой продукции, и валюта, в которой определяются затраты на оплату труда.

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 индикаторы не позволяют дать убедительный ответ на вопрос о выборе функциональной валюты, следует рассмотреть ту валюту, в которой выражены финансы компании, например валюту, в которой генерируются средства от финансовой деятельности, а также валюту, в которой удерживаются и хранятся поступления от операционной деятельности.


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 валютыПосле того как принято решение о выборе функциональной валюты компании, 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 компании могут занимать разную позицию в отношении выбора функциональной валюты. Финансирование компании, находящейся 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 компании 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 этой компании 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 компании, а также рынок, на котором оно осуществляет свою операционную деятельность. Однако подобные изменения функциональной валюты демонстрируют, что ее определение может быть постоянным процессом, а ее выбор может изменяться в зависимости от фактов и обстоятельств деятельности компании на текущий момент.

4.8 АрендаВ январе 2016 г. Совет по МСФО опубликовал МСФО (IFRS) 16 «Аренда». Новый стандарт вступает в силу с 1 января 2019 г. Положения нового стандарта обсуждаются в разделе 7.3. В разделе 4.8 рассматриваются ныне действующие требования МСФО (IAS) 17 «Аренда».

4.8.1 ОбзорМСФО (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 соглашения об использовании машин и оборудования, предназначенных для геологоразведочной деятельности.

Многие нефтегазовые компании 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.

Использование конкретного активаКонкретный актив идентифицируется в соглашении в явной или неявной форме. Конкретный актив идентифицируется в соглашении в явной форме в тех случаях, когда:

• использование альтернативных активов является для поставщика экономически нецелесообразным или практически невозможным;

• поставщик имеет только один подходящий актив для исполнения обязательства;

• используемый актив должен находиться в нужном месте или носить специфический характер или

• поставщик является предприятием специального назначения, созданным для ограниченных целей.

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.

88 PwC

Право на использование конкретного активаСледует проанализировать положения об оплате, содержащиеся в тексте соглашения, чтобы определить, что платежи осуществляются за право на использование актива, а не за фактическое использование актива или результатов его использования. Для этого необходимо рассмотреть, 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 нефтегазовая компания забирает практически весь объем продукции или иных приносимых активом выгод, часто отвечают одному из указанных выше условий, что дает возможность квалифицировать их в качестве соглашений аренды. Такие ситуации иногда возникают в нефтегазовой отрасли по причине удаленного местоположения месторождений.

Переоценка того, является ли соглашение в целом или его отдельные элементы договором аренды

Переоценка наличия в соглашении признаков аренды после его заключения 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;

• изменение в оценке 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 само по себе 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 арендыЕсли 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 как аренда 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.

Операционная арендаЕсли 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.

Финансовая арендаЕсли 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 основные финансовые показатели.


МСФО (IAS) 17 содержит подробное описание требований к раскрытию информации по операциям аренды. Общие требования к раскрытию информации включают следующее:

• общее описание значительных арендных соглашений компании;

• 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, полученных на условиях финансовой аренды.


4.9 Операционные сегменты

4.9.1 ОбзорНефтегазовые компании часто ведут свою деятельность в различных географических регионах, и во многих случаях результатом этой деятельности является широкий ассортимент сырьевых товаров, поступающих с многочисленных месторождений. Основной принцип сегментной отчетности состоит в предоставлении пользователям финансовой отчетности компании информации, которая позволит им оценить характер и финансовое влияние, оказываемое видами деятельности, которые осуществляет предприятие, а также различными экономическими условиями, в которых она действует. Управление компанией часто осуществляется на географической основе или даже на основе продуктовой группы. Требования к сегментной отчетности рассматриваются в МСФО (IFRS) 8.

Компании, у которых нет долговых или долевых инструментов, свободно обращающихся на открытом рынке, и которые не находятся в процессе регистрации выпуска ценных бумаг на открытом рынке, могут не предоставлять сегментную информацию.

4.9.2 Что такое операционный сегмент?Операционный сегмент – это компонент компании:

• осуществляющий деятельность, от которой он может получать выручку и на которую может нести расходы;

• в отношении которого доступна отдельная финансовая информация;

• результаты операционной деятельности которого регулярно анализируются руководителем компании, принимающим операционные решения, для того чтобы принять решение о выделении ресурсов сегменту и оценить результаты его деятельности.

Проект по разработке месторождения или проект по геологоразведке может не приносить выручку, но тем не менее может образовывать операционный сегмент.

4.9.3 Определение операционных сегментов: управленческий подход

Концепция определения сегментов на уровне анализа, выполняемого руководством, принимающим операционные решения, часто называется управленческим подходом. Ключевым преимуществом такого подхода является возможность чаще предоставлять подробную сегментную информацию (неся при этом более низкие дополнительные расходы на ее подготовку), что позволяет пользователям лучше понимать компанию, так как они видят ее глазами руководства компании.

Определение операционных сегментов, как правило, представляет собой процесс из четырех этапов:

1. определение того, кто именно является «руководством, принимающим операционные решения»;

2. определение хозяйственной деятельности (это могут быть различные месторождения или более широкие географические регионы, а также деятельность по разработке/ геологоразведке или головной офис компании);

3. определение наличия отдельной информации по указанной хозяйственной деятельности;

4. выяснение того, выполняется ли анализ этой информации руководством, принимающим операционные решения.

Термин «руководство, принимающее операционные решения» определяет функцию, а не конкретную должность руководителя. Зачастую эту функцию выполняет генеральный директор или исполнительный директор, однако это может быть и группа исполнительных директоров или других должностных лиц.

4.9.4 Агрегирование операционных сегментовДва или более операционных сегмента могут быть агрегированы в один операционный сегмент для целей подготовки отчетности, если сегменты имеют схожие экономические характеристики и имеют черты сходства в каждом из следующих отношений:

a) характер продукции и услуг;

b) характер процессов производства;

c) тип или класс покупателей продукции и услуг;

d) методы, используемые для распространения продукции или оказания услуг;

e) если применимо, характер регулирующей среды.

Агрегирование компанией своих операционных сегментов на основе схожих экономических характеристик предполагает применение профессионального суждения к каждому набору фактов и обстоятельств.

Агрегирование операционных сегментов (1)

Общaя информацияУ компании есть три месторождения природного газа, расположенных в одном регионе и использующих одну трубопроводную систему. Эти месторождения имеют схожие производственные процессы и денежные затраты, маркетинг продукции осуществляется централизованно (продажи осуществляются на основе цен Лондонской биржи). Руководство, принимающее операционные решения, анализирует информацию по каждому месторождению индивидуально.

Каждое из трех месторождений является операционным сегментом. Можно ли их агрегировать в один отчетный сегмент?

РешениеДа, критерии агрегирования выполняются в силу схожести экономических характеристик

(продукция, процессы, финансовые и операционные риски).

Агрегирование таких сегментов выполняется только для целей презентации, оно не влияет на то, на каком уровне будет тестироваться гудвилл на обесценение (максимальный уровень, на котором может тестироваться гудвилл, – это уровень операционного сегмента до агрегирования).

90 PwC

Агрегирование операционных сегментов (2)

Общaя информацияУ компании есть два месторождения в одном и том же регионе. Одно месторождение традиционное, а на другом для добычи необходимо применение метода гидроразрыва пласта. Операционные затраты по этим месторождениям достаточно сильно различаются. На одном месторождении ведется добыча нефти, а на втором – нефти и газа. Руководство, принимающее операционные решения, анализирует информацию покаждому месторождению. Инвесторам предоставляется информация о запасах и операционной деятельности по каждому месторождению.

Каждое из этих месторождений является операционным сегментом. Можно ли агрегировать эти два месторождения в один отчетный сегмент?

РешениеАгрегирование этих месторождений в один сегмент маловероятно в силу различий в

продукции и процессах. У них нет схожих экономических характеристик, поэтому это будут два отчетных сегмента.

4.9.5 Минимальные отчетные сегментыПосле определения операционных сегментов и агрегирования сегментов, отвечающих критериям агрегирования, предприятие должно оценить, какие операционные сегменты или агрегированные сегменты соответствуют количественным пороговым значениям, установленным для отдельного представления информации об операционном сегменте. Компания должна представлять отдельно информацию об операционном сегменте, который соответствует любому из следующих количественных пороговых значений:

a) отчетная выручка сегмента, включая как продажи внешним покупателям, так и продажи или передачи между сегментами, составляет 10 или более процентов от совокупной выручки, внутренней и внешней, всех операционных сегментов;

b) отчетная прибыль или убыток от деятельности сегмента в абсолютном выражении составляет 10 или более процентов от наибольшей из двух величин в абсолютном выражении: совокупной отчетной прибыли по всем неубыточным операционным сегментам и совокупного отчетного убытка всех убыточных операционных сегментов;

c) активы сегмента составляют 10 или более процентов от совокупных активов всех операционных сегментов.

Определение отчетных сегментов

Общая информацияКомпания имеет следующие операционные сегменты. Выручка (от внутренних и внешних продаж), прибыль и активы представлены ниже..

Сколько отчетных сегментов имеет компания А?

РешениеSСегменты A, B, D и E удовлетворяют требованиям тестирования выручки и активов (поэтому в таких случаях нет необходимости в тестировании прибыли) и являются отчетными сегментами.

Сегмент C не удовлетворяет требованиям тестирования выручки, но удовлетворяет требованиям тестирования активов и прибыли, поэтому является отчетным сегментом.

Сегмент F не соответствует требованиям тестирования выручки и активов, но соответствует требованиям тестирования прибыли.

Следовательно, все шесть сегментов являются отчетными сегментами и не подлежат агрегированию.

Сегменты Итого выручка

Прибыль (убыток) Сумма дополнительного налогового вычета

A 11 000 000 36 % 2 000 000 50 % 25 000 000 37 %

B 7 500 000 25 % 1 000 000 25 % 15 500 000 23 %

C 3 000 000 10 % (1 000 000) 25 % 10 500 000 15 %

D 3 500 000 11 % (500 000) 13 % 7 000 000 10 %

E 4 000 000 13 % 600 000 15 % 7 000 000 10 %

F 1 500 000 5 % 400 000 10 % 3 500 000 5 %

30 500 000 2 500 000 68 500 000

Если общая сумма отчетной выручки операционных сегментов от внешних продаж составляет менее 75 % выручки компании, дополнительные операционные сегменты должны быть выявлены в качестве отчетных сегментов, чтобы по меньшей мере 75 % выручки компании приходилось на отчетные сегменты


4.9.6 Раскрытие информацииКомпании должны раскрывать информацию, соответствующую основным принципам сегментной отчетности. Требования по раскрытию информации представлены в таблице ниже.

Ссылка на требования по раскрытию информации

Информация, необходимая для раскрытия

Общая информация • Факторы, использованные для идентификации сегментов

• Виды продукции и услуг, приносящих выручку каждому

Информация об отчетном сегменте: прибыль или убыток, расходы, активы, обязательства и основа оценки

По каждому отчетному сегменту компания должна раскрывать следующее:

• оценку прибыли или убытка;

• оценку общей суммы активов и обязательств, если она регулярно предоставляется руководству, принимающему операционные решения;

• ряд раскрытий конкретной информации, например выручки от операций с внешними покупателями, если она включена в прибыль или убыток сегмента и регулярно предоставляется руководству, принимающему операционные решения;

• пояснение оценки раскрытой сегментной информации;

• основы учета любых операций между отчетными сегментами;

• характер различий между оценкой раскрытой сегментной информации и сопоставимыми статьями в финансовой отчетности компании.

Сверка Сверка итоговых показателей выручки сегмента, прибыли или убытка сегмента, активов и обязательств сегмента и других существенных статей сегмента и соответствующих итоговых показателей в финансовой отчетности.

Раскрытие информации по компании в целом (требуется даже в том случае, когда в отчетность включается только один сегмент)

• Выручка от внешних покупателей по каждому продукту и услуге или группе аналогичных продуктов или услуг.

• Выручка от внешних покупателей, относимая на страну происхождения компании и все зарубежные страны, из которых компания получает выручку.

• Выручка от внешних покупателей, относимая на отдельную зарубежную страну, если эта выручка является существенной.

• Внеоборотные активы (за исключением финансовых инструментов, отложенных налоговых активов, активов по программам вознаграждений по окончании трудовой деятельности и прав, возникающих по договорам страхования), расположенные в стране происхождения компании и во всех зарубежных странах, в которых компания имеет данные активы.

• Внеоборотные активы в какой-либо отдельной зарубежной стране, если они являются существенными.

• Степень своей зависимости от основных покупателей, включая детали, если выручка от операций с покупателем составляет более 10 процентов от выручки компании.

92 PwC

4.10 КонсолидацияПосле определения операционных сегментов и агрегирования сегментов, отвечающих критериям агрегирования, предприятие должно оценить, какие операционные сегменты или агрегированные сегменты соответствуют количественным пороговым значениям, установленным для отдельного представления информации

4.10.1 КонтрольМСФО (IFRS) 10 подтверждает, что консолидация необходима в случаях, когда имеется контроль. Однако стандарт пересматривает определение контроля следующим образом: 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.

При определении наличия контроля нефтегазовые компании должны выполнить оценку следующих факторов:

• цель и структура 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 компании 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, такие как права, связанные с конвертируемыми инструментами или опционами». Потенциальные права голоса, дающие 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 инвестора в качестве принципала или агента. Стороны соглашений о добыче нефти и газа зачастую приглашаются для управления проектом от имени инвесторов. Принципал может передать некоторые свои полномочия по принятию решений агенту, но при этом агент не считается лицом, осуществляющим контроль, если пользуется данными полномочиями от имени принципала.

Экономическая зависимость, возникающая в рамках осуществления деятельности, например, когда нефтеперерабатывающий завод рассчитывает на поставки нефти определенным поставщиком, встречается достаточно часто, однако она не считается приоритетным фактором.

Если поставщик не оказывает влияния на процессы управления или принятия решений, такой зависимости будет недостаточно для того, чтобы говорить о наличии полномочий.


5

Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты

94 PwC

5. Финансовые инструменты, включая встроенные производные инструменты

Работа над МСФО (IFRS) 9 завершена, его применение становится обязательным с 2018 года. Досрочное применение допускается. Настоящее руководство разработано на основе действующих в настоящее время требований МСФО (IAS) 39, в нем не рассматриваются изменения, которые могут потребоваться после вступления в силу МСФО (IFRS) 9. Требования МСФО (IFRS) 9 обсуждаются в разделе 7.1.

5.1 ОбзорУчет финансовых инструментов может оказывать значительное влияние на финансовую отчетность нефтегазовой компании. Некоторые компании занимаются торговлей энергией, которая более подробно рассматривается в разделе 5.7. Многие компании 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 взаимодействия со стандартами по выручке и аренде, а также в отношении сферы применения МСФО (IAS) 39 и правил учета встроенных производных финансовых инструментов. Многие компании, 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.

5.1.1 Сфера применения МСФО (IAS) 39Договоры 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 являются производными финансовыми инструментами и подлежат корректировке исходя из их рыночной стоимости, с отражением разницы в отчете о прибылях

и убытках. Договоры на потребление для собственных нужд компании не входят в сферу применения МСФО (IAS) 39, но могут включать встроенные производные финансовые инструменты, которые, возможно, должны будут учитываться отдельно. Договором на потребление для собственных нужд компании является договор, который заключен и выполняется с целью получения или поставки нефинансовой статьи в соответствии с ожидаемыми потребностями компании 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.

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 в следующих условиях:

(a) если условия договора содержат разрешение любой стороне произвести нетто-расчет денежными средствами или другим финансовым инструментом;

(b) если у компании существует практика 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) если у компании существует практика работы с аналогичными договорами по получению поставки актива и продаже его в течение короткого периода после поставки с целью получения прибыли от краткосрочных колебаний цены или дилерской наценки;

(d) если 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:


Финансовая статья

Да

Да

Да

Нет Да

Нет

Нет Да

Да

Нет

Нет

Нет

Нефинансовая статья

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?

Основной договор вне сферы применения

МСФО (IAS) 39, п. 7Является ли договор выпущенным опционом?Содержит ли он премию?

Не может быть применено исключение, связанное с потреблением для собственных нужд

Содержит ли встроенные производные инструменты?

Учет по справедливой стоимости через прибыли и убытки (финансовые инструменты, удерживаемые для продажи)

Учет хеджирования движения денежных средств (через капитал)

Рассмотреть учет хеджирования

Учет по методу начисления

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 договора в целом

МСФО (IAS) 39, п. 5 и 6 (a-d)Договор заключен с целью получения или поставки актива в соответствии с потребностями в покупке/продаже или использовании актива?

МСФО (IAS) 39, п. 9Является ли договор производным финансовым инструментом?a) Имеет ли договор бизнес-актив?b) Необходима ли для договора небольшая первоначальная чистая

инвестиция, или такая инвестиция не требуется?c) Расчеты по договору осуществляются в будущем?

Порядок принятия решения по договорам на поставку товара (МСФО (IAS) 39)

96 PwC

5.1.2 Применение 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 компании (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 несходного характера, если они с самого начала четко разграничены структурой учетных книг.

Договор, который соответствует критериям, описанным выше в пп. (b) или (с) МСФО (IAS) 39, п. 6, не может считаться договором на потребление для собственных нужд компании. Эти договоры необходимо учитывать как производные финансовые инструменты по справедливой стоимости. Договоры, которые соответствуют критериям, описанным выше в пп. (a) или (d), рассматриваются на предмет возможности их отнесения к категории договоров на потребление для собственных нужд компании.

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 купли-продажи 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 компании имеют огромное значение при определении надлежащего порядка учета договоров, предметом которых являются сырьевые товары. Важно выполнять сверку договоров на потребление для собственных нужд компании с физическими потребностями компании в сырьевом товаре. Так же важно хорошо организовать не только процесс прогнозирования физических объемов, но и процесс их соотнесения с объемами договоров.

Договоры на потребление для собственных нужд

Общая информацияКомпания A, покупатель, производит электроэнергию, а компания B, продавец, добывает природный газ. Компания А заключила с компанией В десятилетний договор на покупку природного газа.

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 потре-бовать с компании В уплату штрафа, который компенсирует компании А недопоставленный газ по текущей рыночной цене.

Является ли данный договор договором на потребление для собственных нужд?

РешениеКритерии потребления для собственных нужд выпол-няются. Договор включает встроенный производный

финансовый инструмент (представленный механизмом корректировки цены), но отдельный учет инструмента не требуется. Более подробно встроенные производные финансовые инструменты рассматриваются 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 соответствует условию, предусмотренному МСФО (IAS) 39, п. 6 (а). 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 компании, 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, легко ли конвертировать газ в денежные средства в соответствующем местоположении), можно по-прежнему воспользоваться исключением для договоров на потребление для собственных нужд, при условии, что договор заключен и продолжает использоваться для собственных нужд сторон договора.


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 попадает в сферу применения 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 компании 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 как минимум один встроенный производный финансовый инструмент, 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 обсуждаются более подробно.

5.2 Оценка 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) продолжает оставаться растущим рынком. Более подробная информация о нем содержится 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 компании. Оценка этих договоров в соответствии с указаниями МСФО (IFRS) 13 производится по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков. Возможны случаи отсутствия информации о рыночных ценах на весь срок договора. 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 была бы получена при продаже актива или уплачена при передаче обязательства (выходная цена) участниками рынка на дату оценки в соответствии с текущими рыночными условиями. Поэтому оценка должна:a) включать все исходные параметры, которые

принимались бы во внимание участниками рынка при определении цены, при этом в максимальной степени учитывать исходные данные и в минимальной – вводную информацию, не являющуюся наблюдаемой и касающуюся только конкретной компании;

b) определять основной или наиболее выгодной рынок;c) соответствовать принятым в экономике методологиям

оценки финансовых инструментов;d) при использовании нерыночных исходных данных

опираться на скорректированные методы оценки таким образом, чтобы они отражали рыночные данные, например, путем использования цен любых происходящих в настоящий период на рынке операций с аналогичным финансовым инструментом.

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 операцииДоговоры 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 котировальной ценой аналогичного

актива или обязательства на активном рынке или(2) рассчитана с применением методик оценки,

использующих в качестве переменных только официальные рыночные данные [МСФО (IAS) 39, AG 76].

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.

98 PwC

5.3 Гибкость 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 нетто-расчеты 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, связанный с тем, 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.

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 Встроенные производные инструментыВ 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:

(а) тесная связь между экономическими характеристиками и рисками встроенного производного инструмента с экономическими характеристиками и рисками основного договора отсутствует;

(b) отдельный инструмент с теми же самыми условиями, что и встроенный производный инструмент, соответ¬ствует определению производного инструмента и

(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).

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. В этом случае необходимо оценивать весь комбинированный договор по справедливой стоимости в соответствии с МСФО (IAS) 39, 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 как минимум один встроенный производный инструмент, этот договор 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.

5.4.1 Оценка того, являются ли встроенные производные инструменты тесно связанными с основным договором

Необходимо производить оценку встроенных производных инструментов, чтобы определить, являются ли они тесно связанными с основным договором на дату заключения соответствующего договора.

Формула расчета цены, которая привязана к какой-либо 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 осуществляется 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.

5.4.2 Момент проведения оценки встроенных производных инструментов

Необходимо оценивать все договоры на предмет наличия в них встроенных производных инструментов на дату заключения договора компанией. Последующая переоценка встроенных производных инструментов запрещается, за исключением случаев, когда имеет место значительное изменение условий договора, а также обстоятельств, примеры которых представлены ниже. Считается, что произошло значительное изменение условий договора, если ожидаемые будущие потоки денежных средств, связанные со встроенным производным инструментом, основным договором или гибридным договором, изменились в значительной степени по сравнению с ожидавшимися ранее потоками денежных средств по договору.

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 нефти сорта «Тапис», малазийской сырой нефти, используемой в качестве эталона для Азии и Австралии.

Является ли данный механизм ценообразования встроенным производным инструментом?

Общая информацияУ 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.

РешениеНет. 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.

Компания, впервые применяющая 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 компании, которая приобретает договор, содержащий встроенный производный инструмент, а также к компании, приобретающей дочернюю компанию, имеющую договор, содержащий встроенный производный инструмент. Дата приобретения договора или дочерней компании рассматривается в качестве даты, на которую компания 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 компанией.

5.5 Договоры 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

100 PwC

существенные затруднения, особенно 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.

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, используемых в качестве замены для отсутствующей рыночной цены, что достаточно характерно для данной отрасли.

5.6 Учет хеджированияУчет хеджирования в соответствии с МСФО (IFRS) 9 рассматривается в разделе 7.1.6.

5.6.1 Принципы и виды хеджированияКомпании 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 компании 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 стоимости хеджируемой позиции или статьи 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 и другие риски, связанные с хеджируемой позицией. Сегодня такая деятельность по управлению рисками ведется многими компаниями.

Как только компания становится участником операции хеджирования, она должна будет отразить эту операцию в своей финансовой отчетности. Порядок учета хеджируемой позиции должен соответствовать цели осуществления операции хеджирования: устранению или значительному снижению конкретных рисков, которые, по мнению руководства, негативно влияют на финансовое положение и результаты компании. 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.

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. Учет хеджирования дает возможность руководству устранить или снизить волатильность отчета о прибылях и убытках, которая возникла бы, если бы хеджируемые статьи и инструменты хеджирования учитывались отдельно, не принимая во внимание документально оформленную и установленную бизнес-цель 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 возникновения отношений 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 компанией метода 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).

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.

Компании, которые суммируют товарные риски разных бизнес-единиц, прежде чем заключить сделку с внешним контрагентом для снижения чистой позиции по рискам, как правило, должны будут определить в качестве хеджируемой статьи часть одной из брутто-позиций, так как МСФО (IAS) 39 не разрешает определять чистую позицию в качестве хеджируемой статьи.

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 прогнозные оценки меняются и уже не ожидается, что прогнозируемая операция произойдет, 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.

Компании, продающие или покупающие сырьевые товары (например, энергетические компании), 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.

5.6.3 Хеджирование нефинансовых статейСуществуют сложности с выделением и оценкой соответствующей части 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 следующих случаях:

a) в отношении валютных рисков,

b) целиком в отношении всех рисков или

c) в отношении 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, а также изменения справедливой стоимости других компонентов договора, например транспортной и перерабатывающей составляющих.

5.6.4 Переоценка отношений хеджирования в объединениях бизнесов

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. Что касается хеджирования денежных потоков, то это, скорее всего, приведет к большей неэффективности хеджирования в финансовой отчетности группы, сформированной в результате приобретения, а также к увеличению количества отношений хеджирования, не соответствующих требованиям применения учета хеджирования при отрицательном результате теста на эффективность.

Некоторые опционные производные инструменты, которые были обозначены приобретенной компанией как инструменты хеджирования, могут продемонстрировать соответствие определению выпущенного опциона в ходе их переоценки приобретающей компанией на дату приобретения. Следовательно, приобретающая компания не сможет определить эти инструменты в качестве инструментов хеджирования.

102 PwC

5.7 Централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями

В ответ на растущую волатильность энергетических рынков и их дальнейшее усложнение многие компании организовали централизованные подразделения по управлению коммерческими операциями или управлению рисками. Деятельность такого централизованного подразделения по управлению коммерческими операциями может быть аналогична деятельности подразделений по управлению коммерческими операциями банков.

Масштаб и объем деятельности подразделения могут варьироваться 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 «приобретает» подверженность компании 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 отдельных спекулятивных операций. Спекулятивная деятельность или торговля, направленная на максимизацию прибыли, может привести 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, предусмотренного для договоров на потребление для собственных нужд, и учитываются как производные инструменты.

Компания, которая отдельно ведет книгу учета в натуральных единицах и торговую книгу, должна обеспечивать достоверность 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 тем самым не послужили препятствием для 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 соответствовать 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 компании 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 быть легко идентифицируемыми, для этих целей они отражаются в отдельных книгах.

• Если договор не снижает потребности компании в покупке или предложении или используется для других целей, отражение такого договора в учете как договора на потребление для собственных нужд прекращается.

• 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 (что подразумевает твердую уверенность) объемами добычи и сбыта (уровнями уверенности) с целью избежать риска того, что количество договоров на потребление для собственных нужд превысит физические потребности самой компании. Если в исключительных случаях уровни уверенности окажутся недостаточными, они будут скорректированы.


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

1 400

800

500

Время

300: высокая вероятность физической поставки

500: твердая уверенность в физической поставке – уровень уверенности

Об

ъем Ожидаемая общая физическая поставка

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 поставка, но вероятность не слишком высока (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 более точно отражает характер торговых операций, чем их представление на брутто-основе.

Согласно МСФО (IFRS) 15, указанные операции не будут соответствовать определению выручки, полученной от покупателей, и не должны отражаться в составе выручки. В разделе 7.2.3 рассматривается порядок бухгалтерского учета таких операций.

104 PwC

6

Первое применение МСФО


6. Первое применение МСФО

МСФО (IFRS) 1 «Первое применение Международных 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 выявленных проблемных вопросов. При этом задача быть всегда в курсе таких изменений может быть сопряжена со значительными трудностями. Компании 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 с точки зрения значения этих вопросов для нефтегазовой отрасли.

6.1 Условная стоимостьМногие нефтегазодобывающие компании применяли разновидность полной стоимости в соответствии с местными ОПБУ, и им придется вносить ряд изменений при переходе на МСФО. Метод результативных затрат или подход на основе отдельной капитализации по каждому месторождению требуют более детальной информации; компании, 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 компаниям, 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 со стоимостью по МСФО, или с амортизированной стоимостью, скорректированной для отражения изменений в индексе цен.

Некоторые компании, применяющие МСФО впервые, выбрали метод оценки по справедливой стоимости. Они применяли данный метод выборочно, что разрешено стандартом. Использование справедливой стоимости в качестве условной стоимости часто приводит к увеличению балансовой стоимости с соответствующей корректировкой нераспределенной прибыли. Кроме того, нужно понимать, что в последующие годы вырастут амортизационные отчисления.

Также существует исключение, разрешающее при переходе на МСФО использовать справедливую стоимость для нематериальных активов. Однако при этом в соответствии с МСФО (IAS) 38 требуется наличие активного рынка нематериальных активов; данный критерий не выполняется для нематериальных активов, распространенных в нефтегазовой отрасли, таких как лицензии и патенты.

6.2 КомпонентизацияВ соответствии с МСФО крупнейшие активы амортизируются по компонентам. Требование об 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. Компании могут применять описанное выше исключение, предусматривающее использование условной стоимости, если для перерабатывающего завода можно определить справедливую стоимость. Кроме того, существенные компоненты, которые необходимо будет заменить или обновить, можно 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.

106 PwC

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 содержится в разделах 2.8.3 и 3.5.

6.3 Резервы на покрытие обязательств по выводу объектов из эксплуатации

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.

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 разъяснением 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 разъяснением 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 валютаМСФО различают функциональную валюту и валюту представления. Компания может представлять свою финансовую отчетность в любой валюте; функциональной валютой компании является валюта основной экономической среды, в которой компания ведет свою деятельность. Функциональная валюта должна определяться для каждой компании группы и является валютой основной экономической среды, в которой данная компания ведет свою деятельность. Выбор функциональной валюты определяется тем, в какой валюте выражены выручка и расходы, а также правовыми и экономическими условиями, оказывающими наиболее значительное влияние на компанию.

Компания, впервые применяющая МСФО, должна определить функциональную валюту для каждой компании 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 рассмотреть их 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 компании при переходе на МСФО, так как альтернативным вариантом является пересмотр результатов всех иностранных операций по МСФО за всю историю компании.

6.5 Активы 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.

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, так, как будто консолидационные корректировки отсутствуют (за исключением поправок по методу покупки) или как будто дочерняя компания переходит на МСФО самостоятельно.


6.6 Финансовые инструментыВстроенные финансовые инструменты рассматриваются в разделе 5.4. После перехода на МСФО компания должна провести оценку необходимости выделения встроенного производного инструмента из основного договора и его учета в качестве производного инструмента, исходя из условий, существовавших на более позднюю дату из двух: дату заключения договора или дату, на которую требуется провести переоценку.

Соответственно, если компания заключила договор, содержащий встроенный производный инструмент, до даты перехода на МСФО и остается стороной этого договора, то встроенный производный инструмент должен отражаться по состоянию на дату перехода на МСФО. Это относится и к тем договорам, которые не соответствовали определению производного инструмента, содержащемуся в ранее применявшихся ОПБУ.

В данном случае производный инструмент должен оцениваться по справедливой стоимости с учетом фактов и обстоятельств, существовавших на дату перехода на МСФО.

6.7 ОбесценениеКомпания, применяющая МСФО впервые, должна применять МСФО (IAS) 36 (независимо от наличия признаков обесценения) для тестирования гудвилла на возможное обесценение по состоянию на дату перехода на МСФО, исходя из условий, существующих на дату перехода. Убыток от обесценения, существующий на указанную дату, должен отражаться в составе нераспределенной прибыли.

Кроме того, МСФО требует восстановления убытков от обесценения, если обстоятельства, приведшие к обесценению, изменились и обусловили уменьшение обесценения. Некоторые национальные ОПБУ не предусматривают применение такого подхода.

6.8 Затраты по займамЗатраты по займам должны капитализироваться в отношении квалифицируемых активов. В соответствии с ранее применявшимися ОПБУ компания могла также относить затраты по займам на расходы. Применение МСФО (IAS) 23 «Затраты по заимствованиям» является обязательным с даты перехода на МСФО, при этом компания может принять решение о его применении с более ранней даты.

Компании, переходящие на применение МСФО, должны определить дату, начиная с которой они будут применять указанный стандарт, выявить все квалифицируемые проекты, начинающиеся после даты перехода, и капитализировать соответствующие затраты надлежащим образом. В разделе 6.1 выше описано освобождение, разрешающее компаниям, переходящим на МСФО, применять условную стоимость, что может облегчить процесс перехода для компаний, у которых нет детализированных данных, чтобы выполнить данный процесс для всех квалифицируемых активов.

МСФО (IFRS) 1 также предусматривает отдельное освобождение от пересчета компонента затрат по займам, капитализированным в соответствии с ранее применявшимися ОПБУ. Вместо этого в отношении квалифицируемых объектов незавершенного строительства требования МСФО (IAS) 23 применяются на дату перехода только к тем затратам по займам, которые были понесены после указанной даты.

ОПБУ, ранее применявшиеся компанией, могли также допускать капитализацию затрат по займам в отношении инвестиций, отражаемых в учете по методу долевого участия. Инвестиция в ассоциированное или совместное предприятие не соответствует определению квалифицируемого актива в МСФО (IAS) 23. Ассоциированные или совместные предприятия могут капитализировать затраты по займам, если у них есть свои займы и квалифицируемый актив.

Следовательно, компания должна проанализировать необходимость восстановления ранее капитализированных процентных расходов по состоянию на дату перехода на МСФО.

6.9 Требования к раскрытию информацииКомпания, впервые применяющая МСФО, должна представить раскрытие информации, объясняющее, как повлиял на финансовую отчетность компании 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 последний период последней годовой финансовой отчетности компании;

• 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.

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 применявшимися ОПБУ;

• использование метода 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 противоположность методу ЛИФО;

• последующие корректировки отложенного налога в соответствии с МСФО, необходимость которых вызвана некоторыми из предыдущих корректировок.

108 PwC

7

Новые стандарты: МСФО (IFRS) 9, 15 и 16


7. Новые стандарты: МСФО (IFRS) 9, 15 и 16

В течение последних нескольких лет Совет по МСФО проводил активную работу над новыми стандартами. В данном разделе обсуждаются те стандарты, которые были выпущены, но по состоянию на 1 января 2017 года еще не вступили в силу. Текущие проекты, которые еще не завершены, будут проанализированы в рамках отдельных публикаций по мере разработки указанных стандартов.

В отношении последующих шагов по проекту, связанному с учетом добывающей деятельности, не было принято решений. Проект будет рассмотрен в рамках консультаций по более широкой повестке дня.

7.1 МСФО (IFRS) 9МСФО (IFRS) 9 «Финансовые инструменты» касается классификации, оценки, хеджирования и обесценения финансовых активов и обязательств. С 1 января 2018 года МСФО (IFRS) 9 заменит действующее руководство, содержащееся в МСФО (IAS) 39. Досрочное применение разрешается. МСФО (IFRS) 9, как правило, применяется ретроспективно (за некоторыми исключениями, связанными с учетом хеджирования). Сравнительные данные пересчитывать не нужно. Компаниям разрешено выполнять пересчет сравнительных данных, если такой пересчет может быть сделан без внесения исправлений задним числом. Если компания не пересчитывает сравнительные данные, она должна скорректировать остаток нераспределенной прибыли на начало периода с учетом эффекта от нового стандарта в первый год его применения.

Что касается долговых инструментов, то основное внимание уделяется бизнес-модели компании и характеристикам соответствующих предусмотренных договором потоков денежных средств. Долговые инструменты могут классифицироваться как оцениваемые по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка, по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прочего совокупного дохода, или по амортизированной стоимости в зависимости от оценки указанных критериев. Для долевых инструментов, где у компании нет значительного влияния, контроля или совместного контроля, предприятие может при первоначальном признании принять неотменяемое решение о классификации таких инструментов в составе оцениваемых по справедливой стоимости через прочий совокупный доход или в составе оцениваемых по справедливой стоимости через прибыль или убыток. Регулярные дивиденды по финансовым инструментам, оцениваемым по справедливой стоимости через прочий совокупный доход, могут отражаться в учете через отчет о прибылях и убытках, но перенос прибылей и убытков, отраженных в составе прочего совокупного дохода, не допускается (по долговым инструментам для продажи отсутствует перенос прибылей и убытков, отраженных

в составе прочего совокупного дохода, тестирование на обесценение не проводится).

В отношении финансовых обязательств, оцениваемых по справедливой стоимости через прибыль или убыток, изменения справедливой стоимости, вызванные изменениями собственного кредитного риска компании, будут отражаться скорее в составе прочего совокупного дохода, а не в составе чистого дохода. Такой подход применяется только к финансовым обязательствам, измеряемым по справедливой стоимости через прибыль или убыток; соответственно, он не будет применяться к инструментам, которые в обязательном порядке отражаются по справедливой стоимости, таким как обязательства по производным финансовым инструментам.

МСФО (IFRS) 9 вводит новую модель обесценения, основанную на «ожидаемых убытках». В этой модели создания резерва под обесценение долговых инструментов разных категорий (за исключением категории оцениваемых по справедливой стоимости через прибыль или убыток) больше внимания уделяется анализу прогнозной информации. Резерв должен создаваться в отношении всех долговых инструментов, но величина резерва может варьироваться от суммы ожидаемых кредитных убытков за 12 месяцев до суммы ожидаемых кредитных убытков за весь срок действия финансового инструмента в зависимости от условий, описанных в стандарте.

Учет хеджирования был в значительной степени пересмотрен. Несмотря на то что виды отношений хеджирования остаются теми же (хеджирование денежных потоков, хеджирование справедливой стоимости и хеджирование чистых инвестиций), в соответствии с новым стандартом хеджирование может быть применено к различным рискам. Например, в определенных обстоятельствах хеджирование может применяться к нефинансовым компонентам риска, если они формируют часть нефинансового объекта хеджирования. Кроме того, существенно снижена требуемая степень эффективности, хотя неэффективность хеджирования по-прежнему признается в отчете о прибылях и убытках.

Кроме того, появился новый опцион, в рамках которого предприятие может принять решение не применять исключение, связанное с потреблением для собственных нужд, к определенным нефинансовым договорам, в которых предусмотрены нетто-расчеты и хеджирование которых позволит сократить или ликвидировать учетное несоответствие. Другими словами, некоторые договоры, соответствующие критериям применения исключения, связанного с потреблением для собственных нужд, могут рассматриваться в качестве производных договоров и отражаться по справедливой стоимости через прибыль или убыток.

110 PwC

7.1.1 Какое влияние оказывает классификация на нефтегазовый сектор?

Ожидается, что влияние МСФО (IFRS) 9 на финансовую отчетность предприятий нефтегазовой отрасли будет значительно различаться в зависимости от бизнес-модели компании, ее инвестиционных целей и характера имеющихся у компании инструментов.

7.1.2 В чем заключаются основные изменения для финансовых активов?

Классификация инструмента в соответствии с МСФО (IFRS) 9 зависит от:а) цели бизнес-модели инвестиционного портфеля,

в который входит инструмент; б) предусмотренных договором потоков денежных

средств по инструменту, которые представляют собой исключительно выплаты основной суммы и процентов.

Необходимо отметить, что первый критерий, т. е. бизнес-модель, как правило, оценивается на уровне объединения множества инструментов (например, на уровне инвестиционного портфеля). Уровень, на котором выполняется оценка бизнес-модели, часто требует применения значимого суждения. Второй критерий, как правило, оценивается для каждого инструмента отдельно.

Новый стандарт отменяет требование об отделении встроенных производных инструментов от финансового актива. На практике мы ожидаем, что многие из договоров, которые согласно ранее действовавшему стандарту содержали бы встроенные производные инструменты, будут оцениваться по справедливой стоимости через прибыль или убыток в соответствии с МСФО (IFRS) 9. Например, конвертируемые облигации, принадлежащие нефтегазовым компаниям, скорее всего, не будут соответствовать критерию платежей исключительно в счет основной суммы долга и процентов, о котором говорилось выше, в связи с чем такие облигации должны будут оцениваться по справедливой стоимости через прибыль или убыток.

Все долевые инвестиции должны оцениваться по справедливой стоимости в соответствии с МСФО (IFRS) 9. Однако руководство вправе при первоначальном признании принять неотменяемое 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 компании нефтегазового сектора это может включать долю участия в зарегистрированной на бирже геологоразведочной компании «младшей лиги». Такая классификация может осуществляться при первоначальном признании в отношении каждого инструмента и не может быть отменена. 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. Данный выбор позволяет избежать отражения убытков, обусловленных снижением курса акций, в отчете о прибылях и убытках, но при этом он не позволяет отражать прибыль от изменения справедливой стоимости в составе доходов, поэтому компания должна тщательно взвесить, является ли данный выбор надлежащим для какого-либо конкретного инструмента.

МСФО (IFRS) 9 отменяет освобождение от учета по себестоимости определенных инвестиций в некотируемые долевые ценные бумаги. В соответствии с МСФО (IFRS) 9 все долевые инструменты (публичные и частные) должны учитываться по справедливой стоимости, однако существует ограниченное исключение для ситуации, когда компания может продемонстрировать, что стоимость инструмента эквивалентна его справедливой стоимости. Соответственно, новый стандарт может оказать существенное влияние на компании, имеющие значительные инвестиции в частные компании, которые не отражали данные инвестиции по справедливой стоимости.


Тип инструмента / категория инструмента

Учет согласно МСФО (IAS) 39

Учет согласно МСФО (IFRS) 9

Аналитическая информация

Инвестиции в долевые инструменты, не предназначенные для целей торговли (например, долевые ценные бумаги зарегистрированной на бирже компании).

Обычно классифициру-ются как имеющиеся в наличии для продажи с отражением прибылей и убытков в составе прочего совокупного дохода (однако они могут оцениваться по справедливой стоимо-сти, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка, в зависимости от характе-ра инструмента).

Оцениваются по справедливой стоимости с признанием прибылей/ убытков в отчете о прибылях и убытках или через прочий совокупный доход, если сделан не подлежащий отмене выбор.Дивиденды, как правило, продолжают отражаться в составе прибыли или убытка.

Долевые ценные бумаги, которые не предназначены для торговли, могут классифицироваться и оцениваться по справедливой стоимости с признанием прибылей/ убытков в составе прочего совокупного дохода, при этом такие прибыли/ убытки не могут переноситься в отчет о прибылях и убытках. 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.

Долговые инструменты, имеющиеся в наличии для продажи (например, корпоративные облигации).

Признаются по справедливой стоимости с отражением прибылей/ убытков в составе прочего совокупного дохода.

Оценка по справедливой стоимости через прочий совокупный доход может применяться, если пото-ки денежных средств по инструментам представля-ют собой исключительно выплаты основной суммы и процентов по договору и если инструменты включе-ны в бизнес-модель с двой-ной целью: для продажи и для получения предусмо-тренных договором потоков денежных средств.

Определение соответствия долгового инструмента критерию, предусматривающему выплату исключительно основной суммы и процентов, 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, если они включают платежи, привязанные к товарной цене), их необходимо будет классифицировать и оценивать по справедливой стоимости с отражением ее изменений в отчете о прибылях и убытках.

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.(Обратите внимание на отсутствие изменений для эмитента.)

Многие компании находят сложным отделение конверсионных опционов и их отдельное признание по справедливой стоимости.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 целиком.

Инвестиции, удерживаемые до погашения (например, государственные облигации)

Оцениваются по амортизированной стоимости.

Оцениваются по амортизированной стоимости, если бизнес-модель заключается в удержании финансового инструмента для получения денежных средств и если выполняется критерий, согласно которому получаемые по договору денежные средства представляют собой выплату исключительно основной суммы и процентов.

Некоторые облигации могут иметь черты, не совместимые с критерием выплаты исключительно основной суммы и процентов (например, привязка к товару или определенные виды предоплаты), и должны будут классифицироваться как оцениваемые по справедливой стоимости через прибыль или убыток.Так как тестирование бизнес-модели – это «тестирование портфеля», то, возможно, при возникновении незначительных или неожиданных продаж будет меньше случаев изменения классификации всех инструментов в категории оцениваемых по амортизированной стоимости.

7.1.3 Как может измениться существующая практика для компаний нефтегазового сектора?

112 PwC

7.1.4 В чем заключаются основные изменения для финансовых обязательств?

Основную обеспокоенность при пересмотре требований 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 отсутствуют ожидания в отношении реализации изменения в кредитном риске обязательства.

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.

Распространенной причиной использования возможности оценки по справедливой стоимости является наличие у компании встроенных производных инструментов, которые она не хочет выделять из основного обязательства. Кроме того, компания 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 дохода. Это касается всех производных финансовых инструментов (включая валютные форвардные контракты и процентные свопы) или собственных обязательств компании, классифицируемых им как предназначенные для торговли.

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.

7.1.5 Учет договоров на поставку сырьевых товаров

МСФО (IFRS) 9 вводит возможность классифицировать договор на потребление для собственных нужд как финансовый инструмент, оцениваемый по справедливой стоимости через прибыль или убыток, при условии, что договор предусматривает расчеты на нетто-основе, как для финансовых инструментов, а также если при этом сократится учетное несоответствие, например, благодаря

наличию компенсирующего договора, который должен оцениваться по справедливой стоимости. Решение о том, отвечает ли договор на потребление для собственных нужд критериям оценки по справедливой стоимости, может быть сложным, особенно для компаний, которые перерабатывают/ встраивают базовые сырьевые товары в более сложные продукты.

Если договор предусматривает только расчеты путем физической поставки, то для базового сырьевого товара должен существовать ликвидный рынок, на котором он может быть легко конвертирован в денежные средства [МСФО (IFRS 9), п. 2.5].

МСФО (IFRS) 9 разрешает классифицировать гибридный договор как оцениваемый по справедливой стоимости через прибыль или убыток, если основной договор не является активом, относящимся к сфере применения МСФО (IFRS) 9, и встроенный производный инструмент в противном случае был бы отделяемым [МСФО (IFRS) 9, п.4.1.4 и п.4.3.5].

7.1.6 Учет хеджированияДля того чтобы отношения хеджирования отвечали требованиям эффективного хеджирования, необходимо, чтобы с момента их возникновения эти отношения были одновременно определены и документально оформлены. Данные требования аналогичны требованиям МСФО (IAS) 39, но в МСФО (IFRS) 9 они сформулированы по-другому.

В документации по хеджированию должно быть установлено, каким образом будет оцениваться эффективность хеджирования. Сюда входит и демонстрация наличия экономических отношений между хеджируемой статьей и инструментом хеджирования. Во многих случаях такая оценка может выполняться на основе качественных показателей, однако в сложных ситуациях, возможно, потребуется и количественная оценка. Компаниям также необходимо проанализировать, будет ли кредитный риск доминировать в отношениях хеджирования и является ли используемый коэффициент хеджирования надлежащим в данных обстоятельствах. Такие оценки должны выполняться в каждом отчетном периоде. Неэффективность хеджирования по-прежнему будет признаваться в отчете о прибылях и убытках с использованием той же методологии, которая была предусмотрена предыдущим стандартом.

МСФО (IFRS) 9 допускает хеджирование нефинансовых компонентов риска, если они могут быть отдельно идентифицированы и надежно измерены. Некоторые компоненты риска могут быть оговорены в договоре (например, цена нефти марки Brent + $7). Другие компоненты риска могут быть не оговорены в договоре и должны будут оцениваться в контексте конкретной рыночной структуры (например, необходимо оценить, базируется ли механизм ценообразования на спотовом рынке для территориального подразделения на каком-то определенном контрольном показателе). Несмотря на то что при таком подходе учет хеджирования может применяться к большему числу компонентов риска, демонстрация таких недоговорных компонентов риска, которые могут быть отдельно идентифицированы и надежно измерены, может оказаться достаточно трудной задачей и в некоторых случаях может потребовать моделирования на основе данных за прошлые периоды.

МСФО (IFRS) 9 также облегчает учет опционов, которые определены в отношениях хеджирования денежных потоков. В соответствии с предыдущим стандартом


компании, как правило, могли определять внутреннюю стоимость опционов для целей отношений хеджирования и отражали изменения временной стоимости таких опционов через отчет о прибылях и убытках, что приводило к высокой волатильности доходов. В соответствии с МСФО (IFRS) 9 компания может рассматривать опционную премию в качестве стоимости отношений хеджирования и откладывать на более поздний срок признание изменений во временной стоимости, отражаемых в составе прочего совокупного дохода, в течение всего периода существования отношений хеджирования.

Агрегированные позиции, включая производный инструмент, могут квалифицироваться в качестве хеджируемой статьи. Например, у компании, чьей функционально валютой является фунт стерлингов, прогноз продаж нефти может быть выполнен в долларах США. Компания может сделать выбор в пользу первоначального хеджирования товарного риска, связанного с такой покупкой, выраженной в долларах США (т. е. зафиксировать цену продажи в долларах США), с помощью форвардного производного финансового инструмента, связанного с продажей нефти. В дальнейшем предприятие может принять решение о хеджировании валютного риска, связанного с фиксированными денежными потоками в долларах США, используя форвардный контракт на курс фунта стерлингов к доллару США. Хеджируемая статья представлена агрегированной суммой прогнозных продаж плюс форвардным контрактом на продажу нефти.

Возможно, удастся оценивать договоры на потребление для собственных нужд по справедливой стоимости в соответствии с МСФО (IFRS) 9, что позволит избежать трудностей учета хеджирования.

7.2 Признание выручки: МСФО (IFRS) 15

7.2.1 Какое влияние оказывает этот стандарт на нефтегазовый сектор?

Компании нефтегазовой отрасли могут заключать сложные договорные соглашения, касающиеся продажи продукции или услуг. К таким соглашениям могут относиться партнерства с другими предприятиями и соглашения, вознаграждение по которым зависит от будущей добычи, агентские соглашения, соглашения об оказании транспортных услуг, договоры купли-продажи сырьевых товаров с условной ценой и долгосрочные соглашения на условиях «бери или плати». Вероятно, новый стандарт повлияет на решение сложных вопросов, связанных с ценообразованием и поставкой, в том числе в части требований к выявлению отдельных обязанностей к исполнению и определению степени подверженности договорных цен риску существенного пересмотра. Сложности могут возникать и при принятии решения о том, когда признавать выручку и как ее измерять по новому стандарту.

Кроме того, значительно возросли требования к раскрытию информации.

7.2.2 Сфера примененияНовый стандарт по признанию выручки применяется к договорам с клиентами и не исключает из сферы своего применения деятельность по добыче полезных ископаемых. Компаниям нефтегазовой отрасли придется применять профессиональное суждение в своей оценке

того, существуют ли между сторонами сделки отношения продавца и покупателя и, следовательно, подпадают ли они под действие МСФО (IFRS) 15.

Определение покупателяПокупатель – это сторона, которая заключила с предприятием договор на получение товаров или услуг, являющихся результатом обычной деятельности этой компании. Сфера применения стандарта включает операции с компаньонами или партнерами, если компаньон или партнер получает товары или услуги, являющиеся результатом обычной деятельности данной компании. В сферу применения стандарта не входят операции, стороны которых участвуют в деятельности совместно и разделяют риски и выгоды, связанные с этой деятельностью.

Соглашения о разделе продукцииПравительства все чаще используют соглашения о разделе продукции («СРП»), чтобы поддержать деятельность по разведке и добыче углеводородов в своих странах, привлекая для этого специалистов из коммерческих компаний нефтегазовой отрасли. Иногда бывает сложно определить, является ли правительство покупателем, а значит, подпадает ли такое соглашение под действие МСФО (IFRS) 15. В соответствии со стандартным СРП, нефтегазовая компания отвечает за все издержки по добыче, а также за некоторые или все затраты, связанные с участием в разработке месторождений и добыче углеводородов.

За это нефтегазовая компания обычно получает право на долю продукции, что позволяет ей возместить указанные затраты и получить согласованную норму прибыли.

СРП, включая договоры об уплате роялти, становятся все более сложными, и их условия могут различаться даже в рамках одной и той же юрисдикции. Законодательные органы часто разрабатывают отдельные законы или нормативные акты непосредственно для каждого крупного нового месторождения. Необходимо оценить и отразить в учете каждое СРП с учетом сути соглашения, чтобы определить, применимо ли к правительству определение покупателя и распространяется ли на него действие стандарта:

• СРП, в котором правительство не является покупателем, не входят в сферу применения нового стандарта. Нефтегазовое предприятие в этом случае признает строительство собственных материальных активов и применяет соответствующие рекомендации, в том числе руководство по учету основных средств, нематериальных активов и результатов деятельности по разведке. Выручка признается в момент, когда нефтегазовое предприятие поставляет свою часть продукции своим покупателям. Стоимость той части продукции, которая поставляется государству, будет отражаться в составе операционных расходов.

• СРП, в котором правительство выступает в роли покупателя, подпадают под действие нового стандарта. В соответствии с новым стандартом оператор должен признавать выручку за оказание услуг, которые могут включать услуги по геологоразведке или строительству, предоставленные в обмен на будущие объемы добычи. Будущие объемы добычи представляют собой переменное неденежное вознаграждение и влияют на оценку выручки.

114 PwC

Обмен продукциейВ сферу применения МСФО (IFRS) 15 не входят немонетарные обмены, в частности «немонетарный обмен между компаниями одного и того же направления деятельности с целью содействия осуществлению продаж покупателям, которые не являются сторонами обмена (например, обмен нефтью для своевременного удовлетворения спроса со стороны своих покупателей в различных оговоренных регионах)». Немонетарные обмены должны учитываться на основании других рекомендаций (например, к немонетарным обменам основными средствами можно применять пункт 24 МСФО (IAS) 16 «Основные средства»).

Немонетарные обмены между компаниями одного и того же направления деятельности с целью содействия осуществлению продаж конечным покупателям не входят в сферу применения МСФО (IFRS) 15, даже если происходит обмен разными продуктами. В результате такого подхода может увеличиться количество операций, которые не входят в сферу применения стандарта.

МСФО (IFRS) 15 требует наличия договора с покупателем до признания выручки. Договор должен быть утвержден покупателем, он также должен соответствовать другим условиям, таким как наличие возможности принудительного исполнения по закону и высокая вероятность погашения. Договор существует только тогда, когда он имеет коммерческое содержание (т. е. в результате исполнения договора в будущем ожидаются потоки денежных средств). Соглашения, не отвечающие условиям, определяющим договор с покупателем, не будут входить в сферу применения нового стандарта, и выручка, вероятно, не должна будет отражаться.

Взаимодействие с другими стандартамиДоговоры, на которые распространяется действие других МСФО, например финансовые инструменты, не входят в сферу применения нового стандарта.

Элементы договоров, на которые распространяется действие МСФО (IFRS) 16 «Аренда», также не попадают в сферу применения стандарта по выручке. Тем не менее договор может содержать элементы аренды и другие элементы, не являющиеся арендой, которые подпадают под действие МСФО (IFRS) 15.

В стандарте содержатся рекомендации по оценке договоров с положениями об обратной покупке. Они помогут нефтегазовым компаниям определить, чем является соглашение: соглашением о продаже покупателю, соглашением о финансировании или соглашением об аренде. Это влияет на некоторые соглашения с перерабатывающими предприятиями о переработке давальческого сырья.

7.2.3 Несоответствия в объемах нефти и газа: объемы, полученные сверх нормы, и недополученные объемы

Остается неясным, будут ли другие стороны соглашения о сотрудничестве (collaborative arrangement) соответствовать определению покупателя, содержащемуся в стандарте. Поэтому операции, связанные с недополучением нефти или газа и получением сверх установленных объемов, могут оказаться вне сферы применения данного стандарта. Компаниям необходимо оценить, является ли покупателем компания, добывшая нефть или газ сверх установленной

нормы, и при формировании такого профессионального суждения рассмотреть все факты и обстоятельства, включая цель соглашения и операций.

Даже если компания, добывшая нефть или газ сверх установленной нормы, соответствует определению покупателя, такие операции все-таки могут оказаться вне сферы применения стандарта, поскольку они представляют собой немонетарный обмен между компаниями одного и того же направления деятельности. В этой связи порядок их учета может отличаться от модели, используемой в существующих рекомендациях, если отсутствует альтернатива в виде расчета на нетто-основе денежными средствами.

Сфера примененияВ нефтегазовой отрасли часто используются договорные соглашения, которые носят обязательный характер для сторон-участниц и в которых указываются их права на добытую продукцию (обычно пропорционально доле участия каждой стороны). В соответствии с такими соглашениями стороны могут в определенный период времени получить доли продукции, отличные от тех, на которые они имеют право. Такое договорное соглашение создает для компании, недополучивший установленный объем продукции, «обязательство» по поставке продукции компании, добывшей нефть или газ сверх установленного объема.

Обязательство будет удовлетворено с признанием соответствующей выручки компанией, недополучившей объем продукции, когда нефть или газ будут добыты компанией, добывшей нефть или газ сверх установленной нормы, только при условии, что данная операция попадает в сферу применения МСФО (IFRS) 15, поскольку:

• компания, добывшая нефть или газ сверх установленной нормы, соответствует определению покупателя, приведенному в стандарте; и

• операция не является немонетарным обменом между компаниями одного и того же направления деятельности.

Если компания, добывшая нефть или газ сверх установленной нормы, не соответствует определению покупателя или операция представляет собой немонетарный обмен между компаниями одного и того же направления деятельности, такая операция не будет входить в сферу применения МСФО (IFRS) 15; компания, недополучившая объем нефти или газа, не будет признавать выручку по договору с покупателем (которая возникает в результате применения МСФО (IFRS) 15) до тех пор, пока она не получит свою долю продукции и не продаст ее третьей стороне в последующий период.

Тем не менее компания, недополучившая установленный объем нефти или газа, может признавать дебиторскую задолженность в рамках применения МСФО (IFRS) 9 в момент извлечения нефти или газа, даже если операция находится вне сферы применения нового стандарта.

Руководству необходимо будет определить, в какой статье отчета о прибылях и убытках следует признавать поступления. Поступления не будут отражаться в составе выручки по договорам с покупателями, так как эти поступления не входят в сферу применения стандарта. При этом они могут признаваться в качестве прочей выручки или прочих доходов.


Погашение дебиторской задолженности по МСФО (IFRS) 9 произойдет в тот момент, когда компания, недополучившая объем нефти или газа, реализует свое право в следующем периоде. Признание дебиторской задолженности прекращается и дебетовое сальдо относится на счет запасов, если добытая продукция остается у компании, или на себестоимость продаж, если она продается покупателям.

Компания, осуществившая добычу сверх нормы, признает выручку в момент, когда она доставляет своим покупателям фактически добытые ею объемы нефти или газа.

Определение цены операцииЗачеты между компанией, добывшей нефть или газ сверх нормы, и компанией, недополучившей объем нефти и газа, обычно осуществляются путем внесения изменений в график добычи, которые позволяют компании, недополучившей нефть или газ, получить дополнительные объемы добычи в будущем.

Если компания, добывшая нефть или газ сверх нормы, соответствует определению покупателя и сделка не является немонетарным обменом между компаниями одного и того же направления, то дополнительно добытый объем будет представлять собой неденежное вознаграждение, измеряемое по справедливой стоимости.

Если компания, добывшая нефть или газ сверх нормы, все же соответствует определению покупателя, то порядок учета и представления операции будет аналогичным порядку, предусмотренному действующими стандартами МСФО, за исключением тех случаев, когда операция является немонетарным обменом. В соответствии со стандартом при определении цены операции неденежное вознаграждение измеряется по справедливой стоимости.

Если добывшая нефть или газ сверх нормы компания не соответствует определению покупателя, то порядок учета и представления для компании, недополучившей объем продукции, может отличаться от текущей практики. Компании необходимо применять профессиональные суждения при выборе учетной политики, которая должна быть обоснованной и надежной. Если операция не является немонетарным обменом, то такая учетная политика может отражать принципы нового стандарта по выручке. При этом компании необходимо обеспечить соответствие всех доходов, классифицируемых как выручка, определению выручки, приведенному в Концептуальных основах.

Если операция является немонетарным обменом, то порядок учета должен базироваться на рекомендациях других стандартов, например МСФО (IAS) 16 «Основные средства».

Компания, недополучившая объем добычи, должна будет признать дебиторскую задолженность по справедливой стоимости, если компания, добывшая нефть или газ сверх нормы, не соответствует определению покупателя или операция является немонетарным обменом, при этом компания, недополучившая объем добычи, признает дебиторскую задолженность в рамках сферы применения МСФО (IFRS) 9.

Компания с высокой степенью вероятности будет использовать альтернативный подход и не будет амортизировать свои основные средства в отношении объема, относящегося к недополученной продукции, если дебиторская задолженность не входит в сферу применения МСФО (IFRS) 9.

7.2.4 Агентские отношенияПризнаки, предусмотренные новым стандартом, аналогичны признакам, предусмотренным существующими рекомендациями, но представлены в новом контексте. Эти признаки должны помочь компаниям определить, получают ли они контроль над товарами или услугами до передачи контроля над этими товарами или услугами покупателю. Сложность определения исполняемой компанией роли (агента или принципала), по всей видимости, только возрастает в нефтегазовой отрасли, особенно в отношении компаний, предоставляющих дополнительные услуги нефтегазодобывающим компаниям, например услуги по транспортировке и сбыту.

Сравнительный анализ функций принципала и агентаЧтобы определить, исполняет ли предприятие роль принципала или агента, необходимо иметь в виду следующее:

• компания должна сначала идентифицировать предусмотренный договором товар или услугу, которые предоставляются клиенту;

• единицей учета для целей оценки роли принципала в сравнении с ролью агента является каждая обязанность к исполнению по договору;

• признаки (индикаторы), описанные в стандарте, помогают компании оценить, является ли она принципалом (т. е. есть ли у нее контроль над товаром или услугой до его/ее передачи/предоставления покупателю);

• компания должна оценить, имеет ли она контроль над услугами, предоставляемыми другой стороной (например, подрядчиком).

Компания является принципалом по соглашению, если она получает контроль над товарами или услугами другой стороны, прежде чем передает контроль над этими товарами или услугами покупателю.

Если компания получает право собственности непосредственно перед передачей товара или услуги покупателю, то это не всегда означает наличие контроля.

Компания является агентом, если ее обязанностью к исполнению по договору является организация за другую сторону предоставления товаров или услуг.

Признаки, указывающие на то, что компания является агентом:

• другая сторона несет основную ответственность за поставку товаров или оказание услуг;

• у компании нет рисков, связанных с запасами;

• компания не может свободно устанавливать цены.

Агент признает выручку в размере вознаграждения, полученного за организацию передачи товаров или организацию оказания услуг. Вознаграждение агента представляет собой чистую сумму, оставшуюся после оплаты принципалу товаров или услуг, предоставленных/оказанных покупателю.

116 PwC

7.2.5 Поставки: стоимость, страхование и фрахт (CIF) или франко-борт (FOB)

Компания признает выручку в момент (или в процессе) передачи покупателю обещанного товара или оказания услуги и получения покупателем контроля над передаваемым товаром или услугой. Контроль за активом относится к способности компании контролировать использование всех оставшихся выгод и получать практически все оставшиеся выгоды (т. е. потенциальные поступления денежных средств или сбережения от сокращения оттока денежных средств) от актива.

При обоих подходах (CIF и FOB) условия договоров предусматривают, что соответствующие риски и права собственности, а следовательно, и контроль за товаром обычно передаются в момент перехода товара через поручни судна. При этом в соответствии с новым стандартом момент признания выручки может меняться в зависимости от условий торговли. Различия в условиях отгрузки влияют только на то, какая сторона отвечает за расходы по перевозке.

Издержки, страхование и фрахт (CIF)Идентификация отдельных обязанностей к исполнению В соответствии с новым стандартом компания должна учитывать каждый обособленный товар или услугу как отдельную обязанность к исполнению по договору. Услуги по перевозке могут соответствовать определению обособленной услуги.

Выполнение обязанностей к исполнениюКомпания признает выручку тогда, когда выполняет обязанность к исполнению путем передачи покупателю обещанного товара или оказания обещанной услуги. Считается, что товар передан, а услуга оказана, когда покупатель получает контроль над таким товаром или услугой. В новом стандарте перечисляются признаки передачи контроля, в том числе безусловное обязательство по оплате, юридическое право собственности, фактическое владение, передача рисков и выгод и приемка покупателем.

Выручка от реализации товаров: выручка признается в момент перехода контроля к покупателю. Как правило, это происходит в соответствии с условиями договора, обычно в момент перехода товара через поручни судна, выбранного покупателем, т. е. в момент, когда покупатель получает контроль над товарами.

Транспортировка: обязанность к исполнению, связанная с транспортировкой, обычно соответствует критериям обязанности к исполнению, которая исполняется на протяжении определенного периода времени, и выручка будет признаваться на протяжении периода передачи товаров покупателю. Если этот критерий не выполняется, то обязанность к исполнению будет исполнена в какой-то момент времени и выручка с высокой степенью вероятности будет признана в момент получения товаров покупателем.

Новый стандарт, как ожидается, не должен изменить момент признания выручки по обязанности к исполнению, касающейся поставки товара. Тем не менее в случаях, когда компания отвечает за организацию или осуществление транспортировки, она должна оценить, нет ли у нее отдельных обязанностей к исполнению, связанных с товаром и с услугами фрахтования. Это может означать признание части выручки в момент передачи контроля

над товаром и признание с течением времени той части выручки, которая относится к услугам фрахтования. В тех случаях, когда услуги фрахтования считаются отдельной обязанностью к исполнению, компании необходимо также определить, в какой роли оно выступает: как агент или как принципал, так как это также может оказать влияние на сроки и величину признания выручки.

Факторы, которые могут указывать на наличие отдельной обязанности к исполнению в отношении транспортировки, включают:

• специализацию судна или технологии, которые задействованы в предоставлении услуг по транспортировке;

• уровень затрат, расстояние и время, связанные с предоставлением услуг по транспортировке;

• наличие договорных условий, позволяющих покупателю отказаться от транспортировки и забрать товар самостоятельно.

У компании, осуществляющей транспортировку своих собственных товаров (т. е. до передачи контроля над товарами покупателю), не может быть отдельной обязанности к исполнению, связанной с такой транспортировкой.

Франко-борт (FOB)Идентификация отдельных обязанностей к исполнениюКомпания признает выручку тогда, когда выполняет обязанность к исполнению путем передачи покупателю обещанного товара или оказания обещанной услуги. Считается, что товар передан, а услуга оказана, когда покупатель получает контроль над таким товаром или услугой.

В новом стандарте перечисляются признаки передачи контроля, включая безусловное обязательство по оплате, юридическое право собственности, фактическое владение, передачу рисков и выгод и приемку покупателем.

Новый стандарт, как ожидается, не должен изменить момент признания выручки по обязанности к исполнению, касающейся поставки товара. Тем не менее компании необходимо оценить возможное наличие у нее отдельной обязанности к исполнению, связанной с услугами по фрахтованию. Это может означать признание части выручки в момент передачи контроля над товаром и признание с течением времени той части выручки, которая относится к услугам фрахтования.

7.2.6 Договоры о применении предварительных цен

Выполнение обязанностей к исполнениюДоговор купли-продажи будет входить в сферу применения нового стандарта. Обязанность к исполнению будет только одна – выполнить поставку обещанного продукта. Выручка будет признаваться после выполнения обязанности к исполнению, то есть после получения покупателем контроля над продуктом.

Определение цены операцииКомпания должна будет определить цену операции, представляющую собой величину вознаграждения, на получение которого она рассчитывает иметь право в результате операции.


Руководство сначала должно проанализировать, не содержат ли договоры, предусматривающие применение предварительной цены, встроенные производные инструменты, на которые распространяется действие рекомендаций, применимых к финансовым инструментам. Нефтегазовая компания должна сначала применить рекомендации по отделению и (или) оценке, содержащиеся в других стандартах, а затем уже к оставшейся части договора применит рекомендации стандарта по выручке. Цена операции может быть переменной или зависеть от результатов будущих событий, т.е. может включать в себя механизмы предварительного ценообразования.

Оценка переменного вознаграждения подлежит ограничению. Цель такого ограничения – обеспечить признание предприятием выручки по ходу выполнения обязанностей к исполнению в той мере, в какой существует «высокая степень вероятности» того, что значительного сторнирования выручки в будущие периоды не будет. Такое сторнирование произойдет, если совокупная величина выручки, признанной по данной обязанности к исполнению, будет пересмотрена в сторону значительного уменьшения.

Потребуется применить профессиональное суждение, чтобы определить наличие переменного вознаграждения. Если оно существует, необходимо определить, не подлежит ли оно значительному сторнированию. Новый стандарт содержит перечень факторов, которые могут повысить степень вероятности или увеличить сумму сторнирования выручки.

Выполненная руководством оценка цены операции будет пересматриваться на каждую отчетную дату.

Необходимо применить профессиональное суждение, чтобы определить, не приводит ли использование предварительных цен к появлению встроенного производного инструмента или переменного вознаграждения. Если компания установит, что использование предварительных цен приводит к появлению переменного вознаграждения, необходимо продолжить применение профессиональных суждений, чтобы определить, не подлежит ли расчетная цена операции значительному сторнированию. Такой подход может быть особенно уместным в тех случаях, когда окончательное качество поставляемого продукта становится известным только после оценки в конечном пункте назначения. Наличие переменного вознаграждения более вероятно в тех случаях, когда цена зависит от качества продукта.

Применение профессионального суждения также необходимо для определения момента, когда переменное вознаграждение становится безусловным и отражается как финансовый актив в соответствии с МСФО(IFRS) 9 /МСФО(IAS) 39.

Если черты предварительного ценообразования указывают на наличие встроенных производных инструментов, нефтегазовая компания должна будет их отделить и в дальнейшем признавать и оценивать в соответствии с рекомендациями для финансовых инструментов. Тем не менее, учитывая пересмотренные требования нового стандарта к представлению информации, отражение изменений во встроенных производных инструментах в составе выручки от договоров с покупателями, возможно, станет неприемлемым.

7.2.7 Договоры поставки на условиях «бери или плати» и аналогичные долгосрочные договоры поставки

Долгосрочные договоры купли-продажи широко распространены в нефтегазовой отрасли. Поставщики и покупатели могут заключать договоры купли-продажи сроком на год или больше для обеспечения гарантированных поставок и разумных договоренностей по цене. Такие договоры часто являются основой для обоснования инвестиционного предложения или для финансирования, разработки или продолжения добычи на конкретном месторождении.

Как правило, договоры предусматривают продажу установленного объема продукта в течение определенного периода по согласованной цене. В таких договорах часто содержатся положения, касающиеся корректировки или повышения цен в течение периода действия договора для защиты производителя и (или) покупателя от значительных изменений основных допущений, сделанных во время заключения договора. Долгосрочные договоры на поставку сырьевых товаров обычно предоставляют контрагентам гибкие условия в отношении объема товара, поставляемого в соответствии с договором.

Нефтегазовые компании должны и дальше действовать следующим образом: сначала оценить указанные соглашения на предмет наличия финансовых инструментов или содержания встроенных производных инструментов, которые должны отражаться в учете в соответствии со стандартами, посвященными финансовым инструментам (например, не содержит ли договор, предусматривающий определенную гибкость в отношении объемов, выписанный опцион, нетто-расчеты по которому могут быть произведены денежными средствами или другим финансовым инструментом). Помимо этого, нефтегазовым компаниям необходимо и дальше оценивать такие соглашения на предмет наличия права использования специального актива, что является арендой согласно стандартам по аренде.

Определение договораЧто касается договоров поставки на условиях «бери или плати», то договором будет считаться, как правило, только установленная минимальная величина, так как исполнение только этой части договора может быть истребовано. Содержащиеся в договоре опционы на приобретение дополнительных объемов, вероятнее всего, будут рассматриваться как отдельный договор в момент реализации покупателем такого опциона, кроме случаев, когда опционы предоставляют покупателю существенное право. При наличии существенного права такой опцион будет отражаться в учете как отдельная обязанность к исполнению в исходном договоре.

Договор также может предусматривать возможность возобновления или продления. Возможность возобновления или продления необходимо рассматривать с точки зрения возникновения у покупателя связанного с ней материального права. Если такое материальное право существует, то оно отражается в учете как отдельная обязанность к исполнению или компания может выбрать практическую альтернативу и принять период продления, равный периоду, в течение которого отражается выручка [МСФО (IFRS) 15, B 43].

118 PwC

Нереализованные права покупателейПокупатели могут не реализовать все имеющиеся у них договорные права на получение товара или услуги в будущем. Нереализованные права часто называются «невостребованными правами».

Компания должна признавать ожидаемую величину невостребованной части в качестве выручки пропорционально тому, каким образом права реализуются покупателем. Руководство, возможно, не сможет сделать вывод о том, появится ли у компании невостребованная часть прав, или каким будет объем невостребованной части. В этом случае руководству необходимо рассмотреть ограничение на переменное вознаграждение, включая необходимость отражения в учете минимальных сумм невостребованных прав.

Невостребованные права, возникновение которых не ожидалось, должны отражаться в составе выручки, если вероятность реализации покупателем оставшихся прав становится низкой. Пересмотр такой оценки должен выполняться в каждом отчетном периоде.

Для договоров поставки на условиях «бери или плати» это означает, что компания сможет признать выручку в отношении невостребованных прав в более раннем периоде, чем период возникновения невостребованных прав, при условии, что компания может продемонстрировать, что она не ожидает, что покупатель реализует указанные права. Учитывая характер таких договоров и существующую неопределенность в отношении возможности предсказать поведение покупателя, получить достаточные доказательства для выполнения указанного требования будет достаточно сложно.

Новый стандарт потребует от нефтегазовых компаний применения профессионального суждения для выявления обязанностей к исполнению, а также указания причин изменения цен в течение периода действия договора. Такие профессиональные суждения помогут определить, была ли распределена общая цена операции и на какой основе выполнено признание: на основе цены обособленной продажи (т. е. с использованием форвардных кривых), договорной цены, линейного метода или на другой основе. Нефтегазовым компаниям также необходимо будет определить, не содержат ли указанные договоры значительного компонента финансирования, который необходимо учитывать отдельно.

7.2.8 Значительные компоненты финансирования

Некоторые договоры содержат компонент финансирования (прямо или косвенно), так как покупатель осуществляет оплату либо значительно раньше, либо значительно позже выполнения договора. Такой разрыв во времени может быть выгоден либо покупателю, если компания финансирует закупку покупателя, либо компании, если покупатель финансирует деятельность компании в виде авансовой оплаты выполнения договора. Компания должно отражать влияние значительной финансовой выгоды на цену операции.

При наличии значительного компонента финансирования величина признанной выручки будет отличаться от величины денежных средств, полученных от заказчика. Сумма признанной выручки будет меньше суммы денежных средств, полученных по платежам с просрочкой

исполнения, так как часть возмещения будет отражаться как процентный доход. Сумма признанной выручки будет превосходить сумму денежных средств, полученных в форме авансовых платежей в счет выполнения соглашения, так как в этом случае будут отражаться процентные расходы, увеличивающие сумму признаваемой выручки.

Чем больше период между моментом выполнения обязанности к исполнению и моментом выплаты денежных средств за эту обязанность к исполнению, тем выше вероятность существования значительного компонента финансирования.

Это особенно важно для нефтегазовых компаний, которые получили значительную предоплату от покупателя в счет приобретения сырьевого товара. Такие соглашения могут заключаться в обмен на финансирование и могут содержать значительный компонент финансирования. Если в договоре есть значительный компонент финансирования, то отраженные доходы будущих периодов фактически будут увеличиваться за счет затрат на финансирование с применением ставки, по которой продавец получил бы финансирование в рамках отдельной операции, согласованной с покупателей на момент заключения договора.

7.2.9 Раскрытие информацииМСФО (IFRS) 15 включает ряд значительных требований к раскрытию информации, которые должны обеспечить понимание пользователями финансовой отчетности сумм, сроков и профессиональных суждений в отношении признания выручки и соответствующих потоков денежных средств, возникающих по договорам с покупателем. Ниже мы приводим некоторые из наиболее значительных требований к раскрытию информации, при этом данный перечень не является исчерпывающим.

Раскрытие информации должно включать качественные и количественные сведения о:

• договорах с покупателями;

• значимых профессиональных суждениях и изменениях в суждениях, сделанных при применении соответствующих рекомендаций к данным договорам;

• активах, признанных на основании затрат на получение или выполнение договоров с покупателями.

Стандарт требует раскрытия информации с разбивкой выручки по категориям, которые отражают, как экономические факторы влияют на характер, сумму, сроки и неопределенность выручки и денежных потоков. Стандарт содержит рекомендации по выбору указанных категорий.

Требования к раскрытию информации являются более подробными по сравнению с требованиями МСФО, действующими в настоящее время, и сосредоточены в основном на профессиональных суждениях, применяемых руководством. Например, они включают специальное раскрытие информации об оценочных значениях и суждениях, использованных для определения величины и момента признания выручки.

Новый стандарт также требует, чтобы компания раскрывала величину оставшейся части своих обязанностей к исполнению и ожидаемые сроки выполнения этих обязанностей к исполнению по договорам со сроком более одного года, а также давала количественные и качественные пояснения того, когда указанные суммы будут


признаны в составе выручки. Данное требование может оказать существенное влияние на нефтегазовую отрасль, где выполнение долгосрочных договоров представляет собой существенную часть деятельности компании.

7.2.10 Переходный периодСтандарт по выручке разрешает компаниям применять один из двух методов перехода на новый стандарт: ретроспективный метод или модифицированный ретроспективный метод. Ретроспективное применение предусматривает применение нового стандарта в отношении каждого представленного предыдущего отчетного периода; тем не менее компании могут выбрать применение определенных практических решений. Компании, решившие применять модифицированный ретроспективный метод перехода на новый стандарт, будут применять новые рекомендации только к договорам, выполнение которых не было завершено на дату принятия нового стандарта, и не будут соответствующим образом корректировать предыдущие отчетные периоды.

Предполагалось, что применение модифицированного ретроспективного метода перехода на новый стандарт должно быть более простым, чем применение полного ретроспективного метода, однако трудности в применении модифицированного подхода все равно остались, включая требование о дополнительном раскрытии информации в год принятия нового стандарта. При принятии решения о том, какой метод применять, компании должны учитывать интересы инвесторов и других пользователей финансовой отчетности.

7.3 Аренда: МСФО (IFRS) 16МСФО (IFRS) 16 применяется к отчетным периодам, начинающимся 1 января 2019 года или после этой даты. Досрочное применение стандарта разрешено, но только если при этом также применяется и МСФО (IFRS) 15. Это означает, что компания не может применять МСФО (IFRS 16 до применения МСФО (IFRS) 15.

7.3.1 Сфера примененияМСФО (IFRS) 16 применяется ко всем договорам аренды, за исключением:

• договоров аренды, относящихся к разведке или использованию полезных ископаемых, нефти, природного газа и аналогичных невозобновляемых ресурсов;

• договоров аренды, относящихся к биологическим активам в рамках сферы применения МСФО (IAS) 41 «Сельское хозяйство», которые находятся в распоряжении арендатора;

• концессионных соглашений о предоставлении услуг в рамках сферы применения разъяснения КРМФО (IFRIC) 12 «Концессионные соглашения о предоставлении услуг»;

• лицензий на интеллектуальную собственность, предоставленных арендодателем, в рамках сферы применения МСФО (IFRS) 15 «Выручка по договорам с покупателями»;

• прав, которыми обладает арендатор по лицензионным соглашениям в рамках сферы применения МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы», предметом которых

являются такие объекты, как кинофильмы, видеозаписи, пьесы, рукописи, патенты и авторские права.

Арендатор может применять МСФО (IFRS) 16 в отношении договоров аренды нематериальных активов, отличных от описанных выше (например, программного обеспечения).

Договоры аренды отличаются от договоров о предоставлении услуг: аренда дает клиенту право контролировать использование актива, а в рамках договора о предоставлении услуг контроль остается у поставщика.

В соответствии с МСФО (IFRS) 16 договор содержит аренду, если:

• имеется идентифицируемый актив;

• по договору право контроля над использованием идентифицированного актива передается на определенный период времени в обмен на возмещение.

7.3.2 Идентифицируемый активАктив может быть идентифицирован прямо или косвенно. При прямой идентификации актив прямо указывается в договоре (например, указывается его серийный номер или аналогичные идентификационные метки); при косвенной идентификации актив прямо не указывается в договоре (соответственно, предприятие не может идентифицировать конкретный актив), но поставщик может исполнить договор, используя только определенный актив. В обоих случаях может присутствовать идентифицированный актив.

Идентифицированный актив отсутствует, если у поставщика есть существенное право на замену актива. Права на замену являются существенными, если поставщик имеет практическую возможность заменить альтернативные активы и получит экономическую выгоду от реализации своего права на замену актива.

Термин «выгода» имеет широкое толкование. Например, если поставщик может использовать пул активов более эффективно, заменяя время от времени арендуемые активы, то это может создавать достаточно большую выгоду при условии отсутствия значительных затрат.

Договор аренды участков недр с целью добычи полезных ископаемых

Общая информацияУ компании С есть права на добычу полезных ископаемых на месторождении. Права включают права на территориальный доступ только с целью добычи полезных ископаемых (земельный участок в собственности).

Срок аренды составляет один год с возможностью постоянного продления.

АнализДоговоры аренды участков недр с целью добычи полезных ископаемых не входят в сферу применения МСФО (IFRS) 16. Права на землю (не включающие в себя права на недра) могут не входить в сферу применения стандарта, когда они используются исключительно для целей деятельности по добыче полезных ископаемых.

ВыводДанный договор не является договором аренды.

120 PwC

Важно отметить, что «значительность» оценивается по отношению к соответствующим выгодам (т. е. затраты должны быть меньше выгод; тот факт, что затраты низкие или не являются существенными для компании в целом, не является достаточным для указанных целей). Значительные затраты могут возникать, в частности, если базовый актив специально адаптирован для использования клиентом. Например, у арендуемого самолета должны быть специальные характеристики интерьера и экстерьера, которые определены клиентом. При таком сценарии замена самолета в течение срока аренды может быть связана со значительными затратами, что может убедить поставщика не делать этого.

Анализ существенности права поставщика на замену основан на фактах и обстоятельствах в момент заключения договора и не учитывает будущие события, вероятность наступления которых в момент заключения договора не считается высокой.

Право на замену актива в случае, если он функционирует ненадлежащим образом или требуется его техническая модернизация, не отменяет зависимость договора от идентифицированного актива. Данное утверждение справедливо и для права или обязанности поставщика в отношении замены актива (по любой причине) лишь на определенную дату или после нее или при наступлении определенного события или после него, потому что у поставщика отсутствует практическая возможность заменить альтернативные активы в течение срока использования.

Если клиент не может легко определить наличие у поставщика существенного права на замену, клиент должен предположить, что право на замену не является существенным (т. е. что договор зависит от идентифицированного актива).

7.3.3 Определение наличия в договоре признаков аренды

Нет

Нет

Да

Да

ДаНет

Имеется ли идентифицированный актив?

Договор не содержит признаков аренды

Договор содержит признаки аренды

Имеет ли клиент право на получение практически всех экономических выгод от использования актива в течение срока использования?

Клиент• эксплуатирует актив или• разработал актив?

Кто имеет право определять, как и для какой цели использовать актив в течение всего срока его использования?

Заранее установленный

Клиент Поставщик

Договоры часто включают различные виды обязательств поставщика. Это может быть комбинация компонентов, являющихся арендой, или комбинация компонентов, являющихся и не являющихся арендой. Например, аренда промышленной зоны может включать в себя аренду земли, зданий и оборудования, или договор на аренду автомобиля может быть объединен с его техническим обслуживанием.

Если соглашение является многокомпонентным, то в соответствии с МСФО (IFRS) 16 каждый отдельный компонент аренды должен идентифицироваться (согласно рекомендациям по определению аренды) и отражаться в учете отдельно.

Право на использование актива является отдельным компонентом аренды, если выполняются следующие два критерия:

• арендатор может получить выгоду от использования актива либо по отдельности, либо вместе с другими имеющимися в распоряжении арендатора ресурсами;

• базовый актив не зависит в большой степени или не взаимосвязан тесно с другими базовыми активами по данному договору.

Если по результатам анализа сделан вывод о наличии отдельных компонентов: компонентов аренды и компонентов, не являющихся арендой, – то возмещение должно быть распределено между указанными компонентами следующим образом:

• Арендатор: арендатор должен распределить вознаграждение на основе относительных цен обособленных сделок. В случае отсутствия в свободном доступе информации о ценах обособленных сделок арендатор должен оценить цены, в максимальной степени используя имеющуюся информацию.

• Арендодатель: арендодатель распределяет возмещение в соответствии с МСФО (IFRS) 15 (т. е. на основании относительных цен обособленной продажи).

В качестве упрощения практического характера арендатор вправе принять решение не отделять компоненты, которые не являются арендой, от компонентов, которые являются арендой, а вместо этого учитывать каждый компонент аренды и соответствующие компоненты, не являющиеся арендой, в качестве одного компонента аренды. Такой выбор учетной политики должен осуществляться исходя из класса базового актива. Совет по МСФО ожидает, что арендатор будет применять данное исключение, только если компонент услуги не будет значительным, так как неотделение компонента, не являющегося арендой, увеличит обязательство арендатора по аренде.


Трубопровод, используемый несколькими клиентами

Общая информацияКомпания P занимается эксплуатацией и техническим обслуживанием трубопровода для транспортировки природного газа. Несколько компаний заключают соглашения с компанией Р на различные объемы пропускной способности трубопровода: две или более компании являются клиентами бесперебойного снабжения и есть еще несколько потребителей, поставка газа которым может быть прекращена

АнализШаг 1. Имеется ли в данном случае идентифицированный актив?

Нет. Арендуемым активом является часть пропускной способности трубопровода. Ни один из клиентов не использует практически 100% пропускной способности трубопровода.

Шаг 2. Будет ли у клиента право на получение практически всех экономических выгод от использования актива на протяжении всего срока его использования?

Один покупатель не получит практически все экономические выгоды от использования трубопровода на протяжении срока действия соглашения.

ВыводДоговор не содержит аренду. Ни один из клиентов не использует практически 100% пропускной способности трубопровода.

Трубопровод, используемый одним клиентом

Общая информацияКомпания P занимается эксплуатацией и техническим обслуживанием трубопровода для транспортировки природного газа. Компания Е заключает соглашение с компанией Р на использование 100% пропускной способности указанного трубопровода. Компания Е имеет права на бесперебойное обслуживание и отгрузку.

Компания Е принимает соответствующие решения в отношении того, как и для каких целей будет использоваться трубопровод, определяя, когда и сколько природного газа будет транспортироваться через трубопровод в период его использования.

АнализШаг 1. Имеется ли в данном случае идентифицированный актив?

Да. Арендуемым активом является часть пропускной способности трубопровода. Компания Е использует 100% пропускной способности трубопровода.


Компания Е получит практически все экономические выгоды от использования трубопровода на протяжении срока действия соглашения.

Шаг 3. Права по управлению использованием актива

Права по управлению использованием актива

ВыводДанный договор является договором аренды трубопровода. Компания Е использует 100% пропускной способности трубопровода. Выполнение договора зависит от идентифицированного трубопровода.

122 PwC

Договор на бурение (1)

Общая информацияКомпании А принадлежат буровые установки, которые она сдает в аренду компаниям, занимающимся разведкой и добычей нефти. Деятельность компании А осуществляется в местах, где ведут деятельность компании, занимающиеся разведкой и добычей нефти.

Компания Q (покупатель) заключает договор на монопольное использование бурильной установки в течение двух лет на отдаленной территории. Буровая установка не является специализированной и может быть заменена, но компания А должна будет осуществить значительные мобилизационные затраты, если активы будут заменены.

Анализ

Шаг 1. Имеется ли в данном случае идентифицированный актив?

Идентифицированный актив присутствует. Замена актива возможна согласно условиям договора, но право на замену не является существенным, потому что компания А не получит экономической выгоды от замены. Компания А должна будет осуществить значительные затраты на мобилизацию, если активы будут заменены.


Так как использование является монопольным, практически все выгоды получит компания Q (компания, занимающаяся разведкой и добычей нефти) в течение срока действия договора.

ВыводДанный договор является договором аренды бурильной установки.


Общая информацияКомпании А принадлежат 50 буровых установок, которые она сдает в аренду компаниям, занимающимся разведкой и добычей нефти. Деятельность компании А осуществляется в местах, где ведут деятельность компании, занимающиеся разведкой и добычей нефти.

Компания Q (покупатель) заключает договор на монопольное использование бурильной установки в течение двух лет на территории, характеризующейся наличием активного рынка буровых работ. Буровая установка не является специализированной и может быть заменена по договору. Компания А часто заменяет буровые установки для сокращения затрат на транспортировку. Этот вывод подтверждается данными прошлых периодов.

Срок полезного использования буровой установки – 15 лет.

Анализ

Шаг 1. Имеется ли в данном случае идентифицированный актив?

Замена возможна. Для компании А замена другими активами представляется экономически обоснованной. Буровая установка не является специализированной, при этом имеются еще 50 буровых установок. Информация за прошлые периоды подтверждает, что такие замены имели место.

ВыводДанный договор, вероятно, не является арендой. Окончательный вывод зависит от того, будет ли право на замену признано существенным правом.



Общая информацияКомпании А принадлежат буровые установки, которые она сдает в аренду компаниям, занимающимся разведкой и добычей нефти. Деятельность компании А осуществляется в местах, где ведут деятельность компании, занимающиеся разведкой и добычей нефти.

Компания Q (покупатель) заключает договор на монопольное использование бурильной установки в течение шести месяцев на отдаленной территории. Договор не предусматривает возможность продления. Буровая установка не является специализированной и может быть заменена по договору, но компания А должна будет осуществить значительные мобилизационные затраты, если активы будут заменены.

Срок полезного использования буровой установки – 15 лет.

Анализ

Имеется ли в данном случае идентифицированный актив?

Идентифицированный актив присутствует. Замена актива возможна согласно условиям договора, но право на замену не является существенным, потому что компания А не получит экономической выгоды от замены. Компания А должна будет осуществить значительные затраты на мобилизацию, если активы будут заменены.


Так как использование является монопольным, практически все выгоды получит компания Q (компания E&P) в течение срока действия договора.

Шаг 3. Права по управлению использованием актива

Наиболее важные решения в отношении прав по управлению активом (точки бурения скважин), как представляется, контролируются компанией Q (покупателем).

ВыводДанный договор, вероятно, является арендой, если не учитывать его краткосрочного характера. Компания А должна учитывать данный договор как аренду. Компания Q (покупатель) может не применять учет аренды к данному договору. Арендные платежи могут отражаться как операционные расходы или могут капитализироваться в стоимости основных средств.

Взаимосвязь стандартов МСФО (IFRS) 15 и МСФО (IFRS) 16МСФО (IFRS) 15 содержит рекомендации в отношении оценки того, является ли товар или услуга, обещанные покупателю, легко отличимыми для арендодателей. Возникает вопрос о том, как МСФО (IFRS) 16 взаимодействует с МСФО (IFRS) 15.

В отношении многокомпонентных соглашений, которые содержат (или могут содержать) аренду, арендодатель должен выполнить оценку следующим образом:

1) применить рекомендации МСФО (IFRS) 16, чтобы оценить, содержит ли договор один компонент или более;

2) применить рекомендации МСФО (IFRS) 16, чтобы оценить, нужно ли учитывать разные компоненты аренды по отдельности;

3) после идентификации компонентов аренды в соответствии с МСФО (IFRS) 16 необходимо оценить компоненты, не являющиеся арендой, в соответствии с МСФО (IFRS)15 на наличие отдельных обязанностей к исполнению.

Установленные МСФО (IFRS) 16 критерии отделения компонентов аренды аналогичны критериям, установленным МСФО (IFRS) 15 для анализа отличимого характера товаров или услуг, обещанных покупателю.

7.3.4 Срок арендыСрок аренды – не подлежащий досрочному прекращению период аренды и периоды, в отношении которых действует опцион на продление аренды, или периоды, в отношении которых действует опцион на прекращение аренды, если имеется достаточная уверенность в том, что арендатор исполнит опцион на продление аренды или опцион на прекращение аренды.

Интерпретация термина «достаточная уверенность» в соответствии с МСФО (IAS) 17 противоречива, что привело к расхождениям в практическом применении стандарта. В настоящем стандарте указано, что необходимо учитывать все уместные факты и обстоятельства, которые приводят к возникновению у арендатора экономического стимула для исполнения опциона. В стандарте приведены примеры таких факторов:

• Договорные условия для периодов, в отношении которых действует опцион на продление аренды, в сравнении с рыночными ставками. Существует вероятность того, что арендатор не исполнит опцион на продление аренды, если арендные платежи превышают рыночные ставки. Также необходимо учитывать другие условия аренды, например штрафы за прекращение договора аренды или гарантии ликвидационной стоимости.

124 PwC

• Значительные усовершенствования арендованного имущества, которые были осуществлены (или, как ожидается, будут осуществлены). Существует высокая вероятность того, что арендатор исполнит опцион на продление аренды, если он осуществил существенные инвестиции для усовершенствования арендованного актива или адаптировал его для конкретных потребностей.

• Затраты на прекращение аренды/ подписание другого договора аренды. Существует высокая вероятность того, что арендатор исполнит опцион продления аренды, если тем самым он сможет избежать затрат, связанных с прекращением аренды, например затрат на переговоры, на перемещение, затрат в связи с идентификацией другого базового актива, подходящего для нужд арендатора, в связи с интеграцией нового актива в деятельность арендатора либо аналогичных затрат, включая затраты, связанные с возвратом базового актива в предусмотренное договором состояние или предусмотренное договором место.

• Значение базового актива для деятельности арендатора. Существует высокая вероятность того, что арендатор исполнит опцион на продление аренды, если базовый актив является специализированным или отсутствуют соответствующие альтернативные варианты.

• Если опцион на продление или прекращение аренды может быть объединен с одним или несколькими другими условиями договора (например, с гарантией ликвидационной стоимости) таким образом, что арендатор гарантирует арендодателю денежный доход, который будет практически таким же вне зависимости от того, будет ли опцион исполнен, компания должна исходить из того, что существует достаточная уверенность в том, что арендатор исполнит опцион на продление аренды или не исполнит опцион на прекращение аренды.

Когда опцион может быть исполнен лишь при соблюдении одного или нескольких условий, вероятность того, что данные условия будут в наличии, также необходимо учитывать.

Может оказаться полезной информация о прошлой практике арендатора в отношении периода, в течение которого арендатор обычно использовал определенные виды активов, а также об экономических причинах, по которым он это делал.

Оценка на предмет того, существует ли разумная уверенность в исполнении опциона, выполняется на дату начала аренды (т. е. на дату, на которую арендатору предоставляется возможность использования базового актива).

Срок аренды пересматривается только в отдельных немногочисленных случаях:

• если существует достаточная уверенность в том, что арендатор исполнит опцион или не исполнит опцион способом, отличным от того, который был ранее предусмотрен предприятием;

• если произойдет событие, следствием которого по договору является обязанность арендатора исполнить опцион (или запрет на исполнение арендатором опциона), который ранее не учитывался при

определении компанией срока аренды (или ранее учитывался при определении срока аренды); либо

• если произойдет значимое событие или изменение условий, которое является подконтрольным арендатору и оказывает влияние на оценку наличия достаточной уверенности в том, что арендатор исполнит опцион. Данное инициирующее событие относится только к арендатору (а не к арендодателю).

Указанный подход совпадает с подходом, используемым для тестирования на предмет обесценения: срок аренды пересматривается, если существуют признаки того, что будет получен другой результат.

7.3.5 Освобождения в отношении признания и оценки

Стандарт предусматривает два освобождения от признания и оценки аренды. Оба освобождения используются по выбору и применяются только к арендаторам. Если компания решает воспользоваться одним из этих освобождений, договор аренды отражается аналогично тому, как в настоящее время учитывается операционная аренда (т. е. платежи признаются на основе прямолинейного метода или на другой систематической основе, наилучшим образом отражающей характер выгоды арендатора).

• Краткосрочная аренда: краткосрочная аренда определяется как аренда на срок менее 12 месяцев. Срок аренды также включает периоды, в отношении которых предусмотрен опцион на продление аренды или опцион на прекращение аренды, если существует обоснованная уверенность в том, что арендатор исполнит опцион на продление аренды, либо в том, что арендатор не исполнит опцион на прекращение аренды. Договор аренды, который содержит опцион на покупку, не является краткосрочной арендой. В случае краткосрочной аренды решение необходимо принимать по видам базовых активов.

Если компания применяет освобождение от требований стандарта в отношении краткосрочной аренды, необходимо отражать последующие изменения или модификацию срока аренды как условие новой аренды.

• Аренда, в которой базовый актив имеет низкую стоимость: стандарт не содержит определения понятия «низкая стоимость». Однако в «Основе для выводов» разъясняется, что Совет по МСФО имеет в виду активы с низкой стоимостью, составляющей менее 5 000 долл. США в случае новой аренды. Примерами базовых активов с низкой стоимостью могут быть ИТ-оборудование и офисная мебель. Освобождение не применяется в отношении определенных активов (активов, которые зависят от прочих базовых активов или тесно взаимосвязаны с прочими базовыми активами).

Решение о выборе может приниматься индивидуально для каждого договора аренды. Важно отметить, что для целей анализа не учитывается факт того, являются ли активы с низкой стоимостью существенными в своей совокупности. Соответственно, несмотря на то что совокупная стоимость активов может быть существенной, освобождение тем не менее может применяться.


В МСФО (IFRS) 16 также разъясняется, что арендатор и арендодатель могут применять настоящий стандарт в отношении портфеля договоров аренды с аналогичными характеристиками, если у компании есть основания полагать, что влияние применения настоящего стандарта к портфелю на финансовую отчетность не будет существенно отличаться от влияния применения настоящего стандарта к отдельным договорам аренды в рамках данного портфеля.

7.3.6 Порядок учета, применяемый арендатором

Первоначальное признание и оценкаСогласно МСФО (IFRS) 16 арендаторы больше не должны разделять аренду на финансовую (с учетом на балансе) и операционную (с учетом на забалансовых счетах), однако они должны признавать актив в форме права пользования и соответствующее обязательство по аренде в отношении практически всех договоров аренды. Это положение основано на том, что с экономической точки зрения договор аренды эквивалентен приобретению права на использование базового актива, а цена покупки выплачивается частями.

Применение указанного подхода приводит к значительному увеличению суммы признанных финансовых обязательств и активов для компаний, заключивших существенные договоры аренды, которые в настоящее время классифицируются как операционная аренда.

Обязательство по аренде первоначально признается на дату начала арендных отношений и оценивается в сумме, равной приведенной стоимости арендных платежей, которые еще не осуществлены на эту дату; актив в форме права пользования первоначально признается на дату начала арендных отношений и оценивается по первоначальной стоимости. Первоначальная стоимость актива в форме права пользования включает величину первоначальной оценки обязательства по аренде, арендные платежи на дату начала аренды или до такой даты за вычетом полученных стимулирующих платежей по аренде, оценку затрат, которые будут понесены арендатором при восстановлении участка, на котором располагается актив, и любые первоначальные прямые затраты, понесенные арендатором. Резерв по затратам на восстановление участка учитывается как отдельное обязательство.

Первоначальная оценка актива в форме права пользования и обязательства по аренде

Актив в форме права пользования

Обязательство по аренде


Арендные платежи, осуществленные до или на дату начала аренды

Затраты на восстановление

Первоначальные прямые затраты

Арендные платежи

Ставка дисконтирования

Резерв

Арендные платежиАрендные платежи включают в себя следующие компоненты:

• фиксированные платежи (включая по существу фиксированные платежи) за вычетом всех льгот, получаемых от арендодателя;

• переменные арендные платежи, которые зависят от индекса или ставки;

• суммы, подлежащие оплате арендатором в рамках гарантии остаточной стоимости;

• цену исполнения опциона на покупку, при условии, что у арендатора есть обоснованное ожидание исполнения данного опциона;

• штраф за прекращение аренды (если срок аренды отражает имеющееся у арендатора право прекратить аренду).

В МСФО (IFRS) 16 проводится различие между тремя типами условной арендной платы в зависимости от переменной величины и вероятности того, что платежи фактически будут сделаны:

(i) Переменные арендные платежи, которые зависят от индекса или ставки. Переменные арендные платежи, которые зависят от индекса или ставки (например, привязанные к индексу потребительских цен, базовой процентной ставке или рыночной арендной ставке), являются частью обязательства по аренде. С точки зрения арендатора, данные платежи являются неизбежными, так как любая неопределенность относится только к оценке обязательства, а не к его существованию. Переменные арендные платежи, основанные на индексе или ставке, первоначально оцениваются с использованием индекса или ставки на дату начала аренды (вместо форвардных ставок/ индексов). Это означает, что компания не прогнозирует будущие изменения в индексе/ ставке; эти изменения учитываются в момент изменения арендных платежей. Учет переменных арендных платежей, основанных на индексе или ставке, представлен в примере на стр. 16.

(ii) Переменные арендные платежи, основанные на других переменных. Переменные арендные платежи, не основанные на индексах или ставках, обычно не являются частью обязательства по аренде. Такие платежи включают платежи, привязанные к результатам использования базового актива арендатором, например арендные платежи, увязанные с определенным процентом от выручки розничного магазина или основанные на показателях выработки электроэнергии солнечной или ветровой электростанции. Аналогичным образом платежи, привязанные к использованию базового актива, исключаются из обязательства по аренде, например, платежи, связанные с превышением определенного километража покупателем. Такие платежи признаются в отчете о прибылях и убытках в том периоде, в котором возникает обязанность уплаты.

(iii) По существу фиксированные арендные платежи. Арендные платежи, которые могут по своей форме предусматривать вариативность, но по существу являются фиксированными и включаются в обязательство по аренде. В стандарте указано, что по существу фиксированные арендные платежи имеют место, если для них не характерна истинная

126 PwC

вариативность (например, платежи, которые должны быть осуществлены исключительно тогда, когда будет доказано, что актив может эксплуатироваться в течение срока действия договора аренды, либо исключительно тогда, когда наступит событие, истинная вероятность ненаступления которого отсутствует). Кроме того, наличие выбора для арендатора в рамках договора аренды может привести к арендному платежу, являющемуся по существу фиксированным. Если, например, у арендатора есть выбор между продлением аренды или приобретением базового актива, наименьшая величина оттока денежных средств (т. е. либо дисконтированные арендные платежи в течение периода продления аренды или дисконтированная цена приобретения) является по существу фиксированным платежом. Другими словами, компания не может доказать, будет ли исполнен опцион на продление аренды или опцион на приобретение.

Если платежи изначально структурированы как переменные арендные платежи, привязанные к использованию базового актива, но при этом вариативность будет устранена в определенный момент после даты начала аренды, такие платежи становятся по существу фиксированными платежами, когда устраняется вариативность.

Гарантии ликвидационной стоимости охватывают любые виды предоставленных арендодателю гарантий в отношении того, что стоимость базового актива в конце аренды составит как минимум указанную сумму. Совет по МСФО считает, что гарантии ликвидационной стоимости могут рассматриваться как обязательство осуществить арендные платежи, основанные на изменчивости рыночных цен на базовый актив, и аналогичны переменным арендным платежам, основанным на индексе или ставке.

Ставка дисконтированияВ качестве ставки дисконтирования арендатор использует процентную ставку, заложенную в договоре аренды. Это процентная ставка, при использовании которой приведенная стоимость (a) арендных платежей и (b) негарантированной ликвидационной стоимости становится равна сумме (i) справедливой стоимости базового актива и (ii) первоначальных прямых затрат арендодателя. Определение процентной ставки, заложенной в договор аренды, является основным предметом суждения, который может оказать существенное влияние на финансовую отчетность компании. Если такая ставка не может быть сразу же определена, используется ставка привлечения дополнительных заемных средств арендатором.

Ставка привлечения дополнительных заемных средств арендатором определяется как процентная ставка, по которой арендатор мог бы привлечь на аналогичный срок и при аналогичном обеспечении заемные средства, необходимые для приобретения актива, стоимость которого совпадает со стоимостью актива в форме права пользования в аналогичных экономических условиях.

Затраты на восстановительные работыВо многих случаях арендатор имеет обязательство вернуть базовый актив арендодателю в определенном состоянии или восстановить участок, на котором располагался базовый актив. Для отражения такого обязательства арендатор признает резерв в соответствии с МСФО (IAS) 37 «Резервы, условные обязательства и условные активы». Первоначальная балансовая стоимость

резерва, при его наличии (т. е. первоначальная оценка затрат, которые необходимо понести), должна быть включена в первоначальную оценку актива в форме права пользования. Данный подход соответствует учету обязательств по восстановлению участка проведения работ, предусмотренному в МСФО (IAS) 16 «Основные средства».

Последующее изменение в оценке резерва в связи с пересмотренной оценкой ожидаемых обязательств по восстановлению участка проведения работ учитывается как корректировка стоимости актива в форме права пользования в соответствии с требованиями разъяснения КРМФО (IFRIC) 1 «Изменения в существующих обязательствах по выводу активов из эксплуатации, восстановлению природных ресурсов и иных аналогичных обязательствах».

Первоначальные прямые затратыСтандарт определяет первоначальные прямые затраты как дополнительные затраты, обусловленные заключением договора аренды, которые не были бы понесены, если бы договор аренды не был заключен. Такие затраты включают комиссионные или некоторые платежи, производимые в адрес существующих арендаторов с целью получения аренды. Все первоначальные прямые затраты включаются в первоначальную оценку актива в форме права пользования.

Последующая оценкаВ последующие периоды обязательство по аренде оценивается с использованием метода эффективной процентной ставки. Актив в форме права пользования амортизируется в соответствии с требованиями МСФО (IAS) 16 «Основные средства» на основе прямолинейного метода или на другой систематической основе, которая наилучшим образом отражает модель потребления компанией актива в форме права пользования. Арендатор должен применять требования по обесценению, указанные в МСФО (IAS) 36 «Обесценение активов», в отношении актива в форме права пользования.

В последующие периоды балансовая стоимость актива в форме права пользования и балансовая стоимость обязательства по аренде больше не будет одинаковыми. Балансовая стоимость актива в форме права пользования, как правило, будет ниже балансовой стоимости обязательства по аренде.

Последующая оценка обязательства по аренде и актива в форме права пользования



Про

цент

ные

расх

оды

Пог

ашен

ие

Ам

орти

заци

я

Первоначальная Последующая


ПереоценкаТак как фактические арендные платежи могут существенно отличаться от арендных платежей, включенных в обязательство по аренде при первоначальном признании, стандарт устанавливает, когда обязательство по аренде должно переоцениваться. Важно отметить, что переоценка происходит только в том случае, если изменение потоков денежных средств основано на договорных условиях, которые на дату начала аренды были частью договора. Изменения, которые возникают в результате пересмотра договоров аренды, рассмотрены в разделе «Модификация договоров аренды» ниже.

Требования по переоценке изложены ниже:

Кроме того, арендатор должен переоценивать обязательство по аренде, если арендные платежи, которые первоначально структурированы как переменные платежи, становятся по существу фиксированными арендными платежами, так как в какой-то момент времени после даты начала аренды вариативность устраняется.

Переоценка обязательства по аренде приводит к соответствующей корректировке актива в форме права пользования. Если балансовая стоимость актива в форме права пользования уже снижена до нуля, оставшаяся переоценка признается в составе прибыли или убытка.

Компонент обязательства по аренде

Учет согласно МСФО (IAS) 39

Срок аренды и соответствующие платежи за продление или прекращение аренды

Когда?– Если изменяются условия договора аренды.Каким образом?– Отразить пересмотренные арендные платежи с использованием пересмотренной ставки дисконтирования (процентной ставки, заложенной в договоре аренды на оставшийся срок аренды (если такая ставка может быть легко определена) или в противном случае – ставки привлечения дополнительных заемных средств арендатором на дату переоценки).

Цена исполнения опциона на покупку

Когда?– Если имеет место существенное событие или изменение в условиях аренды, подконтрольные арендатору и оказывающие влияние на то, имеется ли у арендатора обоснованная уверенность в том, что он исполнит опцион. Каким образом?– Отразить пересмотренные арендные платежи с использованием пересмотренной ставки дисконтирования (процентной ставки, заложенной в договоре аренды на оставшийся срок аренды (если такая ставка может быть легко определена) или в противном случае – ставки привлечения дополнительных заемных средств арендатором на дату переоценки).

Суммы, подлежащие уплате арендатором в рамках гарантии остаточной стоимости

Когда?– Если изменяется сумма к уплате.Каким образом?– Включить пересмотренный остаточный платеж с использованием неизменной ставки дисконтирования.

Переменные арендные платежи, которые зависят от индекса или ставки

Когда?– Если изменение в индексе/ ставке приводит к изменению в денежных потоках.Каким образом?– Отразить пересмотренные арендные платежи, основанные на индексе / ставке на дату, когда возникают новые денежные потоки для оставшегося срока аренды с использованием неизменной ставки дисконтирования.(Исключение: ставка дисконтирования должна быть изменена, если изменение обусловлено изменением плавающей процентной ставки.)

128 PwC

Актив в форме права пользования также переоценивается, если балансовая стоимость резерва по затратам на восстановление изменилась в результате пересмотренной оценки ожидаемых затрат. В этом случае изменение балансовой стоимости актива в форме права пользования равна сумме изменения балансовой стоимости резерва. Если корректировки приводят к увеличению балансовой стоимости, организация должна проанализировать, указывает ли это на то, что новая балансовая стоимость актива в форме права пользования может быть невозмещаемой.

Модификация договора арендыСуществует много различных причин того, почему стороны договора могут пересмотреть условия договоров и модифицировать существующий договор аренды в течение срока аренды. Одной из причин может быть желание продлить= или сократить срок существующего договора аренды (с изменением или без изменения других условий договора); другой причиной может быть изменение базового актива (например, арендатор уже арендует два этажа здания, и стороны договариваются об аренде третьего этажа). Если арендатор испытывает финансовые трудности, арендодатель может согласиться уменьшить арендные платежи в качестве концессии для обеспечения реконструкции.

МСФО (IFRS) 16 определяет модификацию договора аренды как изменение сферы применения договора аренды или возмещения за аренду, которое не было предусмотрено первоначальными условиями аренды. Любое изменение, вызванное условием, которое уже является частью первоначального договора аренды (включая изменение вследствие условия по пересмотру рыночных арендных ставок или исполнению опциона на продление аренды), не рассматривается как модификация.

Учет модификации договора аренды зависит от того, каким образом модифицируется договор аренды. В стандарте представлены три сценария:


Переоценка обязательства по аренде


Переоценка


Да

Да Нет

Да

Изменяет ли пересмотр договора сферу применения договора аренды?

Уменьшение Увеличение

Является ли изменение суммы возмещения соизмеримым с ценой отдельного договора на увеличенный объем (плюс соответствующие корректировки)?


икорректировка актива в форме

права пользования

Отдельный договор аренды


иуменьшение балансовой стоимости актива в форме права пользования

(частично в прибыли/ убытке)

Нет

Примером пересмотра условий, которые приведут к изменению сферы применения договора аренды, является добавление дополнительного этажа к существующей аренде здания на оставшийся срок аренды.

Эффективная дата модификации – дата, на которую стороны согласны модифицировать условия договора аренды. В случаях, когда модификация не учитывается как отдельная аренда, арендатор должен сначала распределить возмещение в модифицированном договоре аренды между отдельными компонентами аренды и компонентами, не являющимися арендой, и определить срок модифицированной аренды (т. е. выполнить переоценку срока аренды).


Сужение сферы применения договора арендыЕсли договор аренды модифицируется для прекращения права использования одного или нескольких базовых активов (например, арендатор уже арендует три этажа здания, и стороны согласны на уменьшение аренды на один этаж в течение оставшегося срока договора аренды) или для уменьшения договорного срока аренды, арендатор переоценивает обязательство по аренде на эффективную дату модификации с использованием пересмотренной ставки дисконтирования. Пересмотренная ставка дисконтирования – это процентная ставка, заложенная в договоре аренды на оставшийся срок аренды (или, если ставка не определяется легко, ставка привлечения дополнительных заемных средств арендатором на тот момент). Арендатор должен уменьшить балансовую стоимость актива в форме права пользования, чтобы отразить частичное или полное прекращение действия договора аренды. Прибыль или убыток, связанные с частичным или полным расторжением договора аренды, признаются в составе прибыли или убытка.

Расширение сферы применения договора арендыЕсли имеет место увеличение сферы применения договора аренды и возмещение за увеличение сферы применения договора аренды соизмеримо с ценой отдельного договора на увеличенный объем, модификация учитывается как отдельный договор аренды. Для того чтобы быть соизмеримым, увеличение возмещения не должно быть равным цене отдельного договора на увеличенный объем. В стандарте разъясняется, что увеличение возмещения на соответствующие корректировки цены, отражающие обстоятельства конкретного договора, соответствует допущению о том, что сумма увеличения является соизмеримой. Например, дисконт, который отражает затраты, которые были бы понесены арендодателем при поиске нового арендатора (например, маркетинговые затраты), может рассматриваться как надлежащая корректировка.

Важно отметить, что увеличение сферы применения договора аренды происходит только в том случае, когда стороны добавляют право пользования одним или несколькими базовыми активами. Расширение существующего права пользования (например, в результате изменения срока аренды) не является увеличением сферы применения договора аренды и поэтому всегда приводит к продолжению существующей аренды. Однако такое расширение по-прежнему учитывается как модификация договора аренды.

Если возмещение, уплаченное за увеличение сферы применения договора аренды, не увеличивается на соизмеримую сумму (т. е. цену отдельного договора на увеличенный объем и соответствующие корректировки), арендодатель должен переоценить обязательство по аренде на дату вступления в силу модификации договора аренды с использованием пересмотренной ставки дисконтирования и сделать соответствующую корректировку актива в форме права пользования.

Пересмотренная ставка дисконтирования определяется как процентная ставка, заложенная в договоре аренды на оставшийся срок аренды (или ставка привлечения дополнительных заемных средств арендатором на дату переоценки, если ставка, заложенная в договоре аренды, не может быть легко определена).

Изменение возмещения за арендуЕсли стороны договора модифицируют возмещение за аренду без увеличения или уменьшения сферы применения договора аренды, арендатор должен переоценить обязательство по аренде с использованием процентной ставки, заложенной в договоре аренды на оставшийся срок аренды (или ставки привлечения дополнительных заемных средств арендатором на дату переоценки, если ставка, заложенная в договоре аренды, не может быть легко определена), и сделать соответствующую корректировку актива в форме права пользования.

Другие модели оценкиКроме модели учета по первоначальной стоимости, описанной выше, МСФО (IFRS) 16 содержит две альтернативные модели оценки, которые могут влиять на оценку определенных активов в форме права пользования.

• Актив в форме права пользования впоследствии оценивается в соответствии с моделью учета по справедливой стоимости, содержащейся в МСФО (IAS) 40, если актив в форме права пользования соответствует определению инвестиционной недвижимости и арендатор выбрал модель учета по справедливой стоимости согласно МСФО (IAS) 16.

• Актив в форме права пользования впоследствии может оцениваться по переоцененной стоимости в соответствии с МСФО (IAS) 16, если актив в форме права пользования относится к классу основных средств и арендатор применяет модель учета по переоцененной стоимости ко всем активам, которые относятся к этому классу основных средств.

Представление и раскрытие информацииВ бухгалтерском балансе актив в форме права пользования может быть представлен отдельно или в составе той же статьи, по которой должен быть представлен соответствующий базовый актив. Обязательство по аренде может быть представлено отдельно или вместе с прочими финансовыми обязательствами. Если актив в форме права пользования и обязательство по аренде не представляются отдельной строкой, компания должна отразить балансовую стоимость этих статей и статью, в которую они включены, в примечаниях.

В отчете о прибыли или убытке и прочем совокупном доходе амортизация актива в форме права пользования должна быть представлена в той же строке/ строках, в которых отражаются аналогичные расходы (например, амортизация основных средств). Процентный расход по обязательству по аренде является компонентом затрат по финансированию. Однако сумма процентных расходов по обязательствам по аренде должна раскрываться в примечаниях.

В отчете о движении денежных средств арендные платежи классифицируются последовательно в составе денежных платежей по прочим финансовым обязательствам:

• Часть арендных платежей, которая отражает денежные платежи в отношении основной суммы обязательства по аренде, должна быть представлена как денежные потоки от финансовой деятельности.

• Часть арендных платежей, которая отражает денежные платежи в отношении процентов по обязательству по аренде, должна быть представлена либо как

130 PwC

денежные потоки от операционной деятельности, либо как денежные потоки от финансовой деятельности (в соответствии с учетной политики организации в отношении представления выплат процентов).

• Платежи по краткосрочной аренде, аренде малоценных объектов и переменные арендные платежи, не включенные в оценку обязательства по аренде, представляются в составе денежных потоков от операционной деятельности.

Для предоставления пользователям информации, которая позволяет выполнить оценку суммы, сроков и неопределенности в отношении арендных платежей, МСФО (IFRS) 16 содержит расширенные требования к раскрытию информации.

7.3.7 Порядок учета, применяемый арендодателем

МСФО (IFRS) 16 не вносит существенных изменений в порядок учета у арендодателя. Арендодатель по-прежнему должен классифицировать каждый из своих договоров аренды в качестве операционной аренды или финансовой аренды в зависимости от того, переходят ли практически все риски и выгоды, связанные с правом собственности на базовый актив. В отношении финансовой аренды арендодатель признает дебиторскую задолженность в сумме, равной чистым инвестициям в аренду, представляющей собой приведенную стоимость совокупности арендных платежей к получению от арендатора и негарантированной ликвидационной стоимости. В отношении операционной аренды арендодатель продолжает отражать базовые активы.

Модификация договора арендыМодификация договора операционной аренды должна учитываться арендодателем как новый договор аренды. Любые заранее осуществленные или начисленные арендные платежи считаются арендными платежами для нового договора аренды (т. е. они распределяются в течение нового срока модифицированного договора аренды).

Арендодатель учитывает модификацию договора финансовой аренды как отдельный договор аренды, если:

• модификация увеличивает сферу применения договора аренды;

• возмещение увеличивается на величину, соизмеримую с ценой обособленной продажи для увеличения сферы применения, а также на соответствующие корректировки такой цены обособленной продажи, отражающие обстоятельства определенного договора.

Такой порядок учета идентичен порядку, представленному в рекомендациях для арендаторов.

Если один из указанных выше критериев не соблюдается, арендодатель должен оценить, привела бы модификация договора аренды к операционной или финансовой аренде, если бы модификация имела место на дату начала аренды:

• если бы аренда классифицировалась как операционная аренда, арендодатель должен учитывать модификацию договора аренды как новую аренду (операционная аренда). Балансовая стоимость базового актива, который подлежит признанию, оценивается как чистая инвестиция в первоначальную аренду непосредственно перед модификацией договора аренды;

• если бы аренда классифицировалась как финансовая аренда, арендодатель должен учитывать модификацию договора аренды в соответствии с МСФО (IFRS) 9.

7.3.8 Переходные положенияКомпании не должны переоценивать существующий договор аренды, но могут применять рекомендации относительно определения аренды только в отношении договоров, заключенных (или измененных) на дату первого применения стандарта или после нее. Это применяется к обоим договорам аренды, которые не были ранее идентифицированы как договоры, содержащие признаки аренды, в соответствии с МСФО (IAS) 17/ разъяснением КРМФО (IFRIC) 4 и которые ранее были идентифицированы как договоры аренды в соответствии с МСФО (IAS) 17/ разъяснением КРМФО (IFRIC) 4. Если компания выбирает упрощение практического характера, то оно применяется ко всем договорам.

Признавая потенциально существенное влияние нового стандарта по аренде на финансовую отчетность арендатора, МСФО (IFRS) 16 не требует полного ретроспективного применения в соответствии с МСФО (IAS) 8 и позволяет применять упрощенный подход. Полное ретроспективное применение не является обязательным.

Если арендатор выбирает «упрощенный подход», он не должен пересчитывать сравнительную информацию. Вместо этого совокупный эффект от применения нового стандарта отражается как корректировка вступительного остатка нераспределенной прибыли (или другого компонента капитала, если применимо) на дату первоначального применения.


Статья бухгалтерского баланса Оценка

Аренда, ранее классифицированная как операционная аренда

Обязательство по аренде Оставшиеся арендные платежи, дисконтированные с использованием ставки привлечения дополнительных заемных средств арендатором на дату первоначального применения.

Актив в форме права пользования Ретроспективный расчет с использованием ставки дисконтирования, основанной на ставке привлечения дополнительных заемных средств арендатором на дату первоначального применения,либосумма обязательства по аренде (с корректировкой на величину заранее осуществленных или начисленных арендных платежей в связи с такой арендой).(Арендатор может выбрать один из альтернативных вариантов в отношении каждого договора аренды.)

Сумма пошлины подлежит исключению из суммы признаваемой выручки.

Пошлина не относится к числу экономических выгод, подлежащих получению компанией А на свой счет [МСФО (IAS) 18, п. 8].

Аренда, ранее классифицированная как финансовая аренда

Обязательство по аренде Балансовая стоимость обязательства по аренде непосредственно перед датой первоначального применения.

Актив в форме права пользования Балансовая стоимость актива в форме права пользования непосредственно перед датой первоначального применения.

Арендатор не обязан применять новую модель учета в отношении аренды, срок которой завершается в течение 12 месяцев после первого применения.

В соответствии с МСФО (IAS) 17 для арендодателей учет практически не изменился. При переходе на МСФО (IFRS) 16 арендодатель не обязан осуществлять какие-либо корректировки для договоров аренды, за исключением переоценки операционной субаренды, которая продолжается на дату первого применения стандарта.

Если компания не выбирает упрощение практического характера, она должна применять МСФО (IFRS) 16 ретроспективно в отношении каждого предыдущего отчетного периода в соответствии с МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в бухгалтерских оценках и ошибки».

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 236 000 сотрудников в 158 странах.

* Под «PwC» понимается общество с ограниченной ответственностью «ПрайсвотерхаусКуперс Консультирование» или, в зависимости от контекста, другие фирмы, входящие в глобальную сеть PricewaterhouseCoopers International Limited (PwCIL). Каждая фирма сети является самостоятельным юридическим лицом.

© ООО «ПрайсвотерхаусКуперс Консультирование», 2018. Все права защищены.

www.pwc.ru/ru/oil-and-gas

Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли

Documents

Transcript of Финансовая отчетность компаний нефтегазовой отрасли