| ||||||||||||||||||||
|
|
|
18.07.2013
Ольга О, директор независимой аудиторской компании «ТрастФинАудит»
УЧЕТ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
1. Нормативная база объектов недропользования. 2. Объекты недропользования для учета -Нефтяные операции 3. Специфика учета операций по недропользованию
1. Нормативная база объектов недропользования. Основой, определяющей учет операций в нефтегазовой промышленности, является нормативная база. Нормативная база определяет порядок учета операций по недропользованию и выделяет наиболее важные аспекты учета. Основные нормативные акты, регулирующие область недропользования: 1) Закон РК «О недрах и недропользовании»; 2) Закон РК «О бухгалтерском учете и финансовой отчетности»; 3) НСФО; 4) МСФО; Закон РК «О недрах и недропользовании» определяет объекты недропользования, описывает операции по недропользование их порядок и регулирование, а также определяет права и обязанности недропользователей. Закон РК «О бухгалтерском учете» определяет порядок организации бухгалтерской службы на любом предприятии. Национальные и МСФО определяют порядок учета операций финансово-хозяйственной деятельности субъектов предпринимательской деятельности.
2. Объекты недропользования для учета Закон РК «О недрах и недропользовании» операции по недропользованию делит на следующие виды:(с изменениями и дополнениями по состоянию на 24.10.2007 г.) 1) разведка - работы (операции), связанные с поиском месторождений полезных ископаемых и их оценкой; 2) строительство и (или) эксплуатация подземных сооружений, не связанных с разведкой и (или) добычей, - работы по строительству и (или) эксплуатации подземных сооружений для хранения нефти и газа, а также подземные инженерные сооружения для захоронения радиоактивных отходов, вредных веществ и сточных вод; 3) геологическое изучение недр - работы (операции), связанные с мониторингом состояния недр, изучением геологического строения участков недр, а также отдельных частей и всей территории РК в целом, определением их перспектив на наличие полезных ископаемых путем проведения поисковых и поисково-оценочных работ, созданием государственных геологических карт, составляющих информационную основу недропользования; 4) операции по недропользованию - работы, относящиеся к государственному геологическому изучению недр, разведке и добыче, в том числе работы, связанные с разведкой и добычей подземных вод, лечебных грязей, разведкой недр для сброса сточных вод, а также работы по строительству и (или) эксплуатации подземных сооружений, не связанные с разведкой и (или) добычей; 5) добыча общераспространенных полезных ископаемых - любая добыча общераспространенных полезных ископаемых, не относящаяся к добыче общераспространенных полезных ископаемых для собственных нужд; 6) первичная переработка (обогащение) минерального сырья - вид горно-промышленной деятельности, который включает сбор на месте, дробление или измельчение, классификацию (сортировку), брикетирование, агломерацию и обогащение физико-химическими методами (без существенного изменения минеральных форм полезных ископаемых, их агрегатно-фазового состояния, кристаллохимической структуры), а также может включать перерабатывающие технологии, являющиеся специальными видами работ по добыче полезных ископаемых (подземная газификация и выплавление, химическое и бактериальное выщелачивание, дражная и гидравлическая разработка россыпных месторождений); 7) переработка минерального сырья - работы, связанные с извлечением полезного ископаемого (полезных ископаемых) из минерального сырья. Особенности, связанные с проведением операций по недропользованию применительно к отдельным видам полезных ископаемых и техногенным минеральным образованиям, определяются законодательными актами об этих видах полезных ископаемых и о техногенных минеральных образованиях. Отношения по использованию и охране земли, вод (кроме вод подземных и лечебных грязей), лесов, растительного и животного мира, атмосферного воздуха регулируются специальным законодательством. Гражданско-правовые отношения, связанные с правом недропользования, регулируются нормами гражданского законодательства, если они не урегулированы нормами Закона.
Нефтяные операции
Условия проведения нефтяных операций Недропользователь, осуществляющий нефтяные операции, обязан проводить нефтяные операции в соответствии с законодательством РК, а также в порядке и на условиях, определенных контрактом. Недропользователь обязан руководствоваться положительной практикой разработки месторождений и требованиями, утвержденных проектных документов при проведении разведки или добычи. Недропользователь, осуществляющий разведку, имеет право на проведение пробной эксплуатации запасов месторождения. Условия и сроки проведения пробной эксплуатации определяются уполномоченным органом по изучению и использованию недр. Запасы нефти на месторождении, а также уровень извлекаемости нефти подлежат государственной экспертизе недр и утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых РК.
Разведка и пробная эксплуатация месторождений углеводородного сырья Разведка включает полевые геолого-геофизические исследования, структурное бурение, бурение, опробование и испытание поисковых и разведочных скважин. Разведка ведется по утвержденному проекту поисковых работ, в котором обосновываются количество, местоположение и сроки бурения скважин, решаемые ими задачи, комплекс и объемы необходимых исследований. В процессе разведки на нефтяных и газонефтяных месторождениях проводится пробная эксплуатация скважин в соответствии с проектом пробной эксплуатации, утвержденным в порядке, установленном настоящим Законом. Запрещается проведение пробной эксплуатации без утвержденного в установленном порядке проекта пробной эксплуатации, а также в нарушение требований проекта пробной эксплуатации.
Объектом промышленной разработки признается месторождение или залежь углеводородов, эксплуатация которой в соответствии с принятым вариантом разработки признается рентабельной на весь срок его реализации. Проведение разработки месторождений углеводородов осуществляется в соответствии с едиными правилами по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых, утверждаемыми Правительством РК. Ввод месторождения (залежи) углеводородов в промышленную разработку допускается, если: 1) выполнены работы по разведке нефтяного месторождения, при необходимости проведена пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения, а по газовому месторождению - опытно-промышленная эксплуатация месторождения; 2) проведена государственная экспертиза запасов углеводородов и содержащихся в них других попутных компонентов, и запасы поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых; 3) проект согласован с уполномоченным органом в области промышленной безопасности; 4) утверждены в установленном порядке проектные документы на промышленную разработку. Промышленная разработка месторождения осуществляется в соответствии с утвержденными документами: проектом опытно-промышленной разработки, технологической схемой разработки и проектом промышленной разработки. При осуществлении промышленной разработки месторождений углеводородного сырья недропользователи обязаны обеспечить полное, систематическое и качественное ведение геологических и маркшейдерских наблюдений и соответствующей документации, ее сохранность. Запрещается проведение промышленной разработки, опытно-промышленной разработки без утвержденных в установленном порядке соответствующих проектных документов, а также в нарушение требований проектных документов. Запрещается осуществлять работы, связанные с промышленной разработкой, без проведения мониторинга за состоянием недр и контролем за разработкой месторождения. В контракте на добычу природного газа может быть предусмотрено, что компетентный орган не вправе требовать, а недропользователь не обязан начинать добычу природного газа до заключения сделок по поставке природного газа с обнаруженного месторождения. При этом срок действия контракта прерывается до момента заключения соответствующих сделок по поставке природного газа с обнаруженного месторождения природного газа, если контрактом не предусмотрено иное. В случае, если недропользователь не заключил сделок по поставкам природного газа в течение одного года, компетентный орган вправе потребовать заключение договора на поставку газа недропользователя с третьим лицом на разумных условиях, в том числе с целью последующей перепродажи поставляемого газа отечественным либо зарубежным потребителям, при условии согласия третьего лица на совершение сделки с недропользователем. В случае, если недропользователь и такое третье лицо, определенное компетентным органом, не могут прийти к соглашению по данному вопросу, они вправе требовать разрешения данного спора в судебном порядке.
Сжигание попутного и (или) природного газа Запрещается сжигание в факелах попутного и (или) природного газа, за исключением случаев: 1) угрозы или возникновения аварийных ситуаций, угрозы жизни персоналу или здоровью населения и окружающей среде; 2) при испытании объектов скважин, пробной эксплуатации месторождения; 3) при технологически неизбежном сжигании газа при: пусконаладке технологического оборудования; эксплуатации технологического оборудования; техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования. В случаях связанных с любым сбоем (отклонением) в работе технологического оборудования по всему технологическому комплексу мероприятий, связанных с добычей, сбором, подготовкой, переработкой и транспортировкой нефти и газа, предусмотренных утвержденными техническими регламентами, повреждением механизмов, оборудования и сооружений, допускается сжигание в факелах попутного и (или) природного газа без разрешения. При этом недропользователь обязан в течение десяти дней письменно уведомить уполномоченные органы в области нефти и газа, по изучению и использованию недр, в области охраны окружающей среды о таком сжигании. Такое уведомление должно содержать причины, по которым произошло сжигание попутного и (или) природного газа, и сведения об объемах сожженного газа. Сжигание в факелах попутного и (или) природного газа допускается по разрешению уполномоченного органа в области нефти и газа, согласованному с уполномоченными органами по изучению и использованию недр, в области охраны окружающей среды и промышленной безопасности, при условии соблюдения недропользователем проектных документов в пределах нормативов и объемов, рассчитанных по утвержденной Правительством РК методике. Порядок выдачи разрешений на сжигание в факелах попутного и (или) природного газа устанавливается Правительством РК. Сжигание газа при испытании объектов скважины допускается в соответствии с утвержденным проектом на срок, не превышающий три месяца для каждого объекта скважины. Сжигание газа при пробной эксплуатации месторождения может быть разрешено на общий срок, не превышающий трех лет. Сжигание газа при пусконаладке технологического оборудования осуществляется в течение периода, связанного с пусконаладочными работами. Сжигание газа при техническом обслуживании и ремонтных работах осуществляется в регулируемых объемах,
Утилизация и переработка попутного и (или) природного газа Запрещается промышленная разработка нефтегазовых месторождений без переработки и (или) утилизации попутного и (или) природного газа. В целях обеспечения экологической безопасности недропользователь, осуществляющий добычу углеводородного сырья, обязан проводить мероприятия, направленные на сведение до минимума ущерба окружающей среде, минимизацию объема сжигания углеводородного газа, рациональное и комплексное использование попутного газа, включая его переработку. Если иное не установлено контрактом, попутный газ является собственностью государства. Обязательства по переработке попутного газа по контрактам, заключенным до введения в действие действующего Закона «О недрах и недропользовании», оформляются отдельным соглашением между недропользователем и компетентным органом и являются приложением к контракту на добычу, совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья. На отдельных месторождениях, где переработка попутного газа нецелесообразна, допускается по решению уполномоченного органа в области нефти и газа, по согласованию с уполномоченными органами по изучению и использованию недр, в области охраны окружающей среды его утилизация без переработки путем использования на технологические нужды, закачки в пласт с целью повышения внутрипластового давления, а также обратной закачки в пласт с целью хранения.
Строительство скважин Все операции по строительству скважин и вводу их в эксплуатацию должны осуществляться в соответствии с проектом строительства скважин. Проекты строительства скважин подлежат согласованию с уполномоченным органом в области промышленной безопасности. Проекты строительства скважин утверждаются компетентным органом в случае строительства скважин: 1) с содержанием сероводорода в газе более шести процентов от объема; 2) на суше глубиной более пяти тысяч метров; 3) на море глубиной более четырех тысяч метров; 4) с устьевым давлением более тридцати пяти мега Паскалей. По иным видам скважин проект строительства утверждается недропользователем. 3. Проекты строительства скважин разрабатываются с учетом специальных требований по составлению проектов строительства скважин, утверждаемых компетентным органом.
Ликвидация и консервация объектов недропользования Объекты недропользования, на которых проводятся или проводились работы, относящиеся к государственному геологическому изучению недр, разведке и добыче, в том числе разведке и добыче подземных вод, лечебных грязей, разведке недр для сброса сточных вод, а также строительству и (или) эксплуатации подземных сооружений, не связанных с разведкой и (или) добычей, за исключением технологических единиц объекта недропользования (блоки, панели, выработки, нефтяные и газовые скважины различного назначения), подлежат ликвидации или консервации при прекращении операций по недропользованию, а также в случае полной отработки запасов полезных ископаемых в соответствии с проектными документами и рабочей программой. При прекращении операций по недропользованию недропользователь незамедлительно приступает к выполнению работ по ликвидации или консервации объекта недропользования. В случае необходимости принятия экстренного решения о прекращении добычи недропользователь проводит комплекс мероприятий, обеспечивающих сохранение производственных объектов до начала их ликвидации или консервации. Объекты недропользования ликвидируются или консервируются в соответствии с проектом ликвидации или консервации, разработанным проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию на выполнение работ и оказание услуг в области охраны окружающей среды, а также прошедшим согласование с уполномоченными органами в области охраны окружающей среды, по изучению и использованию недр, в области промышленной безопасности, санитарно-эпидемиологической службы, по управлению земельными ресурсами и утвержденным недропользователем, финансирующим проведение работ по проектированию и реализации проекта, на основании правил ликвидации и консервации объектов недропользования, утверждаемых Правительством Республики Казахстан. Работы по ликвидации и консервации объектов недропользования считаются завершенными после подписания акта приемки работ по ликвидации и консервации объекта недропользования комиссией, создаваемой компетентным органом из представителей уполномоченных органов в области охраны окружающей среды, промышленной безопасности, санитарно-эпидемиологической службы, по изучению и использованию недр, по управлению земельными ресурсами и местных исполнительных органов области, города республиканского значения, столицы. После получения акта приемки работ по ликвидации и консервации объекта недропользования, утвержденного уполномоченным органом в области охраны окружающей среды, геологическая, маркшейдерская и иная документация пополняется на момент завершения работ и сдается в установленном порядке на хранение в уполномоченный орган по изучению и использованию недр. Финансирование работ, связанных с ликвидацией или консервацией объекта, осуществляется за счет средств ликвидационного фонда. Отчисления в ликвидационный фонд производятся недропользователем на специальный депозитный счет в любом банке на территории Республики Казахстан. При этом использование ликвидационного фонда осуществляется недропользователем с разрешения компетентного органа, согласованного с уполномоченным органом по изучению и использованию недр. Условия о порядке формирования ликвидационного фонда, размере отчислений в ликвидационный фонд, периодичности таких выплат устанавливаются контрактом.
3. Специфика учета операций по недропользованию
Единственный МСФО, который рассматривает специфику учета операций по недропользованию IFRS 6 «Разработка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IFRS) 6 должен применяться для учета разработки и оценки минеральных ресурсов: «Поиск минеральных ресурсов, включая минералы, нефть, природный газ и другие аналогичные невосстанавливаемые ресурсы, а также оценка технической осуществимости и рентабельности добычи минеральных ресурсов перед принятием решения о разработке минеральных ресурсов». Этот стандарт больше применим к недропользователям, которые осуществляют изучение недр. Добычу и другие операции недропользования стандарты финансовой отчетности не рассматривают. Более подробную информацию об учете операций по недропользованию мы можем встретить в американских общепринятых принципах бухгалтерского учета - GAAP. Обычно чаще всего нефтегазовые компании участвуют в операциях апстрима (разведка запасов и их добыча) и реже в стадии даунстрима (транспортировка и сбыт продукции). При учете операций, прежде всего, необходимо понимать экономическую сущность операций, другими словами содержание должно иметь приоритет над его формой. Рассмотрим порядок учета операций по недропользованию. Нефтегазовый апстрим состоит из следующих этапов: 1) До лицензионное ведение разведочных работ; 2) приобретение прав на разработку полезных ископаемых и заключение контрактов; 3) поисково-разведочные работы; 4) оценка запасов и затрат на их освоение; 5) разработка месторождения; 6) добыча запасов; 7) закрытие промысла.
До лицензионное ведение разведочных работ До лицензионные работы обычно ведутся во многих направлениях и имеют различный характер. Например административные затраты, затраты на предварительную разведку, исследования и анализ технической информации и т.д. До лицензионные работы не всегда включаются в затраты, связанные с этапом разведки или добычи. На этом этапе все затраты могут учитываться двумя методами: результативных затрат и метода полных затрат. На основании первого метода затраты на этом этапе капитализируются только в том случае если имеется высокая доля результативности недропользования. Если доля вероятности мала (обычно менее 50%), то затраты на этом периоде списываются на расходы текущего периода. Если применяется метод полных затрат, все затраты на этом этапе капитализируются. Рассмотрим на примерах, как учитываются такие расходы.
Пример 1: Компания ААА подписала контракт на разведку. В 2012 году компания понесла на до лицензионном этапе расходы в сумме 40 млн.тенге, при этом вероятность эффективности составляет на этом этапе 30%. Если компания применяет метод полных затрат, то все расходы в сумме 40 млн. будут капитализированы по дебету счета 2610 «Разведочные и оценочные активы». Если же компания применяет метод результативных затрат, то все затраты будут списываться на дебет счета 7210 «Административные расходы».
Решение о капитализации или списании затрат для финансового учета дается нелегко. Поскольку затраты должны, во-первых, быть значительными, во-вторых, впоследствии привести к обнаружению существенных новых запасов. А также необходимо учесть, в этом периоде наиболее высок уровень неопределенности в отношении будущих экономических выгод, которые ожидаются в ходе выполнения контракта недропользования. На этом этапе необходимо наиболее осторожно подходить к вопросу капитализации затрат во избежание нецелесообразного завышения стоимости активов.
Приобретение прав на разработку полезных ископаемых и заключение контрактов Капитализированные затраты, понесенные в целях получения лицензии или приобретения права на разведку или на добычу запасов иным способом (независимо от того, доказанные они или нет), должны учитываться в период их возникновения. Приобретенное право на разведку или на добычу запасов рассматривается как актив до тех пор, пока не будет уверенности в отсутствии полезных ископаемых на контрактной территории или будет принять решение отказаться от намеренной дальнейшей разведки или добычи нефти. В таком случае право как нематериальный актив списывается на расходы текущего периода.
Пример 2: Компания-недропользователь понесла расходы на получение лицензии на недропользование в размере 120 млн.тенге. Через месяц было установлено, что месторождение является малоэффективным. В момент понесения затрат по получению лицензии, все затраты капитализируются на счете 2730 «Лицензионное соглашение». При определении (установлении) убыточности месторождения затраты списываются на текущие расходы: Д-т 7410 «Расходы по выбытию активов» К-т 2730 «Лицензионное соглашение» 120 млн. тенге.
Однако, если после списания будут получены доказательства об эффективности этого же месторождения, то необходимо после получения доказательств об эффективности месторождения восстановить раннее списанные капитализированные затраты. При этом проводка по восстановлении прав на недропользование выглядит следующим образом: 1) Если расходы по списанию были признаны в прошлом отчетном периоде - Д-т 2730 «Лицензионное соглашение» К-т 5520 «Нераспределенная прибыль (непокрытый убыток) предыдущих лет» 120 млн.тенге; 2) Если расходы по списанию были признаны в текущем отчетном периоде - Д-т 2730 «Лицензионное соглашение» 7410 «Расходы по выбытию активов» 120 млн.тенге.
Право на запасы включает затраты, связанные с приобретением в установленном порядке доли права, находящейся в собственности другого недропользователя, как внутри Республики, так и за ее пределами. Но право на запасы не включает затраты, связанные с другими соглашениями или контрактами по покупке нефти и газа (в противоположность добыче). Такие затраты на пропорциональной основе распределяются на контракты.
Пример3: Компания-недропользователь понесла расходы на получение прав на запасы нефти по контракту А в размере 840 млн.тенге. Затраты также включают в себя общие затраты, касающиеся 3 контрактов в сумме 360 млн.тенге. При предварительной оценке запасов было установлено, что запасы по контракту А оцениваются в сумме 30 000 млн.тенге, по контракту Б - 45 000 млн.тенге, а по контракту С - 25 000 млн.тенге. Затраты будут распределяться следующим образом: контракт А - 588 млн.тенге ((840-360) + 30/(30+25+45)×360) контракт Б - 162 млн.тенге (45/(30+25+45) ×360) контракт С - 90 млн.тенге (25/(30+25+45) ×360) итого распределено по трем контрактам 588 + 162 + 90 = 840 млн.тенге. Все затраты будут учитываться отдельно по каждому контракту в составе нематериальных активов.
В целях определения порядка учета право на запасы классифицируются как: право на недоказанные запасы - право на ведение работ по разведке и добыче полезных ископаемых в пределах контрактной территории, на которой на момент приобретения этого права не установлено коммерческое обслуживание; право на доказанные запасы - право на ведение работ по добыче запасов в пределах контрактной территории с коммерческим обслуживанием, т.е. с вовлечением в разработку запасами категории А и В и запасами категории С1. Капитализированные затраты на приобретение права с доказанными запасами, если эти запасы можно квалифицировать как коммерческое обнаружение, должны амортизироваться по производственному методу. Начисление амортизации начинается с момента добычи нефти. При этом норма амортизации определяется как отношение стоимости приобретенного права к объему доказанных извлекаемых запасов, а сумма амортизационных отчислений - как произведение нормы амортизации на объем производства за отчетный период.
Пример 4: Затраты на приобретение права на доказанные запасы понесены в сумме 5 000 000 тенге. Доказанные извлекаемые запасы нефти составили 100 000 тонн. В отчетном году добыто 10 000 тонн. Применяя производственный метод списания стоимости, определяем норму амортизации в сумме 50 тенге на 1 тонну (5 000 000 тенге: 100 000 тенге). Сумма амортизационных отчислений в отчетном году составили 500 000 тенге (50 тенге х 10 000 тонн). В течение следующего года в результате бурения и изменения экономических факторов получена информация об увеличении доказанных запасов на 20 000 тонн. Добыча в течение следующего года составила 10 000 тонн. Определяем норму амортизации в сумме 41 тенге на 1 тонну [(5 000 000 - 500 000): 100 000 - 10 000 + 20 000)]. Сумма амортизационных отчислений составит 410 000 тенге (41 тенге × 10 000 тонн). Если в случаях передачи подрядчиком в соответствии с действующим законодательством части прав и обязанностей по контракту не имеется в наличии информации для оценки количества запасов, относящихся к части приобретенного права на запасы, можно использовать прямолинейный метод списания стоимости, исходя из стоимости этой части права и срока, на который оно приобретено. Расходы, связанные с содержанием контрактной территории, работы на которой не начаты, и с сохранением права на нее (налоги, судебные издержки и т.п.) признаются в период их возникновения. Право на недоказанные запасы периодически оценивается. Оценка необходима в связи с тем, что текущая стоимость этого права может быть ниже цены его приобретения. Результаты оценки указывают на снижение стоимости, если пробуренная на контрактной территории скважина оказалась непродуктивной и подрядчик не имеет твердых планов продолжить бурение. Вероятность частичного или полного снижения стоимости права на запасы повышается по мере приближения по мере приближения срока истечения лицензии, если бурение на контрактной территории ее началось. Такие затраты должны учитываться по наименьшей из первоначальной стоимости и чистой стоимости реализации, при этом при обесценении необходимо использовать МСФО 36 «Обесценение активов». Чистая стоимость реализации это справедливая стоимость актива за вычетом затрат на продажу. Другими словами - это та сумма, которую можно получить путем продажи актива или генерирующей единицы при совершении сделки между хорошо осведомленными, желающими совершить такую сделку и независимыми друг от друга сторонами, за вычетом затрат на выбытие.
Пример 5: Компания-недропользователь имеет права на недоказанные запасы, которые учитываются по счету 2730 «Права на запасы» на сумму 950 млн.тенге. К концу отчетного года предполагаемая стоимость запасов составила 800 млн. тенге, а предполагаемые затраты по реализации - 100 млн.тенге. Чистая стоимость реализации составила 700 млн.тенге (800 - 100). Недропользователь признает расходы (убытки) от обесценения на сумму 250 млн.тенге (950 - 700). Данное обесценение будет отражаться следующей проводкой: Д-т 7410 «Расходы по выбытию активов» К-т 2730 «Права на запасы» 250 млн.тенге.
Убыток от обесценения - это сумма, на которую балансовая стоимость актива или генерирующей единицы превышает его возмещаемую сумму. Возмещаемой суммой актива или генерирующей единицы является наибольшая из двух величин: его справедливая стоимость за вычетом затрат на продажу или ценность его использования. Генерирующая единица - это наименьшая идентифицируемая группа активов, обеспечивающая поступления денежных средств, которые в значительной степени независимы от притоков денежных средств от других активов или групп активов. Если невозможно оценить справедливую стоимость активов, оценивается генерирующая единица, к которой относится данный актив. Например, компания оценивает активы, в стоимость которых включается рассматриваемый нематериальный актив. Компания не может надежно оценить справедливую стоимость этого нематериального актива. Нематериальный актив входит в проект А, от которого ожидаются экономические выгоды. Справедливая стоимость рассматривается всего проекта А. Если оценка указывает на снижение стоимости, то признается расход.
Порядок признания обесценения актива Если (и только если) возмещаемая сумма меньше балансовой стоимости актива, то его балансовая стоимость уменьшается до возмещаемой суммы Убыток от обесценения немедленно признается в качестве расхода в отчете о прибыли и убытках отчетного периода (исключая переоценку активов, учитываемых альтернативным порядком по МСФО 16); Если убыток от обесценения больше, чем балансовая стоимость актива, компания списывает балансовую стоимость до нуля. Признание в этом случае обязательств (резервов) допускается только по прямому указанию других Стандартов (например, при переходе договора, с которым связан актив, в категорию обременных договоров по МСФО 37 «Резервы, условные обязательства и активы»). Будущие абсолютные суммы амортизации, начисляемые по данному активу, уменьшаются пропорционально обесценению При необходимости - создаются (корректируются) отложенные налоговые активы и обязательства по данному активу в МСФО 12 «Налог на прибыль».
Пример 6: У компании-недропользователя имеется актив (право на запасы) балансовой стоимостью 10 000 тыс. тенге, возмещаемая стоимость которого составляет 6 500 тыс. тенге. Ставка налога на прибыль - 20 %, налоговая база актива - 7 500 тыс. тенге. Убытки от обесценения не включаются в расчет налоговой базы по налогу на прибыль. В бухгалтерском учете признаются расходы по обесценению актива в сумме 3 500 (10 000 - 6 500) тыс.тенге. При этом бухгалтерская проводка будет иметь вид: Д-т 7420 - «Расходы от обесценения активов» К-т 2731 «Право на недропользование» 3 500 тыс.тенге. Влияние убытка от обесценения представлено в нижеследующей таблице.
(в тыс. тенге)
Расчетная величина будет отражаться следующей проводкой:
Д-т 2810 «Отложенный налоговый актив» К-т 7710 «Расходы по подоходному налогу» 200 тыс.тенге.
Разведка Разведка предполагает определение и исследование контрактной территории, которая может содержать запасы минеральных ресурсов. Затраты на разведку могут быть понесены, как до приобретения соответствующего права на запасы (например, покупка геологической информации), так и после его приобретения. К затратам на разведку относятся: 1) амортизация основных средств, используемых в процессе ведения разведочных работ, расходы на топографические, геологические и геофизические исследования, заработная плата геологам, геофизическим группам и другим лицам, проводящим исследования, затраты по транспортировке грузов и персонала к месту работ и обратно, постройка временных зданий и сооружений, оплата камеральных, тематических работ и др.; 2) затраты на бурение следующих скважин, бурящихся без намерения их использования в целях добычи нефти и выполняющих свое назначение, как правило, без проведения испытания: опорно-служащих - для изучения основных черт глубинного строения малоисследованных крупных регионов, определения общих закономерностей стратиграфического и территориального распределения отложений, благоприятных для нефтегазонакопления; параметрических - для изучения глубинного строения возможных зон нефтегазонакопления, региональной геологии и установления параметров для сейсморазведки и петрофизических зависимостей; поисковых-бурящихся - для выяснения на площадях, подготовленных к бурению, наличия или отсутствия залежей нефти и выявления новых залежей на разрабатываемых месторождениях. Расходы, перечисленные в подпунктах 1, 2 обычно в целом называются «геологические и геофизические расходы». Затраты, понесенные подрядчиком на геологические и геофизические работы относятся, как правило, на расходы. Однако порядок учета затрат на геологические и геофизические расходы зависит от вида приобретенного права. Если право приобретается только на осуществление разведки, то понесенные затраты до момента установления коммерческого обнаружения капитализируются. Капитализация затрат на геологоразведочные работы производится на само право как нематериальный актив либо на счет 2610 «Разведочные и оценочные активы». В мировой практике затраты на этапе разведки могут учитываться двумя методами: методом полных затрат и методом результативных затрат. Если следовать принципам признания расходов и доходов согласно требованиям МСФО, то предпочтение следует отдать методу результативных затрат. Недропользователь самостоятельно рассматривает вопросы капитализации в учетной политике. Все затраты на этом этапе делятся на 4 категории: 1) основные средства; 2) нематериальные активы; 3) долгосрочные капитализируемые разведочные активы; 4) расходы текущего периода; Если недропользователь выбирает метод полных затрат, расходы текущего периода на этом этапе не признаются. При этом существует риск того, что активы компании-недропользователя будут завышены. Поэтому, в соответствии с требованиями МСФО 36 «Обесценение активов» необходимо в конце каждого периода тестировать все активы на обесценение. Если по окончании срока действия лицензии в результате разведки не открыто коммерческое обнаружение, то все раннее капитализированные затраты признаются расходами периода. Если такое обнаружение установлено и подрядчик не имеет намерений вести работы по добыче нефти на этой контрактной территории, то капитализированные затраты в соответствии с действующим законодательством и условиями контракта могут подлежать предъявлению к возмещению.
Доступ к документам и консультации
от ведущих специалистов |