Резерв на ликвидацию ОС и восстановление месторождений
Журнал «Корпоративная финансовая отчетность. Международные стандарты», № 10 за 2008 год
Нефтегазовые компании сталкиваются со спецификой учета, свойственной только этой отрасли. Одной из специфических статей финансовой отчетности компаний нефтегазового сектора является резерв на ликвидацию основных средств и восстановление месторождений. Показатель этой статьи всегда значителен, а потому и вопрос расчета резерва представляется важным для нефтегазовых компаний. В то же время международные стандарты не дают подробных инструкций по расчету, что делает вопрос расчета резерва и его ежегодного пересмотра еще более актуальным.
Когда происходит истощение резервов или добыча нефти и газа становится экономически нецелесообразной, наступает финальная стадия разработки месторождения. Нефтегазовые предприятия сталкиваются с обязательством восстановить разрабатываемый лицензионный участок и разобрать свои добывающие активы. Такое обязательство обычно является следствием действий со стороны государства, что может выражаться в законе или постановлении соответствующего государственного органа или соглашения между компаниями, например, в договоре о совместной деятельности. В российской практике подобные аспекты, как правило, указываются в лицензии на разведку и разработку нефтегазовых месторождений.
Восстановление лицензионного участка необходимо не только в целях безопасности и охраны окружающей среды, оно также является обязательством по законодательству многих стран. Таким образом, заинтересованными сторонами выступают не только государство, агентства по охране окружающей среды, но и сами нефтегазовые компании.
Ликвидация основных средств и восстановление месторождений относятся в первую очередь к консервации и ликвидации скважин, нефте- и газопроводов, прочих основных средств, связанных с нефтегазовыми операциями, а также к восстановлению земель.
Учет резервов по Международным стандартам финансовой отчетности регулируется МСБУ-37 «Резервы, условные обязательства и условные факты». Стандарт определяет резервы как обязательства с неопределенными временем и суммой. В нефтегазовой отрасли для определения финальной стадии разработки месторождения обычно используют срок действия лицензии на разведку и разработку или рассчитывают срок исходя из оценки запасов нефти и газа и планируемого уровня добычи в год.
Резерв признается, когда:
– Компания имеет текущее обязательство (юридическое или обусловленное сложившейся практикой) в результате прошлых событий. Чаще всего такое обязательство закреплено в лицензионном соглашении. Однако стоит отметить, что некоторые лицензии на разведку и разработку месторождения составлены таким образом, что сложно определить, какие конкретно потребуются действия от компании по окончании использования лицензионного участка;
– Вероятно (т.е. скорее возможно, чем нет), что выбытие ресурсов, заключающих в себе экономические выгоды, потребуется для погашения обязательства. При разборке месторождения нефтегазовая компания не только столкнется с выбытием добывающих активов вследствие прекращения деятельности по добыче, но и будет нести затраты по восстановлению участков добычи;
– Может быть сделана надежная оценка суммы обязательства.
Как уже отмечалось ранее, лицензии на разведку и разработку месторождения могут не содержать четких требований к действиям компании по прекращению пользования нефтегазовым участком, и это может затруднить оценку резерва, однако в самом стандарте отмечено, что в большинстве случаев предприятия могут осуществить надежную оценку будущих затрат на разборку своих активов и восстановление месторождений. Таким образом, нефтегазовые компании либо прибегают к практике других компаний в их отрасли для анализа возможных будущих затрат, либо используют своих внутренних специалистов для проведения подобной оценки.
Рассмотрим небольшой пример по применению данных положений МСБУ-37. Компания эксплуатирует морское нефтяное месторождение, лицензионное соглашение по которому предусматривает демонтаж морской нефтяной платформы по окончании добычи нефти и восстановление морского дна. Семьдесят пять процентов окончательных затрат относится к демонтажу нефтяной платформы и восстановлению ущерба, нанесенного ее строительством, а оставшаяся часть приходится на ликвидацию последствий разрушения морского дна в результате действий по добыче нефти. На отчетную дату платформа была сооружена, но нефть еще не добывалась.
Текущее обязательство как результат прошлого обязывающего события — сооружения нефтяной платформы — создает правовое обязательство по условиям соглашения в отношении демонтажа платформы и восстановления морского дна и поэтому является обязывающим событием. Однако на отчетную дату не было обязательства устранить ущерб, который будет нанесен добычей нефти. Выбытие ресурсов при погашении обязательства вероятно.
Заключение. Признается резерв для наилучшей оценки семидесяти пяти процентов окончательных затрат, относящихся к демонтажу нефтяной платформы и восстановлению ущерба, нанесенного ее строительством. Эти затраты включаются в учетную стоимость нефтяной платформы. Двадцать пять процентов затрат, которые возникают в результате добычи нефти, будут признаваться как обязательство, когда начнется добыча нефти.
Признание резерва на разборку нефтегазовых активов имеет следующий эффект на финансовую отчетность компаний:
– в пассиве баланса признается резерв, который является долгосрочным обязательством;
– корреспондирующая сумма капитализируется в активе баланса и показывается в составе нефтегазовых активов;
– резерв измеряется по дисконтированной стоимости исходя из ожидаемого срока погашения обязательства;
– признанный актив амортизируется в составе нефтегазовых основных средств. Амортизация нефтегазовых основных средств, связанных с планируемой в будущем ликвидацией основных средств и восстановлением месторождений, рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов (как правило, доказанных разрабатываемых);
– увеличение суммы резерва в связи с временным фактором учитывается в качестве процентного расхода в отчете о прибылях и убытках.
– сумма резерва на ликвидацию основных средств и восстановление месторождений периодически оценивается с учетом действующего законодательства и нормативных актов, и при необходимости существующая оценка корректируется. Изменения в оценке расходов отражаются в виде корректировки суммы резерва и соответствующих основных средств.
Использование оценок является существенной частью составления финансовой отчетности и влияет на ее надежность. Это особенно верно в случае резерва на разборку нефтегазовых активов, который по своему характеру более неопределен, чем большинство других статей бухгалтерского баланса, как, например, резерв под обесценение дебиторской задолженности.
Сумма, признанная в качестве резерва, должна представлять собой наилучшую оценку будущих затрат, связанных с прекращением разработки месторождения. Оценку результатов и финансового эффекта компании определяют с помощью суждений руководства компании, дополненных опытом аналогичных компаний и в некоторых случаях — независимых экспертов.
Особенно важно при использовании опыта других нефтегазовых компаний убедиться в сходстве нефтегазовых месторождений, поскольку затраты на разборку будут варьироваться в зависимости от типа строения месторождения, используемых технологий добычи и прочих факторов, влияющих на производственный процесс.
Резерв оценивается без учета налогового эффекта, поскольку налоговые последствия резерва и изменения в нем рассматриваются в МСБУ-12 «Налоги на прибыль». Будущие прибыли от возможной продажи нефтегазовых активов в момент разборки месторождения также не принимаются в расчет.
При оценке резерва нефтегазовые компании должны принимать в расчет будущие события, такие как технологические изменения добычи нефти и газа, если имеется достаточное объективное свидетельство того, что они произойдут. Это означает, что в расчет может быть принято будущее уменьшение затрат, возникающее в связи с возрастанием опыта использования технологии или применением существующих технологий к большим проектам по добыче. Тем не менее совершенно новые технологии не могут быть приняты в расчет. Как правило, на практике оценить подобный эффект от использования технологий представляется достаточно сложным моментом. Часто нефтегазовые компании не принимают этот фактор в расчет из-за отсутствия достоверной оценки его влияния на будущие затраты по разборке месторождения.
Фактические суммы расходов и оттока денежных средств могут отличаться от оценочных вследствие изменений законов и нормативных актов, общественных ожиданий, ценовых показателей, получения дополнительной информации о состоянии месторождений и ее анализа и изменений технологии восстановления окружающей среды. Кроме того, на величину резерва влияет период, на который дисконтируется величина затрат, т. е. оценка срока службы месторождения.
Пример
Компания оценила затраты по восстановлению месторождения и разборке нефтегазовых активов следующим образом: в случае полной разборки и восстановления — 75 млн долл. США, в случае частичного — 25 млн долл. США. Технические отделы и руководство компании оценили вероятность того, что органы власти в регионе добычи согласятся на частичное восстановление лицензионного участка на 33,3%. Таким образом, будущие затраты составят 66,7% × 75 млн + 33,3% × 25 млн = 58 млн долл. США.
МСБУ-37 требует дисконтировать сумму резерва в случае, когда влияние временной стоимости денег существенно. Срок лицензирования деятельности по разведке и добыче нефти и газа составляет от 5 до 20 лет. Поэтому резерв на ликвидацию нефтегазовых активов и восстановление месторождений всегда будет дисконтироваться.
Также требуется принимать во внимание факторы риска и неопределенности при оценке резерва. Рекомендуется достигать этого путем дисконтирования будущих затрат с использованием ставки до учета налоговых эффектов, которая отражает текущие рыночные оценки временной стоимости денег и риски, характерные для обязательства. Ставка дисконта не должна отражать при этом риски, на которые были скорректированы будущие потоки денежных средств. В российском нефтегазовом секторе на практике чаще всего используется безрисковая доналоговая ставка дисконтирования.
Итак, оценка будущих затрат нашей компании составила 58 млн долл. США, после чего было решено увеличить их до 65 млн, чтобы учесть непредвиденные факторы увеличения затрат в будущем (рост цен и пр.). За ставку дисконтирования была принята безрисковая ставка до учета налогового эффекта 5%, и дисконтирующий фактор, рассчитанный на основе этой ставки и периода дисконтирования 5 лет, составил 0,784. Требуемый резерв на 31 декабря 2007 г. рассчитывается как 65 млн х 0,784 = 50,93 млн долл. США. В финансовой отчетности нефтегазовой компании на 31 декабря 2007 г. будет отражен резерв на ликвидацию основных средств и восстановление месторождений в составе долгосрочных обязательств на сумму 50,93 млн долл. США и одновременно увеличена на эту сумму статья «Основные средства».
Однако созданный резерв не остается неизменным и меняется под влиянием изменений оценок будущих затрат на ликвидацию нефтегазовых активов и восстановление месторождения и периода дисконтирования. Рассчитаем резерв на 31 декабря 2008 г. и эффект его изменения на финансовую отчетность.
Дисконтированная величина резерва на 31 декабря 2008 г. составит 65 млн * 0,815 (фактор дисконтирования при ставке 5% и периоде 4 года) = 53,48 млн долл. США. Изменение резерва за 2008 г. составит 53,48 — 50,93 = 2,55 млн долл. США. На сумму изменения величины резерва компания сделает проводку:
Дт «Процентные расходы» — 2,55
Кт «Резерв на ликвидацию основных средств и восстановление месторождений» — (2,55)
Предположим, что добыча нефти на месторождении компании составит 50 млн баррелей. Тогда эффект от создания резерва на баланс и финансовый результат компании по годам будет выглядеть следующим образом:
При этом на каждую отчетную дату компания должна пересматривать допущения и риски, принятые при предыдущих оценках нефтегазового резерва. Резервы должны корректироваться для отражения текущей наилучшей оценки. На пересмотр оценки резерва повлияют:
– метод ликвидации месторождения (технологии, регулирующее законодательство);
– стоимость применения выбранного метода ликвидации;
– период дисконтирования (на который, в свою очередь, повлияют оценки резервов нефти и газа, объем добычи, экономические факторы);
– изменение цен;
– ставка дисконтирования.
Изменения в сумме нефтегазового резерва должны быть разделены на изменения, связанные с влиянием фактора дисконтирования, что отражается в отчете как процентный расход текущего периода, и изменения в оценке затрат на ликвидацию активов и восстановление месторождения. Последние изменения будут отражены как корректировка нефтегазовых активов и суммы резерва, т.е. проводка будет аналогична той, которая была сделана при первоначальном признании резерва.
Информацию по движению резерва на восстановление месторождений и ликвидацию нефтегазовых основных средств необходимо раскрыть в примечаниях к финансовой отчетности компании. Изменения в связи с временным фактором и в связи с изменением оценки резерва должны быть отдельно раскрыты в примечаниях. Предположим, что в нашем примере изменение в оценке резерва составило 1,2 млн долл. США.
Итак, мы рассмотрели вопрос создания резерва на восстановление месторождений и ликвидацию основных средств компаний нефтегазового сектора. Данный резерв создается в полной сумме в момент возникновения у компании обязательства на разборку основных средств и восстановление лицензионного участка. Сумма резерва всегда будет дисконтироваться для представления в финансовой отчетности. В активе баланса капитализируются будущие затраты, равные сумме дисконтированной величины резерва. Созданный актив амортизируется, а изменение дисконтированного обязательства по созданию резерва отражается как процентный расход текущего периода в отчете о прибылях и убытках.
