Финансовая отчетность электроэнергетических компаний Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

РЕФОРМИРОВАНИЕ ОТЧЕТНОСТИ

финансовая отчетность электроэнергетических компаний*

Переход на международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) способствует повышению прозрачности и сопоставимости финансовой отчетности компаний во всем мире. В настоящее время во многих странах к компаниям предъявляются требования по составлению финансовой отчетности в соответствии с МСФО. Национальные стандарты, применимые в других странах, сближаются с МСФО. Мировая тенденция, связанная с переходом на МСФО, получила существенный дальнейший стимул после того, как Комиссия по ценным бумагам и биржам США (КЦББ) начала проводить в жизнь решение об отмене требования к иностранным компаниям, акции которых зарегистрированы на биржах в США, приводить финансовую отчетность в соответствие с ОПБУ США.

Энергетический сектор играет ключевую роль в мировой экономике, и в настоящий момент все больше компаний выходят на внешний рынок, а некоторые начинают осуществлять свою операционную деятельность на мировом уровне. Внедрение МСФО предлагает многим энергетическим компаниям существенные долгосрочные преимущества, но вместе с тем ставит и серьезные задачи. Энергетический сектор характеризуется необходимостью значительных инвестиций предварительного периода, что часто сопровождается неопределенностью в отношении возможных результатов в долгосрочной перспективе. Трудности, возникающие в области геополитики, охраны окружающей среды, поставок энергии и природных ресурсов, а также торговли, в совокупности со сложными взаимоотношениями компаний с заинтересованными сторонами и другими предприятиями, означают, что переход на МСФО требует определенных комплексных суждений в отношении внедрения новых стандартов.

В данной статье описываются последствия применения МСФО при подготовке финансовой отчетности в некоторых областях, которые были отобраны как наиболее существенные для энергетических компаний. В этой работе подробно рассматриваются вопросы, связанные со способами реагирования компаний на различные трудности, примеры положений учетной политики и прочей информации из опубликованной финансовой отчетности, а также ключевые изменения в развитии МСФО в секторе.

В данной работе описываются не все стандарты МСФО, применимые к энергетическим компаниям. Постоянно изменяющаяся ситуация в секторе свидетельствует о том, что руководство компаний должно проводить дальнейшие исследования и обращаться за профессиональными консультациями до возникновения каких-либо более сложных задач. Аудиторско-консалтинговая сеть фирм «PricewaterhouseCoopers» имеет глубокое понимание вопроса и стремится оказать помощь компаниям сектора для эффективной подготовки финансовой отчетности. Вы всегда можете узнать более подробную информацию и задать любые вопросы, обратившись в ближайший офис компании или к одному из наших партнеров, специализирующихся на оказании услуг компаниям энергетического сектора.

Манфред Виганд, руководитель глобальной практики по предоставлению услуг предприятиям ТЭК.

Введение

В данной статье рассматривается бухгалтерская практика, принятая в энергетическом секторе в соответствии с МСФО.

Необходимость написания данной статьи возникла в результате:

- перехода энергетических компаний в ряде юрисдикций на МСФО с пониманием того, что применение этих стандартов в данном секторе будет вызывать постоянные трудности;

* Издательский дом «ФИНАНСЫ и КРЕДИТ» выражает благодарность аудиторско-консалтинговой сети фирм «PricewaterhouseCoopers» за предоставленный материал.

- действия постоянных проектов, связанных с переходом на МСФО, в некоторых

других юрисдикциях, для которых компании могут заимствовать существующие в секторе интерпретации.

Данная статья предназначена для:

- руководителей и финансовых директоров компаний энергетического сектора, которые часто сталкиваются с альтернативными практиками бухгалтерского учета;

- инвесторов и прочих пользователей финансовой отчетности энергетических компаний для того, чтобы помочь им разобраться в практике бухгалтерского учета, принятой для отражения уникальных для сектора особенностей;

- учетных органов, организаций, разрабатывающих стандарты, и правительственных органов во всем мире, заинтересованных в международной практике бухгалтерского учета и отчетности и определяющих требования к составлению финансовой отчетности.

В данной статье рассматриваются вопросы, которые, по мнению экспертов сети фирм «PricewaterhouseCoopers», представляют интерес с точки зрения подготовки финансовой отчетности, а именно соответствие финансовой отчетности деятельности энергетических компаний, а также исторические различия в международной практике.

В энергетическом секторе осуществился не только переход на МСФО, но и произошло существенное увеличение количества сделок приобретения компаний, усиление глобализации, продолжающееся увеличение использования сложных финансовых инструментов и осуществление операций, а также повышение внимания к обязательствам по охране окружающей среды и проведению восстановительных работ.

Данная статья основана на опыте, приобретенном благодаря лидирующей позиции компании PwC во всем мире в области предоставления аудиторских услуг компаниям энергетического сектора. Это позволяет сети фирм «PricewaterhouseCoopers», предоставляя услуги предприятиям топливно-энергетического комплекса (ТЭК), составлять рекомендации и возглавлять обсуждения в области международных стандартов и практики.

1. Цепочка создания стоимости в энергетических компаниях и существенные вопросы бухгалтерского учета

Все компании энергетического сектора, занимающиеся газо-, электро- или водоснабжением, сталкиваются с вопросами, связанными с получением товара от поставщика, его доставкой клиенту и поддержанием соответствующей инфраструктуры в рабочем состоянии. Электроэнергетические компании испытывают дополнительные трудности по осуществлению контроля за продукцией, которая не может храниться на складах как другие виды продукции.

Традиционная интегрированная электроэнергетическая компания осуществляет выработку электроэнергии, передает ее по всей стране или региону через линии электропередачи высокого напряжения и в конечном итоге доставляет ее клиентам через сеть розничной реализации. Энергетический сектор продолжает развиваться, и в настоящее время появляется множество операционных и регулятивных моделей. Производители электроэнергии продолжают диверсифицировать поставки, при этом ископаемое топливо по-прежнему является доминирующим, однако повышенное внимание уделяется биологическому топливу, совместному производству тепловой и электрической энергии и возобновляемым источникам энергии — энергии ветра и морских волн. Правительства некоторых западных стран рассматривают идею строительства новых атомных электростанций, что еще несколько лет назад могло показаться невероятным.

Нормативно-правовая среда различается в каждой стране или даже в пределах одной страны, может быть сложной и вызывать ряд трудностей. Деятельность компании, которая ранее являлась интегрированной, может быть подразделена регулирующими органами на производство, передачу, распределение и розничную продажу. Таким образом, появится возможность образования конкурентного рынка в сегментах производства и розничных продаж. Генерирующие компании будут стремиться конкурировать в ценах и обеспечить долгосрочные поставки топлива, что позволит скомпенсировать изменчивость цен на розничном рынке энергии. В сегменте распределения энергии назначенный оператор может быть вы-

нужден предоставить другим поставщикам доступ к своей сети. Клиенты энергетических компаний начинают вести себя как любые другие розничные клиенты: они делают выбор в пользу той или иной компании, проявляют приверженность определенной продукции, осуществляют покупки по лучшим ценам и стремятся найти наиболее привлекательные предложения по оказанию услуг, которые могут включать газо-, водо- и электроснабжение, телефонные услуги, подключение к сети Интернет.

Нормативно-правовая среда с постоянным участием государства в ценообразовании, обеспечении бесперебойности поставок, принятии мер для сокращения количества выбросов углекислого газа и других загрязняющих веществ, а также повышение конкуренции оказывают влияние на методы ведения бизнеса и приводят к возникновению сложных вопросов в области бухгалтерского учета. В данной статье рассматриваются наиболее значимые для энергетического сектора вопросы бухгалтерского учета, которые решаются в рамках всей цепочки создания стоимости энергетических компаний: производство, передача и распределение, розничная торговля и прочие виды деятельности, которые оказывают влияние на компанию в целом.

1.1. Выработка энергии

1.1.1. Основные средства и их составные части

В МСФО (IAS) 16 «Основные средства» содержится особое требование к амортизации составных частей основных средств. Каждая существенная составная часть объекта основных средств должна амортизироваться отдельно. Существенные составные части актива с одинаковым сроком полезного использования и структурой потребления могут быть объединены в одну группу. Данное требование может вызвать определенные сложности для компаний энергетического сектора, поскольку составные части многих активов имеют меньший срок полезного использования, чем актив в целом.

Идентификация составных частей актива Генерирующие активы часто представляют собой крупные и сложные сооружения. Их строительство требует больших затрат, и такие активы обычно содержатся в сложных производственных

условиях и периодически требуют замещения или ремонта. Генерирующие активы могут состоять из большого числа компонентов, сроки полезного использования многих из которых могут различаться. Существенные составные части таких видов активов должны идентифицироваться отдельно. Этот процесс может вызывать трудности, в особенности при переходе на МСФО, если в национальных стандартах бухгалтерского учета не установлены требования к ведению подробных отчетов. Такая ситуация может возникнуть в особенности в отношении старых электростанций. Однако некоторые регулирующие органы могут требовать составления подробных отчетов о состоянии активов, которые могут быть использованы для целей идентификации составных частей по МСФО.

Компания может обращаться к своим операционным данным, если необходимая информация о компонентах не выявлена в бухгалтерских отчетах. Некоторые составные части могут быть идентифицированы путем рассмотрения стандартных графиков остановок производства в целях проведения технического обслуживания или капитального ремонта электростанций, а также соответствующей установленной работы по их замещению и техническому обслуживанию. Также должно уделяться внимание компонентам, которые предрасположены к технологическому устареванию, коррозии или износу в большей степени, чем компоненты других частей более крупных активов.

Амортизация составных частей

Стоимость идентифицированных составных частей с меньшим сроком полезного использования должна быть амортизирована до их возмещаемой стоимости в течение всего этого срока. Оставшаяся балансовая стоимость составной части подлежит списанию после замещения, и стоимость новой составной части капитализируется.

Затраты на проведение капитального ремонта капитализируются как составная часть завода с учетом того, что в результате становятся доступными будущие экономические выгоды, однако затраты на проведение капитального ремонта, которые не относятся к замещению составных частей или установке новых активов, должны отражаться в качестве расходов по мере возникновения. Затраты на капитальный ремонт не должны начисляться в течение периода между

работами по капитальному ремонту, поскольку отсутствует юридическое или вытекающее из практики обязательство по выполнению таких работ: компания может принять решение о прекращении деятельности завода, избежав таким образом расходов на проведение капитального ремонта.

1.1.2. Затраты по займам

Стоимость объекта основных средств может включать в себя затраты по займам, понесенные для целей его приобретения или строительства. Такие затраты по займам могут быть капитализированы, если подготовка актива к предполагаемому использованию требует значительных затрат времени. В соответствии с МСФО (IAS) 23 «Затраты по займам» (ред. 1993 г.) капитализация затрат по займам не является обязательной, но должна применяться последовательно ко всем квалифицируемым активам. Однако поправки к МСФО (IAS) 23, опубликованные в 2007 г. и вступающие в силу с 1 января 2009 г., содержат требования по капитализации всех применимых затрат по займам.

Затраты по займам должны капитализироваться в процессе приобретения или строительства. Данные затраты включают затраты, связанные со специальными средствами, привлеченными в целях финансирования строительства актива, а также затраты по общим займам, которые можно было бы избежать, если бы не были понесены расходы на квалифицируемый актив. Затраты по общим займам, связанным со строительством актива, должны рассчитываться исходя из средневзвешенной стоимости общих займов компании.

1.1.3. Обязательства по выводу

актива из эксплуатации

Деятельность в энергетическом секторе может оказывать существенное влияние на окружающую среду. В соответствии с законодательством, условиями лицензий на эксплуатацию или внутренней политикой и прошлой практикой компании может предъявляться требование по выводу активов из эксплуатации или проведению работы по восстановлению окружающей среды в конце срока полезного использования завода или другого сооружения. Даже при отсутствии законодательно установленных требований компания, которая дает обещание устранить нанесенный ущерб, может взять на себя добровольное

обязательство и, таким образом, обязательство в соответствии с МСФО. Также могут существовать обязательства по проведению очистных работ в результате загрязнения местности, которое произошло в течение срока операционной деятельности завода или другого сооружения. Работы по ликвидации ущерба/восстановлению окружающей среды могут потребовать существенных затрат. Следовательно, отражение затрат, связанных с выводом активов из эксплуатации, в учете является необходимым.

Резервы по выводу активов из эксплуатации

Резерв признается в том случае, когда существует обязательство по ликвидации ущерба / восстановлению окружающей среды. При определении наличия и степени такого обязательства необходимо принимать во внимание положения местного законодательства. Обязательства по выводу актива из эксплуатации или его ликвидации возникают на дату начала его эксплуатации. Компании признают резервы по выводу активов из эксплуатации по дисконтированной стоимости ожидаемых будущих потоков денежных средств, которые будут необходимы для осуществления вывода активов из эксплуатации. Сумма резерва отражается в составе стоимости актива на дату начала его эксплуатации и амортизируется в течение всего срока полезного использования актива. Общая стоимость объекта основных средств, включая затраты по выводу активов из эксплуатации, амортизируется по методу, который наилучшим образом отражает использование экономических выгод от актива: как правило, на основе временного фактора для электростанций.

Резервы по выводу активов из эксплуатации и восстановлению окружающей среды признаются даже в том случае, если осуществление вывода актива из эксплуатации не ожидается в течение продолжительного периода (от 80 до 100 лет). Влияние временных факторов на ожидаемый вывод активов из эксплуатации будет учитываться при дисконтировании резерва. Ставка дисконтирования применяется до налогообложения и отражает текущие рыночные оценки временной стоимости денег. Компаниям также необходимо отражать конкретные риски, связанные с обязательством по выводу активов из эксплуатации. С различными обязательствами по выводу активов из эксплуатации естественным образом будут связаны различные присущие им риски,

в частности, некоторые неопределенности в отношении методов, стоимости и графика вывода активов из эксплуатации. Риски, характерные для данного обязательства, могут учитываться либо в прогнозируемых потоках денежных средств до налогообложения, либо в применяемой ставке дисконтирования.

Подобный метод учета также применим к тепловыделяющим элементам в ядерных реакторах. Данные элементы классифицируются как товарно-материальные запасы, и обязательство по их повторной переработке возникает при их помещении в реактор. Обязательство признается в качестве такового при повторной переработке, когда элементы помещаются в реактор, и затраты при повторной переработке включаются в стоимость тепловыделяющих элементов.

Пересмотр резервов по выводу активов

из эксплуатации

Резервы по выводу активов из эксплуатации пересматриваются на каждую отчетную дату для внесения изменений в расчеты стоимости или сроки будущих потоков денежных средств, а также изменений ставки дисконтирования. Изменения в резервах, которые относятся к ликвидации актива, включаются в балансовую стоимость соответствующего актива за текущий период или исключаются из нее. Однако существует ограничение на внесение корректировок в балансовую стоимость актива. Эта стоимость не может опускаться ниже нуля и не может превышать возмещаемую стоимость актива:

- если уменьшение резерва превышает балансовую стоимость актива, данная разница отражается по мере выявления на счете прибылей и убытков;

- корректировки, которые приводят к увеличению стоимости актива, оцениваются для того, чтобы определить, является ли новая балансовая стоимость полностью возмещаемой. Тестирование на обесценение необходимо, если существует признак того, что стоимость актива не является полностью возмещаемой.

Увеличение дисконта в отношении резерва по выводу активов из эксплуатации отражается в составе затрат на финансирование в отчете о прибылях и убытках.

1.1.4. Обесценение активов

Энергетический сектор характеризуется необходимостью существенных капиталовло-

жений, зависимостью от цен на товары и жестким правовым регулированием. Необходимость осуществления инвестиций в основные средства приводит к тому, что данная отрасль подвержена неблагоприятным экономическим условиям, и, следовательно, обесценению активов. Энергетические активы должны проходить проверку на обесценение по мере возникновения соответствующих признаков. В отношении обесценения применяются стандартные правила оценки.

Признаки обесценения

Внешние факторы, вызывающие обесценение в энергетическом секторе, включают снижение розничных цен, повышение стоимости топлива, избыток производственных мощностей, ужесточение режима регулирования или его неблагоприятное воздействие, а также налоговые изменения.

Факторы обесценения также могут быть внутренними по своей природе. Доказательство повреждения или устаревания актива или единицы, генерирующей денежные средства (ЕГДС), является признаком обесценения. Например, с точки зрения бухгалтерского учета электростанция, разрушенная в результате пожара, представляет собой обесцененный актив. Прочие признаки обесценения включают решение о продаже или реструктуризации ЕГДС или доказательство того, что производительность ниже ожидаемой. Производительность актива или группы активов на уровне ниже прогнозируемого руководством в операционных и финансовых планах также является признаком обесценения.

Руководство компаний должно уделять особое внимание признакам обесценения ЕГДС. Например, информация о пожаре на конкретной электростанции является признаком обесценения данной станции как отдельной ЕГДС. Однако руководство, как правило, стремится к выявлению признаков обесценения на уровне региона, страны или в соответствии с другими принципами объединения активов в группы, отражающими методы управления бизнесом. После выявления признака обесценения на конкретной ЕГДС должно проводиться тестирование на обесценение, даже если данный признак был установлен на региональном уровне.

Единицы, генерирующие денежные средства

Единица, генерирующая денежные средства, представляет собой наименьшую группу активов,

которая генерирует притоки денежных средств и в большой степени является независимой от прочих активов или групп активов.

Генерирующие активы образуют ЕГДС, если они расположены в одной местности или представляют собой одну генерирующую единицу на объекте с несколькими турбинами. Определение количества ЕГДС зависит от степени использования общей инфраструктуры в рамках одной единицы и их способности генерировать, главным образом отдельные притоки денежных средств. Выделение ЕГДС не зависит от решения руководства о применении активов компании. Например, предприятие может иметь три электростанции в крупном городском районе, каждая из которых управляется самостоятельно. Руководство компании принимает решение осуществлять производство исходя из прогнозируемых цен, спроса и эффективности и использует эти три станции для удовлетворения спроса более или менее эффективным способом. При этом данные станции по-прежнему являются отдельными ЕГДС.

Расчет возмещаемой стоимости

Обесценение признается, если балансовая стоимость ЕГДС превышает ее возмещаемую стоимость. Возмещаемая стоимость определяется как наибольшая из двух величин: справедливая стоимость за вычетом затрат на реализацию и ценность использования.

Справедливая стоимость

за вычетом затрат на реализацию

Справедливая стоимость за вычетом затрат на реализацию представляет собой сумму, которую участник рынка готов уплатить за актив или ЕГДС, за вычетом затрат на продажу. Использование дисконтированных потоков денежных средств для целей определения справедливой стоимости за вычетом затрат на реализацию разрешено при отсутствии рыночной цены актива либо при отсутствии рыночных операций для определения справедливой стоимости путем сравнения актива, проверяемого на обесценение, и последней сделки на рынке. Однако при применении дисконтированных денежных потоков информация должна быть основана на внешних рыночных данных.

Таким образом, прогнозируемые потоки денежных средств для целей определения справедливой стоимости за вычетом затрат на реализацию включают допущения, которые будут

использоваться потенциальным покупателем при определении цены актива. Следовательно, во внимание могут приниматься ожидания сектора в отношении разработки актива, что может быть запрещено при применении ценности использования. Однако допущения и окончательная стоимость должны основываться на последних рыночных данных и операциях.

Потоки денежных средств после налогообложения используются при расчете справедливой стоимости за вычетом затрат на реализацию с применением модели дисконтированных потоков денежных средств. Ставка дисконтирования, используемая при расчете справедливой стоимости за вычетом затрат на реализацию, будет представлять собой рыночную ставку после налогообложения, основанную на обычной стоимости капитала участника отрасли.

Ценность использования

Ценность использования представляет собой дисконтированную стоимость будущих потоков денежных средств, которые ожидается извлечь из актива или ЕГДС в их текущем состоянии. При расчете ценности использования должны соблюдаться требования, установленные в МСФО (IAS) 36 «Обесценение активов». Потоки денежных средств основаны на стоимости актива, имеющегося на данный момент у компании, и должны исключать любые планы по модернизации актива либо будущие результаты его деятельности и включать затраты, необходимые для поддержания текущего уровня производительности актива. Потоки денежных средств при расчете ценности использования активов, которые находятся на стадии строительства и еще не завершены, должны включать потоки денежных средств, необходимые для завершения строительства, а также связанные с ними дополнительные притоки денежных средств либо их сокращенные оттоки.

Любые потоки денежных средств в иностранной валюте прогнозируются в валюте, в которой они будут получены, и дисконтируются по ставке, соответствующей данной валюте. Полученная стоимость пересчитывается в функциональную валюту компании с использованием спот-курса на дату тестирования на обесценение.

Ставка дисконтирования для расчета ценности использования всегда применяется к величине потоков денежных средств до налогообложения. Как правило, это наиболее сложный элемент тес-

тирования на обесценение, поскольку отсутствует возможность получения рыночных данных о ставках до налогообложения. Пересчет ставки после налогообложения не позволит получить верный ответ до тех пор, пока не будет приниматься во внимание отложенный налог на прибыль. Вычисление верной ставки до налогообложения представляет собой сложную математическую задачу.

Договорные потоки денежных средств

при расчете ценности использования

Потоки денежных средств, применимые для расчета ценности использования, должны отражать наиболее точную оценку руководства будущих потоков денежных средств, получение которых ожидается из рассматриваемых активов. Приобретение и продажа товаров принимаются во внимание при расчете ценности использования по спотовой цене на дату тестирования на обесценение, либо при необходимости — по ценам, полученным в результате изменений форвардной цены на дату тестирования на обесценение.

Некоторые товары — как топливо, так и получаемое электричество — реализуются в рамках договоров купли-продажи. Руководство компаний должно использовать договорную цену при расчете ценности использования в отношении любых товаров за исключением случаев, когда договор уже отражен в бухгалтерском балансе по справедливой стоимости. Например, договор купли-продажи товаров, расчеты по которому могут быть полностью произведены денежными средствами и который не подпадает под действие исключения, распространяющегося на договоры на потребление для собственных нужд предприятия, отражается в бухгалтерском балансе отдельно по справедливой стоимости в качестве производного финансового инструмента. Включение договорных цен по такому договору приведет к тому, что влияние данного договора будет учтено дважды. Обесценение финансовых инструментов, которые подпадают под действие МСФО (IAS) 39 «Финансовые инструменты: признание и оценка», рассматривается именно в этом стандарте, а не в МСФО (IAS) 36.

Влияние инструментов хеджирования на потоки денежных средств, например, «кэпов» и «колларов» на приобретение и продажу товаров, также исключается из потоков денежных средств при расчете ценности использования. Данные договоры также отражаются в учете в соответствии с МСФО (IAS) 39.

1.1.5. Договоры, содержащие признаки аренды

Международные стандарты требуют, чтобы договорные отношения, предусматривающие передачу права на использование актива за определенную оплату либо серию платежей, учитывались как арендные отношения, даже если эти договорные отношения юридически не оформлены как аренда. Примерами таких договорных отношений могут служить ряд электростанций, построенных исключительно в целях подачи электроэнергии на железнодорожную сеть; генератор, расположенный на алюминиевом комбинате или генератор, построенный на основе договора типа «строительство — владение — эксплуатация — передача» с национальной энергетической компанией. Договоры на давальческой основе также могут предусматривать передачу актива стороне, поставляющей топливо.

Интерпретация IFRIC 4, в соответствии с которой определяется, содержит ли договор элементы аренды, включает правила для определения наличия элементов аренды в договоре. После того как определено, что договор содержит элементы аренды, он должен быть классифицирован как договор финансовой или операционной аренды. При этом применяются принципы стандарта МСФО (IAS) 17: арендные отношения, обусловливающие передачу большей части рисков и выгод, связанных с эксплуатацией, представляют собой финансовую аренду. Аренда, отличная от финансовой, является операционной арендой.

Эта классификация имеет большое значение. Арендодатель в отношениях финансовой аренды должен будет прекращать признание генерирующих активов и вместо этого признавать дебиторскую задолженность по финансовой аренде. Арендатор в отношениях финансовой аренды должен признавать основные средства и соответствующее обязательство по аренде, а не договор с исполнением в будущем, как это было раньше.

Если аренда классифицирована как операционная, арендодатель признает основные средства на балансе, а арендатор — договор с исполнением в будущем.

Классификация аренды в качестве операционной может быть возможна в том случае, если у энергетической компании есть другие клиенты, а большая часть ее производительности продана третьим сторонам.

Договоры на закупку электроэнергии

Договоры на закупку электроэнергии, согласно которым покупатель контролирует распределение электроэнергии, получает всю вырабатываемую энергию и гарантирует определенный доход оператору или предоставляет фактическую гарантию принятого обязательства по финансированию объекта, нетрудно классифицировать как финансовую аренду. Сложности возникают в тех случаях, когда рассматриваются договоры на закупку практически всего объема электроэнергии, выработанного ветровой электростанцией или гидроэлектростанцией, так как объем выработанной электроэнергии определяется неконтролируемым фактором, в данном случае ветром или объемом осадков (дождя или снега).

Например, типичный договор для ветровой электростанции заключается на 100 % объема выработанной электроэнергии на срок, практически равный сроку эксплуатации актива.

Он включает гарантию уровня получения энергии в то время, когда дует ветер, позволяет покупателю согласовывать сроки отключения для проведения технического обслуживания, а также предусматривает цену, зафиксированную на уровне единицы вырабатываемой энергии, повременную оплату.

Требования или стимулирующие меры государства, направленные на выработку электроэнергии из возобновляемых источников, способствовали возникновению множества ветровых электростанций или других экологичных источников электроэнергии. Разработчик и владелец ветровой электростанции обычно заключают договор о продаже 100 % выработанной энергии одному покупателю, что позволяет разработчику окупить затраты на эксплуатацию, затраты, обслуживание долга и «надбавку за разработку». Для оказания содействия ветровым электростанциям и оценки их экономической жизнеспособности на ранних стадиях разработки проекта используют данные изучения ветров.

Соглашение на закупку 100 % электроэнергии ветровой электростанции с гарантированным минимумом выработки может отвечать условиям классификации в качестве финансовой аренды. Разработчик может составить договор таким образом, что ему будет обеспечена полная окупаемость от одного договора, даже если выработка электроэнергии зависит от ветра.

Совмещение активов

Энергетические компании могут строить мощности по выработке электроэнергии на территории клиента на объектах, принадлежащих клиенту или контролируемых им. Такие ситуации могут иметь место в тех случаях, когда клиент является интенсивным потребителем электроэнергии или пара. Такие договорные отношения могут также присутствовать в том случае, когда у клиента в процессе производства вырабатываются побочные продукты, которые могут сжигаться для выработки электричества.

Эти договорные отношения также могут носить характер финансовой аренды в соответствии с МСФО (IAS) 17 «Аренда», если клиент получает большую часть рисков и выгод, связанных с владением активом. Некоторые признаки, присущие финансовой аренде, имеют место, когда заказчик получает большую часть выработанной электроэнергии и выполняет платежи за актив, который будет находиться «в состоянии готовности», в дополнение к платежам за полученную выработанную электроэнергию. Распространенным признаком финансовой аренды является ситуация, в которой заказчик предоставляет фактическую гарантию принятого обязательства по финансированию объекта. Гарантия может иметь форму договора на условиях полной оплаты или отказа от поставок или безоговорочной гарантии наличия задолженности.

1.1.6. Система торговли квотами на выбросы и сертифицированные сокращения выбросов

В соответствии с ратифицированным ЕС Ки-отским протоколом в период с 2008 по 2012 г. необходимо снизить общий объем выбросов парникового газа в странах — членах ЕС до 92 % от уровня 1990 г. С 1 января 2005 г. была введена система ЕС торговли квотами, которая представляет собой ответные меры стран ЕС на поставленную задачу. В соответствии с этой системой страны — члены ЕС устанавливают лимиты на выбросы двуокиси углерода энергоемкими компаниями. Эта система работает на основе установления ограничений на выбросы и возможности торговать излишками квот на выбросы. При этом каждая страна — член ЕС должна установить верхний предел выбросов для всех установок, входящих в систему.

Предполагается, что система ЕС по определению квот и торговли ими должна послужить

моделью для правительств других стран, стремящихся снизить объем выбросов.

Кроме того, существуют несколько рынков, оперирующих соединениями углерода, которые не входят в Киотское соглашение. К ним относятся система снижения выбросов парникового газа Нового Южного Уэльса, региональная инициатива по снижению выбросов парникового газа и западная климатическая инициатива в Соединенных Штатах, Чикагская климатическая биржа в Северной Америке.

Учет системы торговли квотами

Права на осуществление выбросов разрешают компании осуществлять выброс загрязняющих веществ до определенного уровня. Права на осуществление выбросов предоставляются или продаются государством источнику выбросов на определенный период.

Системы, предусматривающие торговлю правом на осуществление выброса, позволяют компании:

- осуществлять выброс загрязняющих веществ в количестве, меньшем разрешенного (квоты), и продавать излишки квоты;

- осуществлять выброс загрязняющих веществ до уровня квоты;

- осуществлять выброс загрязняющих веществ сверх квоты и / или приобретать дополнительные разрешенные объемы, или платить штраф.

Интерпретация IFRIC 3 «Права на осуществление выброса в атмосферу» была опубликована в декабре 2004 г. и содержит руководство по отражению в учете системы установления и торговли квотами. Интерпретация оказалась противоречивой и была отменена в июне 2005 г. в связи с возникшей озабоченностью в отношении последствий, к которым мог привести предложенный порядок учета, так как он обусловливал нестабильность показателей в отчете о прибылях и убытках. Отмена №ЫС 3 означает, что конкретной полномасштабной методики учета системы установления и торговли квотами не существует.

Руководство, изложенное в интерпретации IFRIC 3, остается в силе, но компании могут применять различные варианты при условии, что удовлетворяются требования всех применимых МСФО. На практике появились несколько различных подходов в рамках МСФО. Применение этой системы может обусловить признание активов (квот), отнесение на расходы выбросов,

обязательства (обязательство по предоставлению квот и потенциально государственных субсидий).

Квоты представляют собой нематериальные активы, которые отражаются по стоимости приобретения, если приобретены отдельно. Квоты, получаемые бесплатно от государства, отражаются по справедливой стоимости с соответствующим отложенным доходом (обязательство) или по стоимости приобретения (ноль), как это разрешено МСФО (IAS) 20 «Учет правительственных субсидий и раскрытие информации о правительственной помощи».

Признанные квоты не амортизируются, если их ликвидационная стоимость, по крайней мере, равна балансовой стоимости. Стоимость квот отражается в отчете о прибылях и убытках в соответствии с характером выбросов.

Государственные субсидии (если выбирается вариант первоначального признания по справедливой стоимости в соответствии с МСФО (IAS) 20) амортизируются в отчете о прибылях и убытках по методу равномерного списания в течение установленного периода квоты. Вместо метода равномерного списания может использоваться альтернативный вариант, если он лучше отражает использование экономических выгод от государственных субсидий.

Компания может выбрать вариант использования модели переоценки, приведенной в МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы», для последующей оценки квот на выбросы. Модель переоценки требует, чтобы балансовая стоимость квот переоценивалась по справедливой стоимости на каждую отчетную дату, а изменение справедливой стоимости отражалось непосредственно в составе капитала, за исключением обесценения, которое отражается в отчете о прибылях и убытках. Именно такой метод учета требуется в соответствии с интерпретацией IFRIC 3, однако на практике он применяется редко.

Резерв отражается в отношении обязательства передать квоты или заплатить штраф в зависимости от выброса загрязняющих веществ. Квоты снижают величину резерва, когда они используются для выполнения обязательств компании путем передачи квоты правительству в конце года применения системы. Однако балансовая стоимость квот не может снизить остаток обязательства до момента передачи льгот.

Сертифицированные сокращения выбросов

В рамках Киотского протокола существует другая схема, применяемая для быстроразвиваю-щихся стран и стран с переходной экономикой, которые не намечены для вхождения в протокол по снижению выбросов. Компании в этих странах могут вырабатывать сертифицированные сокращения выбросов (ССВ), которые представляют собой единицу снижения парникового газа, выработанного и сертифицированного ООН в рамках положений Механизма чистого развития (МЧР) Киотского протокола. Механизм чистого развития разрешает промышленно развитым странам, стремящимся снизить выбросы парникового газа в соответствии с Киотским протоколом, получить кредит по единицам сокращения выбросов для достижения целевых показателей Киотского протокола путем инвестирования в экологичные проекты. Примерами таких проектов служат схемы лесовозобновления и инвестиции в технологии выработки технологически чистой энергии. Полученные ССВ имеют стоимость, так как могут быть обменены на квоты системы ЕС, поэтому могут использоваться для выполнения обязательств в данной конкретной системе.

Компания, приобретающая ССВ, учитывает их так, как это описано в системе торговли квотами. Они отражаются в учете по стоимости приобретения при первоначальном признании, а впоследствии в соответствии с учетной политикой, выбранной компанией. В МСФО нет специального руководства по учету выработки ССВ. Компании, генерирующие ССВ, должны разработать надлежащую учетную политику. Большинство компаний, которым необходимы ССВ, обычно приобретают их у третьих сторон и учитывают как отдельно приобретенные активы.

Основной вопрос, определяющий метод учета ССВ, самостоятельно выработанных «экологичными» компаниями, следующий: «Каков характер ССВ?». Ответ на этот вопрос можно получить, рассмотрев конкретные обстоятельства деятельности и процессов экологичной компании. Если в рамках обычной деятельности компании выработанные ССВ удерживаются для продажи, они подпадают под применение МСФО (IAS) 2 «Запасы». Если нет — они должны рассматриваться как идентифицируемые неденежные активы, не имеющие физической формы, т. е. нематериальные активы.

Учет ССВ также определяется стандартом МСФО 20. Если ССВ предоставляются

государством, учет осуществляется следующим образом:

- признание происходит в тех случаях, когда существует обоснованная уверенность в том, что компания сможет соблюсти связанные с ними условия, и субсидия будет получена;

- первоначальная оценка по номинальной стоимости или справедливой стоимости происходит в зависимости от выбранной политики учета;

- последующая оценка зависит от классификации ССВ и должна следовать требованиям соответствующего стандарта, например МСФО (IAS) 2 для запасов, МСФО (IAS) 38 для нематериальных активов, МСФО (IFRS) 5 для внеоборотных активов, предназначенных для продажи.

1.2. Передача и распределение

1.2.1. Основные средства и их составные части

Некоторые сетевые компании применили метод учета восстановительных работ для затрат, связанных с их сетью, в соответствии с национальным ОПБУ. Затраты были полностью отнесены на расходы, амортизация по сетевым активам не начислялась. Данный метод учета недопустим при учете по МСФО, где применяется стандартный учет основных средств, и действуют требования по амортизационным отчислениям. Это может оказаться значительным изменением для сетевых компаний и возможно приведет к некоторым затруднениям в применении.

Сетевые активы, например система передачи электроэнергии или газопровод, включают много отдельных компонентов, многие из которых могут быть незначительными для отдельного учета. Практический подход к определению компонентов состоит в рассмотрении средне- / долгосрочного бюджета капиталовложений компании, в котором должны быть определены значительные капитальные затраты, и точно указаны основные компоненты сети, подлежащие замене через несколько лет. Инженерно-технический персонал компании должен также принимать участие в определении компонентов на основе графиков их ремонта и технического обслуживания, а также обновлении или замене основных компонентов.

Сеть необходимо разбить на существенные составные части с различными сроками полез-

ного использования. Количество частей и сама разбивка на части зависит от условий, в которых компания осуществляет свою деятельность. При проведении анализа необходимо принять во внимание ряд факторов: стоимость различных частей, разбивку актива для операционных целей, физическое расположение актива и технические особенности.

Компания, которая исторически относила на расходы все текущие затраты, может в начале испытывать трудности, пытаясь определить, какие затраты должны были быть капитализированы, а какие отнесены на расходы. Здесь может быть полезно определение существенности. Если стоимость замещения существенна в отношении актива, тогда при условии соблюдения критериев признания (затраты достаточно точно оценены, и получение будущих экономических выгод возможно) их следует капитализировать.

Сетевые компании, возможно, привыкли к рабочему допущению, что активы имеют неопределенный срок полезного использования. В соответствии с МСФО (IAS) 16 «Основные средства» у всех существенных активов должен быть ограниченный срок полезного использования, который определяется как время, оставшееся до замены актива. Ремонт и техническое обслуживание актива могут продлить срок его использования, но в конечном итоге актив потребует замены.

Необходимо определить ликвидационную стоимость для всех существенных компонентов. Во многих случаях эта стоимость будет равна стоимости металлолома или нулю, поскольку МСФО (IAS) 16 определяет ее как поступления от выбытия актива, если бы возраст актива и его техническое состояние уже соответствовали ожидаемому в конце срока его полезного использования. Компания должна распределить затраты при первоначальном признании по значительным составным частям. При этом каждая часть амортизируется отдельно на протяжении своего срока полезного использования. Отдельные части с одинаковым сроком полезного использования и методом начисления амортизации могут быть сгруппированы в целях определения суммы амортизационных отчислений.

1.2.2. Взносы потребителей

Предоставление коммунальных услуг клиентам требует физической связи в какой-либо форме независимо от того, заключается ли ока-

занная услуга в обеспечение газо-, водо- или энергоснабжения. Инвестиции, необходимые для обеспечения данной связи между клиентом и национальной или региональной сетью, могут быть значительными. Это характерно для тех ситуаций, когда клиент находится на значительном удалении от сети, или когда объем приобретаемых коммунальных услуг требует значительного оборудования. Примером может служить энергоснабжение отдаленной местности, где необходимо строительство электроподстанции для того, чтобы соединить пользователя с национальной сетью.

Многие электроэнергетические компании требуют от клиента сделать финансовый взнос для обеспечения данной связи, в обмен на который клиент получает право доступа к коммунальным услугам. Энергетическая компания создает инфраструктуру соединения и несет ответственность за ее техническое обслуживание. При этом стандартная учетная практика энергетической компании такова: компания капитализирует соединительное оборудование как основные средства и признает взносы потребителей как доходы будущих периодов, которые амортизируются в отчете о прибылях и убытках в соответствующем периоде, обычно в течение срока службы основных средств.

Затраты на создание крупного соединительного оборудования, например строительство подстанций или внешних частей сети, часто приносят пользу более чем одному потребителю, и взносы также могут быть получены от нескольких потребителей. Однако если крупное соединительное оборудование создается для исключительной выгоды одного клиента и может быть выделено из общей сети, следует выяснить, было ли это оборудование фактически сдано в аренду клиенту. Необходимо применять интерпретацию IFRIC 4 и МСФО (IAS) 17 для определения того, являются ли договорные отношения по сути арендой, следует ли ее классифицировать как операционную или финансовую аренду.

Последний проект интерпретации, опубликованный Комитетом по интерпретациям, D24 «Взносы потребителей», согласуется с подходом, описанным ранее, хотя, возможно, потребуется рассмотрение более детальных требований после получения окончательной формулировки интерпретации.

1.2.3. Регулируемые активы и обязательства

Полная либерализация энергетического сектора нецелесообразна ввиду физической инфраструктуры, необходимой для передачи и распределения электроэнергии. Приватизация и конкуренция часто балансируются регулированием цен. Некоторые энергетические компании продолжают работать как поставщики-монополисты по ценам, которые обычно включают затраты плюс маржа, контролируемая регулирующим органом.

В каждой стране, как правило, установлен свой режим регулирования. Два наиболее распространенных способа регулирования — это стимулирующее и тарифное регулирование. Регулятор, отвечающий за стимулирующий режим, обычно устанавливает «допустимый уровень выручки» за период с целью побудить энергетическую компанию оптимизировать затраты. Энергетической компании, работающей в условиях тарифного регулирования, обычно разрешается возмещать утвержденный уровень операционных издержек и получать доход от используемых активов.

Учетная политика компании должна разрабатываться на основе действующего режима регулирования и требований МСФО. Все регулируемые активы и обязательства, признаваемые в соответствии с МСФО, должны сами по себе являться финансовыми активами, нематериальными активами или финансовыми обязательствами, так как МСФО не устанавливают специальных критериев признания для регулируемых активов и обязательств.

Будущее увеличение цен

На рынках с регулируемыми ценами регуляторы разрешают повышение цен в будущем в качестве компенсации идентифицируемых прошлых затрат. Это повышение цен превышает уровень, который был бы в ином случае установлен регулятором в рамках стандартных расчетов «затраты плюс».

Затраты, связанные с этим повышением цен, могут подразделяться на две широкие категории: операционные и капитальные затраты. Примерами операционных затрат могут служить ранее не финансируемые затраты на персонал (в частности, повышение пенсионных затрат) и выросшие затраты на топливо в нестабильных рыночных условиях. Эти затраты отражаются по мере возникновения в соответствии с МСФО и относятся

на себестоимость реализации в том периоде, в котором были оказаны услуги работников или было потреблено топливо. Компания несет эти затраты непосредственно при выработке электроэнергии в указанном периоде.

Капитальные затраты могут включать повреждения основных средств вследствие экстремальных погодных условий (ураган, ливневые дожди и т. п.) или иных непредвиденных и незастрахованных событий. Резерв на обесценение в соответствии с МСФО отражается в отношении любых поврежденных активов. Стоимость замещающих активов капитализируется в основных средствах.

Регулятор может разрешить энергетической компании включать в будущие счета потребителям дополнительную плату за единицу продукции. Это приводит к образованию финансовой дебиторской задолженности только тогда, когда электроэнергия, вода и газ поставляются потребителям, а не когда достигнуто соглашение в отношении тарифов. Тарифное соглашение не ведет к признанию нематериального актива, так как оно не меняет характера существующей лицензии. Любая компенсация, получаемая в результате будущего увеличения цен, не подлежит признанию до тех пор, пока эта сумма не станет дебиторской задолженностью, т. е. тогда, когда будущая электроэнергия, вода и газ будут поставлены потребителю. Регулирующая корректировка в отношении идентифицируемых существующих потребителей без последующего обязательства по оказанию услуг может соответствовать критерию признания в качестве финансового актива. Лишь немногие регулятивные режимы разрешают такую ретроспективную ценовую корректировку.

Будущее уменьшение цен

В рамках ценового регулирования регулятор может потребовать от энергетической компании уменьшить цены в будущем. Уменьшение цен редко приводит к признанию обязательства, так как оно не является возмещением ранее полученных сумм. Потребители получают выгоду от уменьшения цен только в том случае, если они продолжают покупать данный товар. Этого недостаточно для того, чтобы признавать обязательство. Необходимость в признании обязательства может возникнуть, если компания должна выплатить потребителям (или правительству) денежные средства, или если уменьшение цен было таким значительным, что может рассматриваться

как обременительный контракт. Обязательство по выплате денежных средств потребителям или правительству может отражаться как финансовое обязательство. Обременительный контракт отражается как резерв. Критерий признания обязательства в соответствии с МСФО 37 «Резервы, условные обязательства и условные активы» и МСФО (IAS) 39 «Финансовые инструменты — признание и оценка» в условиях ценового регулирования соблюдается крайне редко, так как для того, чтобы получить выгоду, потребитель должен приобрести будущие услуги.

Комитет по интерпретации международных стандартов финансовой отчетности (International Financial Reporting Interpretations Committee, IFRIC) дважды рассматривал вопрос о регулируемых активах и обязательствах: первый, когда рассматривал договоры концессии, второй — в ответ на вопрос о том, можно ли применять FAS 71 в соответствии с МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в бухгалтерских расчетах и ошибки». В обоих случаях Комитет пришел к выводу о том, что критерии признания в соответствии с FAS 71 не полностью соответствуют МСФО, а любые активы и обязательства, признаваемые в отношении энергетических компаний, работающих в условиях тарифного регулирования, должны соответствовать критериям признания в стандартах МСФО.

Регулируемые активы и объединение компаний

Приобретение энергетической компании в рамках операции объединения требует признания всех идентифицируемых активов и обязательств энергетической компании по справедливой стоимости. Право энергетической компании на начисление более высоких тарифов или снижение цен в будущем дает дополнительную информацию о стоимости лицензии. Стоимость тарифа обычно отражается в справедливой стоимости лицензии, признаваемой при приобретении, а не в момент признания отдельного регулируемого актива.

Неокупаемые затраты

Неокупаемые затраты являются видом регулируемых активов, не связанных с ежедневными операциями энергетической компании. Они возникают как следствие требования регулятора реализовать капитальные активы с убытком в целях большей либерализации энергетической компании. Понесенный в этом случае убыток представ-

ляет собой неокупаемые затраты, и регулятор, как правило, разрешает энергетической компании начислить потребителям более высокий тариф в будущем в целях компенсации убытка, понесенного при реализации капитальных активов. Могут иметь место нестандартные обстоятельства, при которых эти неокупаемые затраты могут быть отражены как активы, например если условия лицензии на эксплуатацию изменились настолько существенно, как если бы компания обменяла существующую лицензию (нематериальный актив в соответствии с МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы») на новую.

1.3. Розничные продажи

1.3.1. Затраты на привлечение клиентов

В результате либерализации рынка и появления конкуренции клиенты часто получают возможность менять поставщика услуг. Компании электроэнергетики вкладывают средства в привлечение новых клиентов и сохранение имеющейся клиентской базы. Затраты на привлечение новых клиентов и укрепление взаимоотношений с существующими пользователями капитализируются при условии выполнения определенных условий. Затраты, которые относятся непосредственно к заключению договоров с клиентами, капитализируются и амортизируются в течение всего срока действия договора. Если у энергетической компании имеются возможности по отражению данных по договорам с каждым клиентом отдельно и по оценке каждого договора с точки зрения получения экономических выгод в будущем, в данные затраты включают комиссионные и премии за подписание договоров между клиентами и энергетической компанией.

Однако расходы на развитие бизнеса в целом, например на открытие новой точки предоставления услуг или на рекламную компанию в целях привлечения новых клиентов, представляют собой затраты на развитие создаваемого в ходе деятельности Группы гудвила и не капитализируются. Такие общие затраты не капитализируются в связи с тем, что невозможно выделить расходы, связанные с отдельными клиентами, либо у компании отсутствует достаточный контроль за развитием взаимоотношений с новыми клиентами для того, чтобы считать эти затраты активом в соответствии с его определением.

Система взаимоотношений с клиентами признается как актив, если компания приобретает ее в рамках объединения бизнеса. Нематериальные активы, связанные с клиентами, например клиентская база, подписанные договоры и система взаимоотношений с клиентами признаются компанией-покупателем по справедливой стоимости на дату приобретения.

Затраты, связанные с данными программами, необходимо тщательно идентифицировать, чтобы должным образом выделить их из выручки от продаж. Например, если клиент при ежемесячной оплате услуг получает более низкий тариф по сравнению с клиентами, делающими платежи ежеквартально, необходимо учитывать, требуется ли отделение выручки от продаж от финансового дохода, который включен в цену, взимаемую с клиентов, осуществляющих выплаты ежеквартально.

1.3.2. Скидки потребителям

Электроэнергетические компании могут предлагать скидки и реализовывать другие программы поощрения клиентов для увеличения числа подписчиков на определенные тарифы и платежные планы.

1.4. Вопросы деятельности компании

1.4.1. Договоры концессии

на предоставление услуг

Частно-государственные партнерства представляют собой один из способов привлечения государством частного сектора к оказанию инфраструктурных услуг. Данные услуги охватывают платные дороги, тюрьмы, больницы, средства общественного транспорта, а также водо- и энергоснабжение. Отношения такого типа часто покрываются договорами концессий, и многие из них подпадают под действие интерпретации №ЫС 12 «Договоры концессии на предоставление услуг». Область применения стандарта включает договорные отношения, в рамках которых предприятие частного сектора создает инфраструктуру, обеспечивает ее обслуживание и предоставление услуг населению. Плату за оказание услуг предприятие может получать разными способами. Согласно многим договорам концессии соответствующие инфраструктурные активы возвращаются либо передаются государству по окончании срока концессии.

Интерпретация IFRIC 12 применяется к договорам, по которым доверитель (государство

или организации-посредники) контролирует и регулирует следующие аспекты: какие услуги должен предоставлять оператор с использованием инфраструктуры, кому он должен оказывать эти услуги и по какой цене. Арендодатель также контролирует владение значительной долей собственности в инфраструктуре на момент окончания срока действия договора.

Водораспределительные сооружения и сети энергоснабжения представляют собой примеры инфраструктуры, подпадающей под действие договоров концессии на предоставление услуг. Например, правительство может разрешить строительство нового города. Оно может предоставить концессию энергораспределительной компании на строительство энергораспределительной сети, ее обслуживание и эксплуатацию на 25 лет. Энергораспределительная сеть передается безвозмездно государству в конце срока концессии, при этом должен быть обеспечен оговоренный уровень функциональности. Национальный регулирующий орган устанавливает цены с использованием метода «затраты плюс». Договор концессии содержит условия по обеспечению минимально допустимого уровня услуг, предусматривающие применение существенных штрафных санкций в случае прекращения их оказания. Согласно требованиям государства, энергетическая компания должна обеспечить полный доступ всем жителям города к сети энергоснабжения, при этом государство регулирует цены, по которым осуществляется поставка электроэнергии. За неплатежи клиенты могут быть отключены от сети, но при этом компания должна учитывать социальные гарантии для малообеспеченных и престарелых людей.

Такие отношения подпадают под действие интерпретации IFRIC 12, так как во многом они схожи с отношениями в рамках договоров концессии на предоставление услуг.

Арендодатель по договору на обслуживание представлен государственной компанией либо частной компанией, которой предоставлены полномочия по предоставлению данных услуг (в нашем случае государство разрешило строительство нового города и предоставило лицензию).

Оператор не является посредником, действующим от лица арендодателя, но он отвечает, по крайней мере, частично за управление инфраструктурой (оператор выполняет обязанности

по обслуживанию сети и снабжению клиентов электроэнергией).

Отношения регулируются договором (либо местным законодательством, где это применимо), который устанавливает стандарты качества, механизмы корректировки цен и договоренности в области разрешения споров (предусматриваются финансовые штрафные сакции за низкое качество работы и тарифы, рассчитываемые методом «затраты плюс»).

В конце периода действия договора оператор обязан передать инфраструктуру арендодателю в оговоренном состоянии (передача не предусматривает выплаты какого-либо вознаграждения государством в конце периода концессии).

Согласно интерпретации IFRIC 12 оператор может применять две модели для признания прав, полученных в рамках договора концессии на предоставление услуг:

1. Финансовый актив — оператор, обладающий по договору безусловным правом получать оговоренные либо определяемые суммы денежных средств (или иные финансовые активы) от арендодателя, признает в учете финансовый актив. Финансовый актив подпадает под действие МСФО (IAS) 32 «Финансовые инструменты: представление информации», МСФО (IAS) 39 и МСФО (IFRS) 7 «Финансовые инструменты: раскрытие информации».

2. Нематериальный актив — оператор, обладающий правом выставлять счета пользователям коммунальных услуг, признает в учете нематериальный актив. Если платежи увязаны с потреблением, договорное право на получение денежных средств отсутствует.

Лицензия подпадает под действие МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы».

Интерпретация IFRIC 12 — это новая интерпретация, которая применяется с 2008 г. Между государством и поставщиками услуг существуют сложные договоренности, и решение этого вопроса редко бывает столь очевидным, как в приведенном примере. Когда становится понятно, что ситуация подпадает под действие IFRIC 12, иногда возникает неясность, какой метод должен быть применен. Компаниям необходимо детально анализировать отношения, чтобы определить, подпадают ли они под действие интерпретации и по какой модели надо учитывать актив (как финансовый актив или как нематериальный актив).

Одни и те же отношения на разных стадиях могут содержать элементы обеих моделей. Иногда следует отдельно учитывать каждый элемент вознаграждения. Первое применение интерпретации ШЫС 12 должно осуществляться на ретроспективной основе, т. е. по тем концессиям, которые подпадают под ее действие. Сравнительные данные должны быть пересчитаны.

1.4.2. Объединение компаний

Приобретение активов и компаний — не редкость в электроэнергетике. Это может быть как объединение компаний, так и приобретение групп активов. В МСФО (IFRS) 3 «Объединение компаний» содержатся инструкции по учету сделок обоих типов, и методы учета могут сильно различаться.

Объединение компаний учитывается по методу приобретения, который кратко представлен следующим образом:

— определение компании-приобретателя;

— оценка стоимости объединения;

— отражение приобретенных активов и принятых обязательств по справедливой стоимости.

В электроэнергетике часто сталкиваются с необходимостью применения суждений о том, является ли операция сделкой по объединению компаний либо по приобретению активов, а также с такими вопросами, как признание и оценка нематериальных активов, гудвила и отложенных налогов.

Определение бизнеса

Бизнес представляет собой комплекс интегрированных видов деятельности, управляемых на единой основе для обеспечения инвесторам возврата на их вложения или других экономических выгод. Два ключевых элемента определения: «интегрированный набор» и «обеспечение отдачи инвесторам на их вложения». Метод учета сделки по объединению компаний и сделки по приобретению групп активов может существенно различаться.

При учете сделки по объединению компаний обычно требуется признание гудвила и отложенных налогов. При учете сделки по приобретению активов применяется освобождение от первоначального признания. При учете сделки по приобретению активов сумма вознаграждения относится на приобретенные конкретные активы и принятые обязательства исходя из справедливой стоимости соответствующих активов.

Приобретение электроэнергетической компании целиком или группы электрогенераторов, расположенных в одной стране, четко подпадает под действие МСФО (IFRS) 3 «Объединение предприятий» как сделка по объединению компаний. Классификация приобретения одного объекта по производству электрической энергии либо части сети электропередачи не всегда бывает очевидной. Приобретение объекта по производству электрической энергии для сдачи в аренду, которое подпадает под действие интерпретации (IFRIC) 4 и учитывается как финансовая аренда, может не являться объединением компаний, так как часто доход оператора является фиксированным либо гарантированным по условиям договора, и любое изменение затрат отражается на цене электроэнергии для покупателя.

Распределение стоимости объединения

компаний по приобретенным активам

и обязательствам

В соответствии с МСФО (IFRS) 3 все идентифицируемые приобретенные активы и обязательства (в том числе условные) необходимо отражать по справедливой стоимости. Сюда относятся активы и обязательства, которые могли быть не отражены в учете приобретенной компании, например отношения с клиентами.

Согласно МСФО (IFRS) 3 также требуется признавать отдельно нематериальные активы, если они возникают в результате договорных или юридических прав и легко выделяются в составе бизнеса в целом. В стандарте перечислены активы, которые соответствуют критериям признания. Нематериальные активы, которые могут быть выявлены при приобретении электроэнергетической компании, могут различаться в зависимости от конкретного режима регулирования. Торговые марки и отношения с клиентами могут представлять собой существенные активы электроэнергетической компании на более конкурентных рынках, регулируемых в меньшей степени. У электроэнергетической компании на монопольном рынке может быть торговая марка и логотип, но это имеет не столь важное значение, так как у клиентов отсутствует возможность выбора поставщика.

Сеть электропередачи может представлять собой отдельный бизнес и осуществлять коммерческую деятельность с несколькими генерирующими и сбытовыми компаниями. Если она находится в

положении монополиста, у нее также имеются отношения с клиентами, однако опять же они скорее всего не будут иметь большого значения. Однако в результате имеющихся договоров и соглашений иногда возникают активы или обязательства, которые могут благоприятно либо неблагоприятно повлиять на ценообразование. Сюда можно включить договоры операционной аренды, соглашения о закупках топлива и договоры на потребление для собственных нужд предприятия, которые иначе относились бы к производным инструментам в соответствии с МСФО (IAS) 39.

Электроэнергетические компании обычно осуществляют деятельность на основании одной либо нескольких лицензий. Расходы, связанные с этими лицензиями, почти во всех случаях относятся на стоимость основных средств, так как их редко можно отделить друг от друга. Характер лицензии на эксплуатацию АЭС зависит от месторасположения станции, имеющихся активов и специфики предприятия (она не является свободно передаваемой). Стоимость лицензии и основных средств обычно оценивают на основе ожидаемых потоков денежных средств, при оценке учитывают все существующие тарифные соглашения, которые будут сохранены после объединения компаний. В некоторых странах регулирующий орган может предпринять попытки изменить условия существующих тарифных соглашений, возможно, в рамках переговоров о смене контроля.

Справедливую стоимость активов часто определяют с использованием моделей дисконтированных потоков денежных средств. Эти модели должны учитывать налоговые льготы, которые обычно могут получить участники рынка при начислении амортизации по активам. Налоговая льгота, которую компания получает при начислении амортизации по активу, представляет собой величину разрешенного налогового вычета. Величина стоимости актива, полученная в результате анализа рыночных данных, а не использования метода дисконтированных потоков денежных средств отражает общую налоговую льготу, которая распространяется на данный актив. Разницы между общей налоговой льготой, применимой к любому активу, и конкретными налоговыми льготами, которыми пользуется покупатель, включаются в стоимость гудвила, так как они являются специфичными для конкретной компании.

Гудвил

Согласно МСФО (IFRS) 3 приобретенные активы и принятые на себя компанией обязательства необходимо признавать по справедливой стоимости. Разница между суммой вознаграждения и справедливой стоимостью чистых активов приводит к возникновению положительного или отрицательного гудвила. Применение данного подхода к расчету гудвила в соответствии с требованиями стандарта МСФО (IFRS) 3 с большой вероятностью приводит к необходимости его признания при объединении компаний. Гудвил часто представляет собой сумму, уплаченную за активы, которые не подлежат отдельному признанию в бухгалтерском балансе (например, собранная команда специалистов).

Однако согласно требованиям МСФО (IFRS) 3 некоторые активы и обязательства, полученные в результате объединения компаний, необходимо признавать не по справедливой стоимости, а на другой основе. Примером могут служить пенсионные обязательства и отложенные налоги. Сумма отложенного налогообложения рассчитывается после определения справедливой стоимости идентифицируемых активов и обязательств, при этом для каждого актива или обязательства проводят сравнение его справедливой стоимости, отраженной в бухгалтерском учете, с его налогооблагаемой базой. Следовательно, применение механизма расчета суммы отложенного налога и гудвила может привести к тому, что гудвил будет признан исключительно в результате признания отложенного налога. Может возникнуть ситуация, когда может потребоваться признание гуд-вила, хотя и не предполагается его наличие ввиду отсутствия непризнанных активов, синергии или переплаты. Такое аномальное положение будет сохраняться до ожидаемого в 2009 г. пересмотра Правлением КМСФО стандарта в отношении отложенного налогообложения.

1.4.3. Финансовые инструменты

Учет финансовых инструментов может оказывать значительное влияние на финансовую отчетность электроэнергетической компании. Многие компании используют набор производных инструментов в целях управления товарным и валютным рисками, а также риском изменения процентной ставки, которым они подвергаются в процессе своей операционной деятельности. Другие, менее очевидные, вопросы, связанные с

финансовыми инструментами, возникают в связи с применением МСФО (IAS) 39 и правил, касающихся учета встроенных производных финансовых инструментов. Многие предприятия, занимающиеся производством, передачей и распределением электрической энергии, могут выступать сторонами по коммерческим контрактам, которые либо полностью регулируются МСФО (IAS) 39, либо содержат встроенные производные инструменты, основанные на формулах расчета цены или на валюте. В других компаниях могут существовать программы активной торговли электроэнергией, которые выполняют значительно большие функции, чем снижение рисков. В настоящем разделе рассматриваются две широкие категории финансовых инструментов: вытекающие из сферы применения МСФО (IAS) 39 и возникающие в результате активной торговли и деятельности по управлению денежными средствами. Область применения МСФО (IAS) 39 Договоры на покупку или продажу нефинансового актива, например товара, расчеты по которому могут быть полностью произведены денежными средствами либо с помощью другого финансового инструмента, подпадают под действие стандарта МСФО (IAS) 39. Они рассматриваются как производные инструменты и корректируются по рынку через отчет о прибылях и убытках. Договоры на «потребление для собственных нужд предприятия» могут содержать в себе встроенные производные инструменты, которые, возможно, требуется учитывать отдельно.

Договором на «потребление для собственных нужд предприятия» называется такой договор, который заключен и выполняется для целей получения или поставки нефинансового актива в соответствии с требованиями ожидаемой предприятием покупки, продажи или использования актива, в результате выполнения которого будет осуществлена физическая поставка товара. Используемое в МСФО (IAS) 39 понятие «расчет путем зачета встречных требований» трактуется довольно широко. Договор на покупку или продажу нефинансового актива может быть выполнен на условиях расчета путем зачета встречных требований любым из следующих способов:

а) когда условия договора позволяют каждой из сторон произвести расчет путем зачета встречных требований денежными средствами или другим финансовым инструментом;

б) когда у предприятия существует практика расчетов по аналогичным договорам путем зачета встречных требований:

- с данным контрагентом;

- путем заключения договоров о взаимозачете;

- путем продажи договора до его исполнения или истечения срока действия;

в) когда у предприятия существует практика приемки поставки базового актива по аналогичным договорам и продажи его в течение короткого периода после поставки в целях получения прибыли от краткосрочных колебаний цены или дилерской маржи;

г) когда товар, являющийся предметом договора, можно легко конвертировать в денежные средства.

Применение понятия «потребление

для собственных нужд предприятия»

Понятие «потребление для собственных нужд предприятия» применяется к тем договорам, которые были заключены и выполняются для целей получения или поставки нефинансового актива. Практика расчетов по аналогичным договорам путем зачета встречных требований не позволяет рассматривать всю категорию таких договоров в качестве договоров на «потребление для собственных нужд предприятия» (т. е. все подобные договора в таком случае должны быть отнесены к производным финансовым инструментам и признаны в учете по справедливой стоимости).

Договор, попадающий в категорию (б) или (в), не может считаться договором на «потребление для собственных нужд предприятия». Эти договоры необходимо учитывать как производные финансовые инструменты по справедливой стоимости. Договоры, которые удовлетворяют критериям, описанным в пунктах (а) или (г), рассматривают на предмет возможности их отнесения к договорам на «потребление для собственных нужд предприятия».

Многие договоры, предметом которых являются сырьевые товары (как нефть, газ и электроэнергия), соответствуют критерию пункта (г) 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 на

куплю -продажу 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 предприятия являются важными при определении правильного порядка учета договоров, предметом которых являются сырьевые товары.

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 в ином случае он подпадает под действие МСФО (IAS) 39.

Если в договоре на потребление для собственных нужд содержится один или более производных финансовых инструментов, 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:

а) встроенный производный инструмент (ы) не оказывает существенного влияния на потоки денежных средств по данному договору;

б) в результате простого анализа или без него стало очевидно, что выделение встроенного производного инструмента запрещено.

Тем не менее, Правление КМСФО предложило ограничить возможности предприятий относить «гибридный» инструмент полностью к категории финансового актива или обязательства, учитываемых по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков. Данное предложение, которое будет сделано в рамках проекта Правления КМСФО «Ежегодная программа доработки стандартов» на 2008 г., наложит ограничение, и к этой категории можно будет относить только основные договоры, которые являются финансовыми инструментами, подпадающими под действие МСФО (IAS) 39. Оценка долгосрочных договоров, не относящихся к категории договоров на «потребление для собственных нужд предприятия»

Долгосрочные договоры, предметом которых являются сырьевые товары, встречаются нередко,

особенно договоры на закупку топлива и продажу электроэнергии. Некоторые из этих договоров могут подпадать под действие МСФО (IAS) 39, если в них предусмотрены условия расчета путем зачета встречных требований и к ним не применяется порядок учета договоров на «потребление для собственных нужд предприятия». Оценка этих договоров в соответствии с инструкциями МСФО (IAS) 39 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, есть 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 договора.

Процедура оценки довольно сложна и направлена на установление цены сделки, которая имела бы место на дату оценки при совершении операции обмена между независимыми сторонами на обычных условиях ведения бизнеса. Поэтому оценка:

а) включает все факторы, которые принимали бы во внимание участники рынка при определении цены, при этом максимально учитываются исходные рыночные данные и в минимальной степени — информация, касающаяся только конкретной компании;

б) соответствует принятой в экономике методологии оценки финансовых инструментов;

в) тестируется на достоверность с использованием цен любых происходящих в настоящий период на рынке операций с подобным финансовым инструментом либо цен, рассчитанных на основании имеющихся рыночных данных.

Допущения, использованные для оценки долгосрочных договоров, корректируют с учетом последней информации на каждую отчетную дату в целях 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.

Прибыль на дату совершения операции Договоры на поставку товара, подпадающие под действие МСФО (IAS) 39 и не относящиеся к категории договоров на «потребление для собственных нужд предприятия», могут создавать прибыль на дату совершения операции, которая представляет собой разницу между справедливой стоимостью договора на момент его подписания, рассчитаной с применением модели оценки, и уплаченной ценой при заключении договора. Согласно МСФО (IAS) 39 договоры первоначально признаются по справедливой стоимости. Прибыль или убытки такого характера признаются только в том случае, если справедливая стоимость договора подтверждена другими операциями с тем же финансовым инструментом на рынке или рассчитана с применением методик оценки, использующих в качестве переменных только рыночные данные.

Таким образом, прибыль должна быть подтверждена объективной рыночной информацией. Принимаемые во внимание рыночные операции должны быть произведены с тем же финансовым инструментом (т. е. без изменения или перекомпоновки инструмента и на том же рынке, что и рассматриваемый договор). Необходимо установить цены по операциям с тем же товаром с другими контрагентами в течение того же периода и в той же точке поставки.

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 его поставки, и скорее всего энергетические компании будут признавать отложенную прибыль / убыток и систематически относить эту сумму на прибыль или убыток по мере поставки объемов и по мере поступления информации о ценах на рынке на остающийся период поставки.

Правила признания прибыли / убытков на дату совершения операции могут быть изменены в ходе проекта Правления КМСФО по оценке справедливой стоимости.

Договоры на условиях полной оплаты при отказе от поставок Генерирующие компании могут заключать долгосрочные договоры с основными поставщи-

ками топлива на условиях полной оплаты при отказе от поставок. По этим договорам возникает обязательство по закупке минимального количества соответствующего топлива либо по его закупке на определенную сумму. За какой-либо определенный период реальное количество топлива, которое требуется генерирующей компании, или сумма реальной закупки может оказаться ниже, чем минимально установленная сумма закупки на учетный период. Генерирующей компании, возможно, придется оплатить поставщику сумму недопоставки в денежном эквиваленте. На сумму недопоставки может быть также увеличена сумма поставки в будущих периодах.

Долгосрочные договоры на условиях полной оплаты в случае отказа от поставки могут не подпадать под категорию договоров на потребление для собственных нужд предприятия. Присущее таким договорам варьирование объемов и возможность расчетов путем зачета встречных требований может привести к тому, что к ним нельзя будет применить исключение, потому что они не соответствуют критериям отнесения их к категории договоров на потребление для собственных нужд предприятия.

Гибкость при определении объема заказа

(наличие опций)

Многие договоры на поставку сырьевых товаров обычно предоставляют покупателю право либо приобрести минимальный объем, либо любой объем товара в зависимости от его потребностей. Существование обязательства по приобретению минимального годового объема товара не приводит к возникновению производного финансового инструмента, если предприятие собирается приобрести весь этот гарантированный объем для собственного потребления.

Однако при появлении вероятности того, что предприятие не будет покупать товар, а уплатит штраф согласно условиям договора, исходя из рыночной стоимости товара или какой-либо иной переменной, возникновение производного инструмента или встроенного производного инструмента может стать вероятным. В этих условиях, когда физическая поставка уже не является вероятной, производный финансовый инструмент должен быть отражен в сумме штрафа, подлежащего уплате. Изменения рыночной цены будут оказывать влияние на балансовую стоимость до момента уплаты штрафа. С другой

стороны, если сумма штрафа к уплате зафиксирована или заранее определена, производный финансовый инструмент отсутствует, так как стоимость штрафа сохранится неизменной независимо от изменений рыночной стоимости продукта. Другими словами, предприятию необходимо будет создать резерв на сумму штрафа к уплате, как только вероятность невыполнения условий станет очевидной.

Однако если оговоренное в договоре количество превышает обычные потребности предприятия и оно намерено рассчитаться путем зачета встречных требований по тому объему, который ему не требуется в ходе обычной деятельности, договор перестает удовлетворять условиям исключения для договоров на потребление для собственных нужд предприятия. Например, предприятие может приобрести все количество товара, оговоренное в договоре, и перепродать излишки или заключить договор о взаимозачете в отношении излишков. В таких случаях весь договор подпадает под действие МСФО (IAS) 39, и его сумма должна быть скорректирована с учетом рыночной стоимости.

Встроенные производные финансовые

инструменты

В долгосрочных договорах на покупку-продажу сырьевого товара часто содержится условие определения цены (т. е. индексация), 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 топливо в увязке с ценой на электроэнергию либо другие продукты, а также формула расчета цены, в которую включен элемент, учитывающий инфляцию.

Встроенный производный инструмент — это инструмент, который в сочетании с основным контрактом, не являющимся производным инструментом, образует гибридный финансовый инструмент. Встроенный производный инструмент приводит к изменению некоторых или всех предусмотренных основным договором потоков денежных средств в соответствии с указанной ставкой процента. Встроенный производный инструмент может возникнуть в рамках рыноч-

ной практики и общепринятых договорных отношений.

Производный финансовый инструмент следует выделять из основного договора и учитывать как производный инструмент при условии, что:

- экономические характеристики и риски встроенного производного инструмента не находятся в тесной связи с экономическими характеристиками и рисками основного договора;

- отдельный инструмент с теми же самыми условиями, что и встроенный производный инструмент, соответствует определению производного инструмента;

- оценка гибридного (комбинированного) инструмента не проводится по справедливой стоимости с отнесением ее изменений 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 финансовые 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. Не всегда представляется возможными произвести оценку встроенного производного инструмента, следовательно необходимо оценивать весь комбинированный договор по справедливой стоимости, 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 один или более встроенных производных финансовых инструментов, его можно отнести к категории договоров, учитываемых по справедливой стоимости с отнесением ее изменений на счет прибылей и убытков, за исключением случаев, когда встроенный производный инструмент не оказывает существенного влияния на потоки денежных средств по данному договору; в результате простого анализа или без него становится очевидным, что выделение встроенного производного инструмента (инструментов) запрещено.

Как оценить, являются ли встроенные производные финансовые инструменты тесно связанными с основным договором? Необходимо производить оценку встроенных производных финансовых инструментов, чтобы определить, являются ли они «тесно связанными» на дату заключения соответствующего договора. Формула расчета цены, которая увязана с какой-либо иной переменной, кроме поставляемого по договору товара, может внести в договор новый риск.

Некоторые широко распространенные встроенные производные финансовые инструменты, которые обычно не выдерживают тест на отнесение их к категории тесно связанных с основным договором, представляют собой индексацию суммы с учетом публикуемых рыночных котировок по несвязанным активам.

Чтобы определить является ли встроенный производный инструмент тесно связанным с основным договором или нет, проводится его количественная и качественная оценка, при этом необходимо понять экономические характеристики и риски обоих инструментов.

Если по какому-либо конкретному сырьевому товару отсутствуют котировки активного рынка, руководство должно рассмотреть как обычно происходит ценообразование по другим договорам с тем же товаром. Широко распространен метод, когда разрабатывается формула ценообразования через показатель, представляющий другой показатель. Если может быть продемонстрировано, что цена по договору на товар определена с использованием определенной отраслевой нормы, и цены по договорам обычно определяются на данном рынке исходя из этой нормы, механизм ценообразования не изменяет потоков денежных средств по договору и не рассматривается как встроенный производный инструмент.

Момент проведения оценки встроенных производных инструментов Необходимо оценивать все договоры на предмет наличия в них встроенных производных инструментов на дату заключения договора предприятием. Последующая переоценка встроенных производных инструментов запрещается, за исключением случаев, когда имеет место значительное изменение условий договора. В этом случае требуется переоценка. Считается, что произошло значительное изменение условий договора, если ожидаемые будущие потоки денежных средств, связанные со

встроенным производным инструментом, основным договором или гибридным договором, изменились значительно по сравнению с ожидаемыми ранее потоками денежных средств по договору.

Когда предприятие впервые признает встроенный производный инструмент, оно проводит оценку необходимости выделения его из основного договора и учета в качестве производного инструмента исходя из условий, существующих на дату заключения договора или дату, на которую требуется провести переоценку, в зависимости от того, какая дата была позже.

Данные принципы применяются и к предприятию, которое заключает договор, содержащий встроенный производный инструмент.

Дата покупки считается датой, на которую предприятие впервые становится стороной по договору.

1.4.4. Управление коммерческими операциями и рисками

Коммерческие операции в электроэнергетике заключаются в купле-продаже продукции электроэнергетики как топлива, так и электроэнергии. Эта деятельность очень схожа с коммерческими операциями с другими сырьевыми товарами, например золотом, сахаром или пшеницей. Появление конкуренции в энергетической отрасли стимулировало начало серьезной коммерческой деятельности в электроэнергетике. Коммерческие операции в электроэнергетике — важная, но рискованная составляющая энергетического бизнеса. С помощью эффективной организации торговли можно снизить эффект волатильности цен и защитить величину нормы прибыли. Централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями За последние десять лет в ответ на происходящие процессы реформирования отрасли энергетики многие интегрированные электроэнергетические компании создали централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями и рисками. Работа данного подразделения аналогична деятельности операционного подразделения банка.

Масштаб и объем работ подразделения варьируется и может охватывать широкий спектр видов деятельности: от управления рыночными рисками до динамичной оптимизации прибыли. Интегрированная электроэнергетическая компания особенно подвержена рискам изменения

цены на топливо и цены генерируемой электроэнергии. Цели и деятельность подразделения по управлению коммерческими операциями отражают применяемые руководством способы управления бизнесом.

Если подразделение стремится к управлению рисками, связанными с изменением цен на топливо, для защиты величины нормы прибыли, то с высокой вероятностью оно будет заключать большое количество договоров, которые подпадают под действие исключения, распространяющегося на договоры на потребление для собственных нужд предприятия. Маловероятно, что спекулятивная деятельность либо торговля, направленная на максимизацию прибыли, приведут к тому, что у компании таких договоров будет много.

Все договоры с внешними контрагентами можно относить к производным финансовым инструментам и производить корректировку их стоимости в соответствии с рынком. Централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями в более крупных интегрированных компаниях часто играет роль внутренней торговой площадки. Генерирующие станции «продают» свою продукцию подразделению по управлению коммерческими операциями и закупают у него топливо. Подразделение розничной торговли закупает электроэнергию для удовлетворения спроса со стороны клиентов. Таким образом, централизованное подразделение по управлению коммерческими операциями «принимает на себя» все товарные риски компании.

Следовательно, ответственность за хеджирование этих рисков на внешних рынках лежит на подразделении по управлению коммерческими операциями. Некоторые централизованные подразделения по управлению коммерческими операциями также наделены полномочиями по повышению доходности интегрированного бизнеса посредством проведения некоторых спекулятивных операций.

Централизованные подразделения по управлению коммерческой деятельностью совершают два типа операций:

- операции, не являющиеся спекулятивными по своему характеру: например, закупки топлива для удовлетворения потребности генерирующих станций в физических запасах и продажа электроэнергии, генерируемой сверх потребности подразделения розничной торговли; закупка элект-

роэнергии в целях ликвидации пробелов между объемом генерируемой энергии и потребностью подразделения розничной торговли. Учет таких операций иногда ведется в книге учета в натуральных единицах;

- операции, носящие спекулятивный характер и осуществляемые для получения дохода в результате управления рисками в процессе оптовой торговли. Учет таких операций ведется в торговой книге. В ходе такой деятельности часто торговля ведется на условиях взаимозачета, а расчет по закупочным договорам осуществляется методом зачета встречных требований. Эти и другие подобные договоры (т. е. все договоры, учитываемые в «торговой книге») не подпадают под исключение, распространяющееся на договоры на потребление для собственных нужд предприятия, и учитываются как производные финансовые инструменты.

Компания, которая ведет отдельно книгу учета в натуральных единицах и торговую книгу, должна обеспечивать соответствие данных в этих книгах, чтобы расчеты по договорам путем зачета встречных требований не нарушали учета подобных договоров в книге учета в натуральных единицах, предотвращая, таким образом, применение исключения, распространяющегося на договоры на потребление для собственных нужд предприятия, к договорам, учитываемым в книге учета в натуральных единицах.

Учет хеджирования

С помощью учета хеджирования можно снизить риски изменения цен торговых операций. Однако опыт применения учета хеджирования может оказаться обременительным. Компания, которая решила применять учет хеджирования, должна соблюдать четко предписанные требования. Все производные финансовые инструменты учитываются по справедливой стоимости, а изменения справедливой стоимости либо переносятся на будущие периоды через резервы, либо их в значительной степени приводят в соответствие через корректировку до стоимости хеджируемой статьи в зависимости от типа хеджирования. Не все компании, которые суммируют товарные риски разных бизнес-единиц, прежде чем заключить сделку с внешним контрагентом соответствуют критериям, позволяющим применять учет хеджирования, так как обычно при этом возникает итоговый риск, а МСФО не разрешает учет хед-

жирования по сделкам, осуществляемым в целях хеджирования итоговых рисков.

Существуют два основных препятствия для применения учета хеджирования — это необходимость ведения документации и тестирования на эффективность. Согласно МСФО (IAS) 39 требуется документировать отдельные отношения хеджирования, включая связь сделки хеджирования со стратегией компании в области управления рисками, четкую идентификацию хеджируемых статей и конкретные риски, страхуемые на момент заключения сделки хеджирования. Если такая документация не может быть создана при заключении сделки хеджирования, значит учет хеджирования применять нельзя. Это не зависит от того, насколько эффективно данная сделка снижает риск.

Согласно ожиданиям, сделки хеджирования должны быть высокоэффективными с точки зрения снижения хеджируемого риска или изменчивости потоков денежных средств по базисному финансовому инструменту.

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 предприятием метода для оценки эффективности хеджирования зависит от стратегии управления рисками. На момент заключения сделки хеджирования компания должна задокументировать процедуры оценки эффективности, а затем применять тестирование на эффективность на постоянной основе в течение всего срока хеджирования.

Предполагается, что хеджирование должно быть эффективным как на момент заключения сделки хеджирования, так 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). Результаты неэффективности хеджирования должны отражаться в отчете о прибылях и убытках.

Соблюдение требований, предъявляемых к тестированию, может оказаться обременительным. Необходимо выполнять тестирование на

эффективность по всем направлениям хеджирования в отдельности не реже, чем выпуск финансовой отчетности, что для компаний, акции которых обращаются на бирже, может составлять до 4 раз в год. Как следует из опыта, вопросы применения учета хеджирования не просты, особенно в области тестирования на эффективность, и компания, которая собирается начать применение учета хеджирования к своим сделкам хеджирования, должна выделить время для обеспечения разработки необходимых тестов на эффективность.

Сделки по хеджированию потоков денежных средств и сделки, прогнозируемые с высокой вероятностью Хеджирование риска изменения цены на сырьевой товар либо его составляющей, относящейся к обмену валюты, часто основано на ожидаемом притоке или оттоке денежных средств по прогнозируемым операциям, поэтому говорим о хеджировании денежных потоков. Согласно МСФО к хеджируемой статье в отношениях хеджирования денежных потоков можно отнести только операцию, прогнозируемую с высокой вероятностью. Необходимо проводить регулярную оценку хеджируемой статьи до момента осуществления операции. Если поменялись прогнозные оценки, и уже не предполагается, что прогнозируемая сделка будет иметь место, хеджирование должно быть немедленно прекращено, а все сохраняющиеся результаты хеджирования из резерва хеджирования должны быть отнесены на счет прибыли и убытков. Хеджирование денежных потоков не применяется, если организация не может спрогнозировать операции с высокой степенью вероятности.

Погодные производные инструменты Климатические условия оказывают большое влияние на потребление электроэнергии. Энергии в холодную зиму потребляется больше, чем в мягкую, и в жаркое лето больше, чем в

прохладное (в связи с работой кондиционеров). Зависимость от температуры наружного воздуха высокая, поэтому объем загрузки в значительной степени зависит от погодных условий. Погодные производные инструменты позволяют управлять проблемами, вызываемыми экстремальными погодными условиями, посредством выплат генерирующей компании в тех случаях, когда погодные условия отрицательно отражаются на доходах компании.

Погодные производные инструменты представляют собой договоры, предусматривающие выплату в зависимости от значений климатических, геологических или иных физических переменных. По таким договорам выплаты производят иногда исходя из суммы понесенного компанией убытка, а иногда без учета этой суммы. Погодные производные инструменты представляют собой либо договоры страхования (в этом случае они подпадают под действие МСФО (IFRS) 4 «Договоры страхования»), либо финансовые инструменты (в этом случае они подпадают под действие МСФО (IAS) 39). Договоры, предусматривающие выплату только в случае достижения определенного значения базисных климатических, геологических или иных физических переменных, отрицательно воздействующих на держателя договора, являются договорами страхования. Выплата обусловлена изменениями физической переменной, являющейся характерной для стороны по договору.

Договоры, предусматривающие выплаты при достижении оговоренного значения базисной переменной, вне зависимости от наличия или отсутствия негативного воздействия на держателя договора, являются производными финансовыми инструментами и подпадают под действие МСФО (IAS) 39. Производные финансовые инструменты признаются по справедливой стоимости, а ее изменения отражаются в отчете о прибылях и убытках.

Продолжение следует