CC BY
130
УДК 338.001.36
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИя
оценочных показателей в финансовой отчетности компаний нефтегазовой отрасли
Д. В. ТИХОМИРОВ,
кандидат экономических наук, старший преподаватель кафедры ценообразования и оценочной деятельности E-mail: DTikhomirov@bk. ru Санкт-Петербургский государственный университет экономики и финансов
Международные стандарты финансовой отчетности предполагают использование оценочных показателей и понятия «справедливой стоимости» в большей степени, чем отечественные стандарты бухгалтерского учета. Компании нефтегазового сектора в силу своего размера и сложности операций должны использовать не только общие, но и специфические требования конкретных стандартов. В статье рассмотрены вопросы возможной переоценки различных видов активов (основных средств, инвестиционной собственности), выделены особенности оценки и учета запасов нефтегазовых компаний, расчета амортизации основных средств, проведения теста на предмет обесценения, отмечены противоречивые требования, различия в применении и возможные эффекты от неоднозначной трактовки данных о результатах деятельности и состоянии предприятия.
Ключевые слова: международные стандарты финансовой отчетности, оценка бизнеса, нефтегазовый сектор, справедливая стоимость, переоценка активов, инвестиционная собственность.
Крупные отечественные компании готовят и публикуют финансовую отчетность по российским стандартам бухгалтерского
учета (РСБУ), по международным стандартам финансовой отчетности (МСФО, IFRS) или общепринятым правилам бухгалтерского учета США (ОПБУ США, US GAAP).
Компании нефтегазового сектора в силу своего размера и значения для экономики не являются исключением. Крупнейшей компанией газовой отрасли является ОАО «Газпром». Среди наиболее крупных нефтяных компаний после волны консолидации и реструктуризации можно выделить ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «ТНК-ВР Холдинг», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Газпром нефть».
Несмотря на гармонизацию стандартов (как стандартов США, так и отечественных стандартов с международными), многие компании нефтегазового сектора в настоящее время готовят отчетность по РСБУ, а также публикуют комплект консолидированной отчетности по МСФО или ОПБУ США. Отчетность по РСБУ публикуется в основном для соблюдения требований государства, в то время как отчетность по МСФО или ОПБУ США необходима для удовлетворения требований инвесторов, кредиторов и в
других случаях. Рейтинг крупнейших компаний нефтегазового сектора российской экономики за 2007—2008 гг. с информацией о публикуемой отчетности представлен в таблице.
Анализ данных, приведенных в таблице, позволяет отметить, что пять из шести компаний России, входящих в десятку крупнейших, по итогам 2008 г. представляют отчетность по МСФО или ОПБУ США.
Деятельность компаний нефтегазового сектора имеет свои особенности. Существуют стандарты, которые специально регламентируют учет в данной отрасли. Например, МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка запасов полезных ископаемых» и SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность нефтегазодобывающих компаний». Однако для большинства статей отчетности необходимо учитывать и требования остальных стандартов, а также прописывать ряд показателей в учетной политике компании, которые допускают неоднозначную трактовку.
В международной практике при составлении отчетности нефтегазовых компаний в основном используются положения МСФО (IFRS) 6 и МБС (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в бухгалтерских оценках и ошибки», когда разрешается
разработка собственной учетной политики с некоторыми отклонениями от МСФО (IFRS) 6, а также остальных стандартов применительно к соответствующим показателям финансовой отчетности. С замечаниями Комитета по МСФО стандарт IAS 6 был опубликован в 2005 г. В замечаниях указывалось, что стандарт носит предварительный характер и необходима работа над рекомендациями в дальнейшем. Документ был представлен на обсуждение в 2010 г. Это должно помочь сформировать новый стандарт в обозримом будущем.
В Соединенных Штатах Америки используются стандарты SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», SFAS 69 «Раскрытие информации о деятельности, связанной с разведкой и добычей нефти и газа», SFAS 143 «Учет обязательства по разборке активов», а также в дополнение — правила и рекомендации Комиссии по ценным бумагам и биржам США по раскрытию информации в отчетности публичных компаний (SEC) Regulation S-X, Rule 4-10 (c).
Как известно, в международных стандартах отчетности большое внимание уделяется применению оценочных показателей. Понятия
Рейтинг крупнейших компаний нефтегазового сектора России
Компания Объем реализации в 2007 г., млн руб. Объем реализации в 2008 г., млн руб. Чистая прибыль в 2008 г., млн руб. Темп прироста, % Отчетность Рейтинг
2008 г. 2009 г.
ОАО «Газпром» 2 423 245 3 518 960 742 928 45 МСФО 1 1
ОАО «Лукойл» 1 710 228 2146412 227 320 26 US GAAP 2 2
ОАО «НК «Роснефть» 903 562 1 140 204 276 443 26 US GAAP 4 3
ОАО «ТНК-ВР Холдинг» 637 965 763 774 158 706 20 US GAAP 6 5
ОАО «Сургутнефтегаз» 617 778 576 572 146 609 (7) РСБУ, сводная 7 7
ОАО «Татнефть» 356 276 444 332 8 413 25 US GAAP 12 10
ОАО «НК «Славнефть» 159 603 183 419 12 021 15 US GAAP 26 26
ОАО «НК «РуссНефть» 113 705 137 098 10 581 21 РСБУ 33 32
ОАО АНК «Башнефть» 101 146 121 924 10 846 21 РСБУ 36 35
ОАО «Новатэк» 62 370 79 272 22 899 27 МСФО 58 53
ОАО «НК «Магма» 37 085 72 626 11 733 96 РСБУ — 59
Alliance Oil Company 41 391 67 658 1 009 64 МСФО 65 86
ООО «НК «Итера» 29 695 40 474 3 743 36 РСБУ 131 117
ООО «Афипский НПЗ» 24 650 22 986 2 408 (7) РСБУ 157 214
ОАО «Уфанефтехим» 13 129 21 497 5 194 64 РСБУ 286 229
ОАО «Новойл» 10 657 14 636 1 649 37 РСБУ 354 315
ОАО «УНПЗ» 10 266 14 512 2 765 41 РСБУ 370 319
ООО «Марийский НПЗ» 11 377 12 538 668 10 РСБУ — 368
ООО «Компания Полярное Сияние» 10 597 12 211 1 826 15 US GAAP 357 379
«справедливая стоимость» или «рыночная стоимость» важны для различных статей баланса компании. Рассмотрим, в каких стандартах используются оценочные показатели и их применение компаниями нефтегазового сектора с учетом специфики активов и их деятельности. Кроме того, проанализируем некоторые пробелы в стандартах и противоречивые требования, имеющие отношение к использованию методологии оценки и оценочных показателей в финансовой отчетности.
Среди активов, к которым применяются понятия «справедливая стоимость» или «рыночная стоимость», можно выделить следующие:
— основные средства, учет и отражение которых регулируется МБС (IAS) 16 «Основные средства», должны быть переоценены при первом применении МСФО согласно МСФО (IFRS) 1 «Первое применение международных стандартов финансовой отчетности». В дальнейшем компания может сделать выбор между моделью начисления периодической амортизации и моделью регулярной переоценки основных средств. При переоценке основных средств оценщик может применять методы всех трех известных в оценке подходов (сравнительного, доходного и затратного);
— нематериальные активы, например права на бурение отражаются в соответствии с МБС (IAS) 38 «Нематериальные активы». У компании так же, как и в отношении основных средств, существует возможность применения модели регулярной переоценки. В то же время согласно мнению компании КПМГ, переоценка активов нефтегазовых компаний (например, капитализированные затраты на исследования месторождений), а тем более нематериальных активов на практике может быть практически невозможной. В таких случаях может быть целесообразным применение модели учета по первоначальной стоимости с начислением амортизации [1, § 5.11.160.30-80]. В дискуссионном документе Комитета по МСФО в 2010 г. также отмечается наличие существенной доли суждения и недостатка информации, что может выразиться в меньшем применении оценок и справедливой стоимости в новом стандарте [8, с. 10];
— инвестиционная собственность (готовая и строящаяся недвижимость, удерживаемая для целей сдачи в аренду или / и роста в стоимости),
которая согласно МБС (IAS) 40 «Инвестиционное имущество» может отражаться по справедливой стоимости, определяемой на конец каждого периода, и по первоначальной стоимости. Если говорить о допустимых подходах к оценке справедливой стоимости инвестиционной собственности согласно МСФО, то нужно обратить внимание, что несмотря на то, что МБС (IAS) 40 не запрещает использование затратного подхода, в списке рекомендуемых подходов можно найти только сравнительный, а при отсутствии достаточного рынка — доходный подход.
Для того чтобы стоимость основных средств, гудвилла, инвестиционной собственности при учете по амортизированной стоимости не превышала возмещаемую стоимость, активы должны тестироваться на обесценение (при наличии ряда индикаторов) согласно МБС (IAS) 36 «Обесценение активов»:
— объекты, используемые компанией на условиях финансового лизинга, учет которых регулируется требованиями МБС (IAS) 17 «Аренда», должны быть отражены в отчетности по наименьшей из справедливой стоимости и суммы дисконтированных минимальных лизинговых платежей;
— стоимость материально-производственных запасов компании согласно МБС (IAS) 2 «Запасы» не должна превышать цену их возможной реализации, уменьшенную на сумму затрат по реализации;
— учет производных финансовых инструментов по справедливой стоимости регулируется положениями МБС (IAS) 39 «Финансовые инструменты: признание и измерение».
Если же говорить о специфике применения оценочных показателей для нефтегазовых компаний, то можно остановиться на следующих основных вопросах:
— особенности оценки запасов, учета затрат на разработку (exploration) и отражения в отчетности информации о месторождениях;
— особенности оценки и учета операционных основных средств компании;
— особенности выбора метода начисления амортизации и его влияние на данные бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках;
— особенности проведения теста на обесценение активов компании, другие вопросы учета и отчетности.
Одним из наиболее важных аспектов в подготовке отчетности является оценка запасов, под которыми понимаются доказанные и разведанные месторождения. Их объем является важнейшим критерием при анализе будущих выгод, перспектив развития и стоимости компании в принципе.
Информация о величине запасов оказывает влияние на инвестиционную привлекательность и капитализацию компании, используется при принятии различных управленческих решений, при анализе обеспечения кредитования. Расчет амортизации и определение обесценения активов также требуют оценки запасов компании. При этом может быть выявлена следующая последовательность: первоначальная оценка запасов — расчет амортизации — проведение теста на обесценение — скорректированная оценка запасов. Информация о стоимости запасов раскрывается в финансовой отчетности. Прочая информация, которая может быть интересна аналитикам, раскрывается в нефинансовой отчетности.
Согласно данным исследования КПМГ, проведенном в 2006 г. в Великобритании, 92 % аналитиков отчетности нефтегазовых компаний очень заинтересованы в нефинансовой информации о запасах, что считается более важным, чем информация о добыче (84 %) и финансовой деятельности (80 %) [2, с. 13].
В свою очередь, в финансовой отчетности должна быть раскрыта количественная информация о запасах на начало периода, изменение оценки запасов за период, данные на конец отчетного периода. В дополнение к финансовой отчетности могут быть приложены пояснения о пересмотре предыдущих оценок резервов, информация об улучшении технологий добычи, о приобретении месторождений, открытии запасов и продаже месторождений.
Информация о стоимости и изменении запасов нефтегазовых компаний, капитализированных затратах на исследования раскрывается в составе информации об основных средствах согласно МБС (IAS) 16, в некоторых случаях — в составе нематериальных активов согласно МБС (IAS) 38 (например, права на бурение). Особенности оценки запасов и активов, связанных с исследованиями, целесообразно рассмотреть совместно с учетом и оценкой других основных средств нефтегазовых компаний.
При принятии решения о капитализации затрат на исследования они первоначально отражаются в бухгалтерском балансе в размере понесенных затрат, без переоценки (§ 8 МСФО (IFRS) 6). Далее компания имеет право выбора в учетной политике между моделью ежегодной переоценки стоимости основных средств (с привлечением независимого оценщика) и моделью отражения по остаточной стоимости с начислением ежегодной амортизации и тестированием активов компании на предмет обесценения.
Независимая оценка активов нефтегазовых компаний предполагает существенные затраты и привлечение независимого оценщика. Подробное рассмотрение подходов и методов оценки основных средств остается за рамками данной статьи, поэтому рассмотрим лишь основные аспекты.
Компании нефтегазового сектора при определении, какие затраты капитализировать (т. е. включать в стоимость активов для дальнейшей амортизации), а какие списывать на расходы периода, имеют право выбора между политикой успешных усилий (successful efforts — SE) и полных затрат (full costs — FC). Разница заключается в том, что при политике успешных усилий капитализируются только те затраты на исследования, которые привели к положительному результату. Согласно политике полных затрат все затраты включаются в стоимость активов и амортизируются в дальнейшем. Очевидно, что выбор той или иной политики будет оказывать влияние на показатели бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках компании.
Рассмотрим трактовку затрат в зависимости от стадии цикла.
Приобретение — согласно обоим подходам затраты на приобретение должны капитализироваться.
Исследование — для принятия решения о списании или капитализации затрат на сбор и анализ сейсмической и геофизической информации необходимо разделение затрат на осязаемые (tangible) и неосязаемые (intangible). К неосязаемым затратам относятся расходы на подготовку месторождения к установке оборудования для бурения. К осязаемым затратам — расходы на установку и функционирование оборудования. При политике полных затрат все затраты должны капитализироваться в стоимость актива (место-
рождения). При этом все неосязаемые расходы признаются как расходы периода в отчете о прибылях и убытках. Из осязаемых затрат могут капитализироваться только те, которые привели к положительному результату.
Разработка — согласно политике успешных усилий и полных затрат расходы на разработку должны капитализироваться.
Производство — согласно политике успешных усилий и полных затрат расходы должны соотноситься с выручкой и трактоваться как расходы соответствующего периода.
Очевидно, что при применении политики успешных усилий затраты в периоде будут больше за счет включения в них всех затрат на исследования. Но при последовательном применении амортизация в долгосрочном периоде будет меньше, чем при политике полных затрат. Каждый из подходов имеет свою логику и обоснование, и в долгосрочной перспективе должен приводить к схожим результатам. Но в краткосрочном периоде, а также с учетом специфики деятельности нефтегазовых компаний (существенные индивидуальные проекты), политика успешных усилий и политика полных затрат могут приводить к разным итоговым показателям отчетности.
Рассмотрим вопросы начисления амортизации на операционные активы (объекты основных средств) нефтегазовых компаний и тестирования активов на обесценение.
При расчете амортизации основных средств требования российских и международных стандартов различаются. Так, в РСБУ используется линейный метод на основе срока полезного использования каждого объекта основных средств, при этом оценки запасов месторождений не учитываются. Амортизационные расходы в МСФО начисляются пропорционально объему добычи нефти и газа за отчетный период. При этом используется метод единицы произведенной продукции на основе оценки запасов:
А« = п0Р - £,
sz
где Аор — амортизация, начисленная за отчетный
период;
Бдр — объем добычи за отчетный период;
Бдс — стоимость основных средств;
Я — расчетная стоимость запасов.
sz г
Данная формула может быть скорректирована в учетной политике для последующего применения в зависимости от позиции руководства относительно времени более точного определения стоимости запасов.
Так, в числителе может быть остаточная стоимость амортизируемого актива на начало периода, а в знаменателе — расчетная величина запасов на начало периода.
В другом случае, когда, по мнению руководства, более достоверной является стоимость запасов на конец отчетного периода, в числителе может быть разница между стоимостью актива в конце периода и суммарной амортизацией и обесценением в начале периода, а в знаменателе — сумма расчетных запасов на конец периода и добычи за текущий период.
При этом в качестве ресурсной базы могут брать разработанные и неразработанные, вероятные или вероятные и возможные, но в любом случае доказанные запасы [3, с. 15].
Как было отмечено, модель учета основных средств с ежегодным начислением амортизации предполагает проведение теста на обесценение активов.
У компаний нефтегазового сектора проведение теста регулируется двумя стандартами: МБС (IAS) 6 и (IAS) 36.
До тех пор, пока актив (месторождение) находится в стадии разработки и оценки, необходимо применять положения МСФО (IFRS) 6. Согласно требованиям стандарта компания проводит тест только в случаях, когда:
— права на исследования на конкретной территории истекли или истекут в ближайшее время без возможности дальнейшего продления;
— в планах руководства отсутствуют мероприятия по дальнейшим исследованиям и оценке месторождений;
— было принято решение о прекращении исследований в результате отсутствия коммерческой эффективности;
— имеется информация о том, что остаточная стоимость в учете и отчетности может превышать реально возмещаемую стоимость — § 20 МСФО (IFRS) 6.
Основной особенностью теста является возможность выбора укрупненных единиц, генерирующих денежные потоки. Компаниям разрешается в целях тестирования на предмет
обесценения группировать свои резервы вместе с производственными активами при условии, что это прописано в учетной политике и будет применяться последовательно [6, с. 10]. При этом МСФО (IFRS) 6 требует: единица, генерирующая денежный поток, или группа единиц, в состав которых включаются и активы на исследование месторождений, не должны превышать размер соответствующих операционных сегментов согласно МСФО (IFRS) 8 «Операционные сегменты». В то же время остается неясным, по каким критериям необходимо проводить это сравнение единиц, генерирующих денежный поток, и операционных сегментов: по выручке, стоимости активов и т. п. По мнению компании КПМГ, это требование можно выполнить, если в состав группы тестируемых на обесценение активов не включать активы, принадлежащие разным операционным сегментам [7, § 5.11.190.50].
Требования к выделению минимальных единиц присутствуют в МБС (IAS) 36 с целью не допустить покрытие обесценения единицы, генерирующей денежный поток, другой более успешной единицей, т. е. нивелирования эффекта. Применительно к месторождениям в процессе исследования и оценки получается, что компании могут избежать обесценения за счет более мягких требований МСФО (IFRS) 6 о возможности выбора более крупных единиц, чем в соответствии с МБС (ГАЗ) 36.
После перевода месторождений в стадию разработки, а также для тестирования других активов компании должны применяться требования МБС (IAS) 36. В соответствии с МБС (IAS) 36 основной причиной для проведения теста является тот факт, что расчетная остаточная стоимость активов после начисления амортизации может отклоняться от справедливой стоимости активов, как если бы компания выбрала модель ежегодной переоценки. Очевидно, что отклонение может быть как в большую, так и в меньшую сторону. Но поскольку основной упор при составлении отчетности делается на то, чтобы активы не были отражены по завышенной стоимости, а также исходя из самого определения актива как ресурса, способного приносить доход в будущем, и проводится тест на возможное обесценение актива. Актив будет считаться обесцененным в случае, если его балансовая стоимость не покрывается будущими
притоками денежных средств, дисконтированных к сегодняшней стоимости, а также не может быть возмещена через продажу.
Для выявления возможных признаков обесценения выделяют внешние и внутренние источники информации. Среди внешних источников информации выделяют:
— уменьшение рыночной стоимости актива в течение отчетного периода на существенно более значительную величину, что можно было ожидать по прошествии времени или нормального использования;
— отрицательные изменения (или их ожидание) в технологических, рыночных, экономических или юридических условиях работы. Например, произошло снижение цен на добываемые ископаемые, увеличение затрат на добычу, изменились условия государственного регулирования (новое природоохранное законодательство, регулирование цен, увеличение налогов);
— увеличение рыночных процентных ставок или других рыночных показателей прибыльности инвестиций, что может повлечь рост ставки дисконтирования, используемой для расчета возмещаемой суммы активов;
— балансовая стоимость чистых активов организации превысила ее рыночную капитализацию, что также согласно стандарту является признаком возможного обесценения (рыночная капитализация компании рассчитывается как количество акций, умноженное на их текущую рыночную стоимость).
Среди внутренних источников информации можно назвать:
— наличие доказательства устаревания или физического повреждения актива. В данном случае, например, уменьшение оценок ожидаемых запасов;
— существенные изменения, произошедшие в течение периода или ожидаемые в ближайшем будущем, в степени или способе текущего или предполагаемого использования актива, имеющие отрицательные последствия для организации (простой актива, планы прекращения или реструктуризации деятельности, в которой используется актив, планы реализации актива до наступления ожидаемой даты выбытия, эксплуатационные проблемы и аварии, уменьшение добычи, увеличение ожидаемого срока добычи запасов при неизменной величине запасов);
— внутренняя отчетность показывает, что текущие или будущие результаты использования актива хуже прогнозируемых результатов.
При наличии индикаторов необходимо провести расчеты согласно методологии МБС (IAS) 36 и убедиться, что балансовая стоимость активов не превышает наибольшую из величин стоимости в использовании (полученной методом дисконтированных денежных потоков) и справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу. В противном случае балансовую стоимость необходимо уменьшить до максимальной из этих величин, отразив сумму списания как расход в отчете о прибылях и убытках (либо как списание добавочного капитала, если имела место переоценка в предыдущие периоды).
Анализ данных отчетности крупнейших компаний России за 2008 г. показал, что:
— из 93 крупнейших компаний, опубликовавших свою финансовую отчетность за третий квартал 2009 г., 55 % компаний рассчитывали ценность использования, 9 % рассчитывали справедливую стоимость, 10 % рассчитывали сочетание обоих видов стоимостей, 26 % — не указали метод расчета;
— из девяти компаний нефтегазового сектора пять признали обесценение различных активов. Обесценение гудвилла составило 8,5 млрд руб., или 5,5 % от его докризисного значения, обесценение основных средств составило 70,3 млрд руб., или 0,8 % от докризисного уровня;
— несмотря на снижение рыночной капитализации на 72,4 %, отношение обесценения активов к докризисной капитализации 31.12.2007 составило 5,7 %.
Следует отметить, что сами требования стандарта не во всем являются понятными и однозначными. Среди наиболее спорных или неясных моментов, которые вызывают проблемы при применении МБС (IAS) 36, можно назвать:
— определение периода прогнозирования будущих денежных потоков;
— вопрос о включении суммы оборотного капитала в расчеты;
— выбор между доналоговой и посленало-говой ставками дисконтирования и валютой, в которой должны прогнозироваться и дисконтироваться потоки, а также проблемы определения финансового рычага при расчете ставки;
— проблемы расчета амортизационных расходов при расчете будущих денежных потоков.
Более подробно тенденции обесценения активов в России и проблемы применения стандарта рассмотрены в статьях «Обесценение активов в условиях экономического кризиса: итоги 2008 года» и «Обесценение активов в условиях экономического кризиса: проблемы оценки и отражения в финансовой отчетности» [4, 5].
Противоречивым требованием является положение о невключении в прогнозы будущих капитальных вложений на расширение мощностей. Это требование представляется справедливым в случае действующего предприятия, так как действительно должны тестироваться существующие активы без новых капитальных вложений и связанных с этим дополнительных выгод. В то же время в случае необходимости завершения строительства или разработки объекта необходимо включить данные затраты, поскольку это, возможно, единственный способ оценить стоимость такого объекта. Применительно к компаниям нефтегазового сектора в разработке месторождений могут быть пограничные случаи, вызывающие неоднозначную трактовку.
Также сложности на практике может вызывать определение единиц, генерирующих денежные потоки, т. е. групп активов, в разрезе которых должно проводиться тестирование стоимости активов. Согласно МБС (IAS) 36 единица, генерирующая денежный поток, — это минимальная группа активов, способная приносить доход самостоятельно, поскольку при проведении теста для нескольких единиц, генерирующих денежный поток, агрегированно присутствует риск нивелировки обесценения одной единицы, генерирующей денежный поток за счет превышения возмещаемой стоимости над остаточной стоимостью в другой единице.
Применительно к компаниям нефтегазового сектора необходимо учитывать:
— возможность эксплуатации нескольких месторождений в рамках одного комплекса с общей инфраструктурой;
— существует ли активный рынок для промежуточных продуктов и внешних пользователей перерабатывающих активов (что может свидетельствовать о потенциальной возможности или невозможности их продажи).
Традиционно в качестве единицы, генерирующей денежный поток, в нефтедобывающих компаниях выделяют месторождение и необходимые инфраструктурные активы. Безусловно, производство и денежные потоки могут быть привязаны к конкретной скважине, но экономические и инвестиционные решения обычно принимаются для месторождения с учетом инфраструктуры, стоимость которой трудно распределить между скважинами.
Если же говорить о компаниях сектора переработки, реализации нефти и нефтепродуктов, которые, например, управляют бензозаправочными станциями, то им можно каждую конкретную станцию представить как единицу, генерирующую денежный поток, поскольку есть возможность выделения конкретных денежных потоков, связанных с ее деятельностью [6, с. 14—15].
Помимо широкой трактовки запасов как ресурсов, следует обратить внимание на бухгалтерское понимание запасов как сырья и материалов, материалов в переработке (незавершенной продукции), готовой продукции в отличие от основных средств предприятия (оборудования, трубопроводов, зданий, сооружений и т. п.).
При этом возникает вопрос о бухгалтерской трактовке запасов газа, находящихся в магистральных трубопроводах, подземных хранилищах в случаях, когда эти запасы необходимы для нагнетания давления и функционирования всей системы в целом. Объем газа, который не может быть извлечен и использован таким образом, может достигать 25 % от общего объема газа в системе. Аналогичная ситуация возникает с запасами нефти, которые необходимо поддерживать на определенном уровне для нормального процесса переработки сырой нефти, а извлечение ее возможно только в случае прекращения эксплуатации.
Возникает вопрос о наиболее верной бухгалтерской трактовке данных объемов, так как это может иметь последствия для раскрытия в отчетности и оценки данных активов, затронув показатели бухгалтерского баланса, других форм отчетности. При этом альтернативой их трактовке как запасов служит учет в составе основных средств. Вариант учета в составе основных средств по МСФО представляется более корректным, так как данные объемы не отвечают требованиям признания их в качестве материальных запасов по МБС (IAS) 2 (постоянная доля объемов не потребляется в
ходе производственного процесса) и в принципе отвечают критериям признания основных средств согласно МБС (IAS) 16 (они являются ресурсом, контролируемым предприятием, их наличие необходимо для получения доходов в будущем, их постоянное значение должно поддерживаться в рамках более одного цикла).
Влияние данной трактовки на показатели финансовой отчетности выражается в следующем. Основные средства могут учитываться компанией согласно МБС (IAS) 16 в рамках модели ежегодной переоценки либо путем начисления ежегодной амортизации с соответствующим снижением балансовой стоимости актива и включением амортизационных расходов в себестоимость и прочие статьи расходов отчета о прибылях и убытках.
Запасы согласно МБС (IAS) 2 должны быть отражены в финансовой отчетности по наименьшей из значений первоначальной стоимости (затрат на приобретение / добычу / создание) и чистой цены реализации. В то же время в силу специфики деятельности нефтяные компании могут выбрать один из двух вариантов учета:
— оценка запасов по чистой стоимости реализации для предприятий (производителей сельскохозяйственной продукции, полезных ископаемых и минеральной продукции, лесных хозяйств) при условии, что оценка по чистой стоимости реализации является устоявшейся практикой отрасли;
— оценка запасов по справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу для товарных брокеров — трейдеров, если компания нефтегазового сектора занимается торговлей нефтью и газом [3, с. 23].
Очевидно, что в случае выбора модели ежегодной переоценки основных средств по МСФО и метода оценки запасов по справедливой стоимости за вычетом затрат на реализацию, а также при несущественных затратах на реализацию стоимости активов в бухгалтерском балансе по МБС (IAS) 16 и (IAS) 2 различались бы несущественно, однако данная классификация все равно имела бы значение для целей презентации активов в финансовой отчетности.
В то же время, если данные запасы находятся в трубопроводе другой организации, то трактовка их как основных средств невозможна. Они не могут быть объектами основных средств компании,
у которой находятся, но также не являются объектами основных средств владельца запасов, так как они не обязательны для функционирования его системы. Их стоимость может измеряться с применением методов ФИФО или средней стоимости [6, с. 14].
Следует отметить, что кроме роста популярности понятия «справедливая стоимость» в финансовой отчетности в последние годы наблюдался рост внимания к предоставлению нефинансовой отчетности. На необходимость раскрытия в финансовой отчетности данных о суммах, времени и вероятности реализации притоков средств от активов (exploration and evaluation assets recognized) в целях пояснений и информирования пользователей указывает § 2 МСФО (IFRS) 6. Также очевидно, что нефинансовая информация может быть полезна для пользователей как сама по себе, так и в дополнение к финансовой информации. У нефтегазовых компаний чрезвычайно широкий круг заинтересованных лиц — пользователей отчетности, которым может быть интересна та или иная информация. Но финансовая отчетность не дает информации об эффективности геологоразведочных работ, необходимых затратах на геологоразведочные работы и т. п.
Однако рост внимания к нефинансовой отчетности со стороны самих компаний выше, чем потребности аналитиков этой отчетности. Так, например, согласно исследованию компании КПМГ, несмотря на понимание полезности нефинансовой информации, более 50 % аналитиков не могут представить себе изменение рейтинга компании на основе данных операционно-фи-нансового обзора или другой нефинансовой отчетности [2, с. 7]. Иными словами, в некоторых случаях компании, предоставляющие отчетность, переоценивают ее значение. Раскрытие в отчет-
ности сведений нефинансового характера может быть полезно для пользователей в дополнение к финансовым данным.
Широкое применение справедливой стоимости и корректное применение оценочных показателей повышает полезность отчетности, а комментарии и предположения, сделанные в оценке, и раскрытие сведений нефинансового характера могут существенно дополнить эту информацию, сделать ее более прозрачной и сопоставимой с другими компаниями.
Список литературы
1. МСФО: точка зрения КПМГ. Практическое руководство по международным стандартам финансовой отчетности. 2009/2010 в 2-х ч. М., Альпина Паблишерз, 2010. 2 135 с.
2. Нефть и газ. Как должна выглядеть хорошая отчетность — взгляд аналитиков. KPMG 2007. 40 с.
3. Особенности применения МСФО для компаний нефтегазового сектора. «Эрнст энд Янг». 2008. 25 с.
4. Соколова Л. В., Тихомиров Д. В. Обесценение активов в условиях экономического кризиса: итоги 2008 года // Рынок ценных бумаг. 2010. № 1. URL: http://www. rcb. ru/ol/2010-01/35690/.
5. Тихомиров Д. В. Обесценение активов в условиях экономического кризиса: проблемы оценки и отражения в финансовой отчетности // Известия СПбГУЭФ. 2010. № 3. С. 7.
6. Financial reporting in the oil and gas industry. April, 2008.
7. IFRS 6 «Exploration for and Evaluation of Mineral Resources. Technical Summary». URL: http://www. iasb. org/NR/rdonlyres/2CC875B6-BC9F-461D-AFD8-0BE822485230/0/IFRS6.pdf.
8. New on the Horizon: Extractive Activities. KPMG. 15 c. 2010. URL: www. kpmg. com.
Л
ВНИМАНИЕ! На сайте Электронной библиотеки <^ШЬ> собран архив электронных версий журналов Издательского дома «ФИНАНСЫ и КРЕДИТ» с 2006 года и регулярно пополняется свежими номерами. Подробности на сайте библиотеки:
www.dilib.ru
