Понятие нефтегазовых активов

Износ, истощение и амортизация - термины, используемые в нефтегазовой отрасли для обозначения «амортизации» нефтегазовых активов и капитализированных затрат на приобретение лицензий, разведку и освоение месторождений.

К нефтегазовым активам относятся:

Расходы по приобретению лицензий;

Капитализированные затраты по геологоразведке и оценке. В частности, к таким затратам относятся расходы на исследования, проведение сейсморазведочных работ, разведочного бурения и тестирования;

Капитализированные затраты, связанные с разработкой и добычей. Эти затраты включают стоимость разработки обнаруженных промышленных запасов нефти и газа и доведения их до стадии добычи. В состав активов, связанных с разработкой и добычей, входит стоимость приобретения таких активов, а также стоимость резерва на будущее восстановление месторождений и ликвидацию основных средств;

Минеральные ресурсы и права на добычу полезных ископаемых. Они учитываются в составе нефтегазовых активов в том случае, когда приобретены в результате покупки дочерних предприятий.

Стандарты учета нефтегазовых активов

Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) хотя и разработаны для коммерческих организаций всех отраслей промышленности, сложность технологии производства и специфика финансово-хозяйственной деятельности в добывающей отрасли приводят к необходимости разработки специальных отраслевых стандартов финансовой отчетности. В настоящее время существует только один специальный стандарт МСФО - МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в расчетных оценках и ошибки» позволяет в отсутствие международных стандартов обращаться к системам учета и финансовой отчетности других стран, а также к отраслевой практике учета.

В стандартах финансовой отчетности США (ОПБУ США, ГААП США) изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности нефтегазовых компаний, которые содержатся в Положениях о стандартах финансовой отчетности (SFAS) 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», 69 «Раскрытие информации о деятельности по добыче нефти и газа» и 143 «Учет обязательства по разборке активов». Таким образом, для подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами и с учетом специфики отрасли в большей степени используются положения ГААП США. В частности, для расчета амортизации нефтегазовые компании руководствуются стандартом SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний».

Расчет амортизации нефтегазовых активов

Согласно положениям SFAS 19 и отраслевой практике учета амортизация основных средств, связанных с добычей нефти и газа, для отражения в отчетности по международным стандартам рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов, а не по линейному методу, как это принято в российской практике. Это означает, что амортизационные расходы находятся в пропорциональной зависимости от объема добычи нефти и газа за текущий период. Согласно такому подходу для расчета амортизации нефтегазовые активы группируются по месторождениям или центрам затрат, в зависимости от выбранного метода учета расходов, возникающих в связи с оценкой, разведкой и добычей.

С увеличением периода разработки месторождения, по мере того как уменьшается объем добычи нефти и газа, потоки денежных средств от использования нефтегазовых активов также уменьшаются, а величина амортизации в течение всего этого периода остается примерно на одном уровне. Метод расчета амортизации пропорционально объему добычи обычно приводит к тому, что показатель дохода на тонну добытой нефти или газа уменьшается по мере разработки месторождения. Для добывающих компаний, которые постоянно занимаются разведкой и разработкой новых месторождений, амортизация недавно капитализированных затрат будет выше амортизации старого фонда нефтегазовых активов, что, в свою очередь, компенсирует снижение дохода, приходящегося на тонну добытой нефти или газа. У компаний, которые давно разрабатывают свои месторождения, не проводя при этом разведки новых резервов, доходность будет снижаться.

Несоответствие поступления экономических выгод от разработки месторождения и связанных с этим затрат является большим недостатком метода расчета амортизации пропорционально объему добычи. По нашему мнению, добиться большего соответствия возможно, амортизируя нефтегазовые активы в течение срока, на который прогнозируются потоки денежных средств от добычи доказанных запасов нефти и газа.

На практике нефтегазовые компании применяют два основных метода учета затрат по оценке, разведке и разработке месторождений: метод «результативных затрат» и метод «полных затрат».

Метод «результативных затрат» предполагает, что затраты капитализируются только в случае, если они привели к обнаружению доказанных запасов, в то время как остальные затраты являются некапитализируемыми расходами и признаются в момент возникновения. Так, в соответствии с методом «результативных затрат» геологические и геофизические расходы и расходы по содержанию неразработанных месторождений относятся на себестоимость по мере возникновения. Затраты по бурению разведочных скважин первоначально капитализируются, но относятся на расходы, если такие скважины оказываются неуспешными (не обнаруживается запасов углеводородов в промышленных масштабах или разработка месторождения признается нерентабельной). Разработочные скважины капитализируются независимо от их успешности.

В соответствии с методом «полных затрат» все расходы по разведке, содержанию и разработке капитализируются вне зависимости от того, были ли обнаружены запасы углеводородов. Метод «полных затрат» используется небольшими новыми нефтяными компаниями, так как он позволяет им капитализировать затраты на ранних этапах до тех пор, пока успешная буровая деятельность не принесет прибыли, которая позволяет их зачесть. Метод «результативных затрат» используется в основном крупными компаниями, так как их будущие операции не обременены расходами по неуспешному бурению.

Для компаний, готовящих отчетность по МСФО, расчет амортизации основных средств основывается на положениях стандарта МСФО 16 «Основные средства», который не содержит понятий «участок/месторождение» или «центр затрат», а оперирует компонентами. Во многих случаях расчет амортизации в разрезе месторождений будет совпадать с МСФО 16, чего нельзя сказать о расчете амортизации при группировании основных средств по центрам затрат. Таким образом, капитализированные затраты, учитываемые по центрам затрат, должны быть распределены на конкретные участки или месторождения и амортизироваться уже в их составе. Необходимо проанализировать, какие основные средства имеют более короткий срок полезного использования, поскольку такие активы должны амортизироваться отдельно.

Оценка запасов, на основе которой производится расчет амортизации, как правило, берется из отчетов, подготовленных независимыми оценщиками в соответствии с требованиями Общества инженеров-нефтяников и Международного нефтяного конгресса. Наиболее известными примерами являются компании Miller and Lents Ltd и DeGolyer and MacNaughton. Большие нефтегазовые компании имеют своих собственных инженеров, которые готовят подобные отчеты. В настоящее время большинство компаний нефтегазового сектора использует методику Общества инженеров-нефтяников США (US SPE) для оценки резервов. Указанная методика базируется на пересмотренных определениях и классификации запасов, разработанной Комиссией по ценным бумагам США (SEC) еще в 1978 г. Классификация запасов по американской классификации отличается от российской. Таким образом, компании, предоставляющие свою отчетность по международным стандартам, вряд ли смогут в полной мере использовать российскую классификацию, поскольку она оперирует иными категориями запасов, нежели зарубежные инвесторы и потребители.

Открытым остается вопрос, какие запасы брать в расчет при начислении амортизации нефтегазовых активов. На наш взгляд, необходимо использовать следующий подход, который, однако, не закреплен в стандартах, а является общепринятой практикой учета в отрасли:

Доказанные запасы использовать в запасы при исчислении амортизации капитализированных затрат на приобретение месторождений;

На основе доказанных разрабатываемых запасов производить расчет амортизации капитализированных затрат на разведку и разработку месторождения, которые дали положительный результат, и добывающих активов (например, нефтяные скважины, относящееся к ним оборудование).

Срок разработки нефтегазового месторождения определяется исходя из оценки нефтяных и газовых запасов и объемов их добычи в год. В состав доказанных разрабатываемых запасов включают объем запасов, который ожидается добыть до момента истечения сроков действующих лицензий.

В нефтегазовой отрасли встречается следующая практика: в случае если срок действия лицензии меньше срока разработки нефтегазового месторождения, расчет износа добывающих основных средств производится на основе срока разработки нефтегазового месторождения, поскольку руководство компании считает, что оно сможет возобновить эти лицензии. Однако при выборе такой учетной политики необходимо придерживаться принципа осмотрительности. Даже если компания не нарушает условий лицензионных соглашений, она должна включать в расчет только доказанные запасы, которые она сможет добыть до даты истечения срока действия лицензии, до тех пор пока руководство компании не имеет доказательств, что ее лицензии будут продлены.

Положения МСФО данный вопрос не регулируют. Комиссия по ценным бумагам США отмечает в своих комментариях в правилах финансового учета и отчетности для нефтегазовых компаний, что факт выдачи и последующего подтверждения коммерческих соглашений с государственными органами должен влиять при присвоении минеральным ресурсам категории доказанных резервов. Автоматическая пролонгация таких соглашений не должна приниматься в расчет до тех пор, пока нет продолжительной истории подобных фактов, которые подтверждают ожидания компаний в отношении продления срока действия лицензионных соглашений. Таким образом, можно сделать вывод о том, что наличие истории пролонгации лицензий на разведку и разработку нефтегазового месторождения является ключевым, однако не последним фактором при выборе учетной политики в отношении срока амортизации активов.

Амортизация основных средств компаний, применяющих метод учета «полных затрат», рассчитывается по формуле:

Оценка резервов может быть изменена в зависимости от экономической эффективности освоения, степени промышленного освоения, степени геологической изученности. Изменения в оценке запасов учитываются при расчете амортизации только текущего периода, и корректировка амортизации предыдущих периодов не производится.

Для компаний, осуществляющих учет по методу «результативных затрат», формула выглядит следующим образом:

По методу «результативных затрат» аккумулированные капитализированные затраты, относящиеся к разведке доказанных запасов нефти и газа, которая пока не привела к их обнаружению, не связаны с добывающей деятельностью, а значит, не учитываются при расчете амортизации.

Пример 1

Компания применяет метод «результативных затрат».

Капитализированные затраты, связанные с разведкой, которая привела к открытию доказанных запасов, - 400 млн руб.

Накопленная амортизация на начало отчетного периода - 40 млн руб.

Доказанные запасы на начало отчетного периода - 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т.

Пересмотренная оценка доказанных запасов на конец отчетного периода - 8,9 млн т.

Амортизация за отчетный период составит 646 тыс. руб.:

В случае если расчет амортизации производится в отношении объекта основных средств, ведутся детальные расчеты амортизации по каждому такому объекту. Если же расчет осуществляется для группы объектов в целом, то он делается по представленному выше примеру, однако в этом случае амортизация будет относиться к группе объектов, а не к каждой единице основных средств в отдельности.

Капитализированные затраты по разведывательным скважинам и стратиграфическим тестовым скважинам, которые привели к обнаружению доказанных запасов, а также капитализированные затраты на разработку месторождения должны амортизироваться скорее на основе доказанных разрабатываемых запасов, нежели общих доказанных запасов, которые будут являться основой амортизации капитализированных затрат на приобретение лицензий на разведку и добычу.

Пример 2

Затраты на приобретение лицензии - 280 млн руб.

Затраты на разведку - 3,900 млн руб.

Затраты на приобретение нефтегазового оборудования - 500 млн руб.

Накопленная амортизация капитализированных затрат:

На приобретение лицензии - 0,24 млн руб.;

На разведку - 800 млн руб.;

На приобретение оборудования - 80 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы на конец отчетного периода - 8 млн т нефти.

Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т нефти.

Доказанные запасы на конец отчетного периода - 8,9 млн т нефти.

Амортизация за отчетный период будет рассчитана следующим образом.

Амортизация затрат на приобретение лицензии:

Амортизация затрат на разведку:

Амортизация затрат на приобретение нефтегазового оборудования:

Затраты на разработку месторождения амортизируются по мере добычи доказанных разрабатываемых запасов нефти и газа. Однако ставка амортизации изменится, если затраты на разработку месторождения относятся как к доказанным разрабатываемым, так и неразрабатываемым запасам.

Пример 3

Компания потратила на приобретение лицензии и освоение месторождения нефти 70 млн руб.

Компания планирует пробурить 17 добывающих скважин для добычи 30 млн т нефти и затратить на это 28 млн руб. Кроме того, компания уже потратила 14 млн руб. для сооружения 2 разведывательных тестовых скважин.

На конец отчетного периода действуют 3 добывающие скважины, стоимость которых 5 млн руб. и которые дают промышленную добычу нефти 0,3 млн т в год.

На конец отчетного периода доказанные запасы указанных 3 скважин составили 4,7 млн т.

Капитализированные затраты составили 89 млн руб. (70 + 14 + 5 млн руб.).

Амортизация, рассчитанная на основе доказанных разрабатываемых запасов на начало периода, равна 17,8 млн руб. (89 млн руб./ 5 млн т).

Если бы компания пробурила все планируемые скважины, капитализированные затраты составили бы 112 млн руб. (70 + 14 + 28) и компания располагала бы 30 млн доказанных запасов. Тогда амортизация уменьшилась бы до 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

Для того чтобы обеспечить соответствие затрат, выручки и объема добычи, необходимо исключать часть капитализированных затрат на приобретение лицензии и разведку месторождения (в нашем примере - 84 млн руб. (70 + 14)) из расчета ставки амортизации до тех пор, пока все доказанные запасы не будут разработаны (т. е. пробурены все 17 запланированных добывающих скважин).

В разъяснениях к правилам Комиссии по ценным бумагам США по учету и раскрытию информации для нефтегазовых компаний дается следующий комментарий: если планируются значительные первоначальные капитальные затраты (например, на построение нефтяной платформы, стратиграфические скважины), связанные с последующим строительством добывающих скважин, то необходимо исключать эти капитализированные затраты из расчета ставки амортизации, пока не будут пробурены все запланированные добывающие скважины. Однако разъяснений в отношении того, как определить часть капитализированных затрат, подлежащих временному исключению из расчета, не дается. Расчеты могут быть основаны: 1) на доле доказанных запасов, которые предполагается извлекать из уже пробуренных добывающих скважин, в общей оценке доказанных запасов или 2) на пропорции пробуренных добывающих скважин в общем количестве запланированных добывающих скважин.

Пример

Обратимся к нашему примеру.

Капитализированные затраты, относящиеся к строительству добывающих скважин, - 84 млн руб.

Доказанные разрабатываемые запасы нефти - 5 млн т.

Доказанные запасы нефти - 30 млн т.

Амортизация = 5 / 30 х 84 = 14,0 млн руб.

Количество пробуренных добывающих скважин - 3.

Количество запланированных к бурению добывающих скважин - 17

Амортизация = 3 / 17 х 84 = 14,8 млн руб.

Капитализированные затраты, временно исключенные из расчета амортизации, будут приняты в расчет в полной мере, когда все запланированные добывающие скважины будут пробурены. Затраты на бурение добывающих скважин будут включены в базу для расчета амортизации, когда нефтегазовые резервы будут переведены в категорию доказанных.

Существует еще один способ начисления амортизации, когда в расчет берутся все планируемые капитальные затраты и общая величина доказанных запасов (разрабатываемых и неразрабатываемых). В нашем примере амортизация, рассчитанная данным способом, составит 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).

По правилам Комиссии по ценным бумагам США для нефтегазовых компаний, которые ведут учет по методу «результативных затрат», такой способ расчета амортизации не допускается. Также важно, что при расчете амортизации эти компании будут исключать те доказанные запасы нефти и газа, для добычи которых потребуются значительные капитальные затраты. Этот аспект связан с определением SEC доказанных разрабатываемых запасов как запасов, извлечение которых доступно при существующей методике добычи, фонде скважин и имеющегося нефтегазового оборудования. Это правило введено с целью обеспечения соответствия потребления экономических выгод от использования активов и связанных с ними затрат.

Амортизация вспомогательного оборудования и инфраструктурных активов

На любом нефтегазовом предприятии есть вспомогательное оборудование, недобывающие активы, такие как склады, автотранспорт, офисные здания, объекты инфраструктуры и т. д. Как правило, такие основные средства обслуживают деятельность компании от разведки резервов до добычи нефти и газа, и определить их привязанность к конкретному месторождению часто бывает просто невозможно. Для таких активов применение метода расчета амортизации пропорционально объему добычи становится необоснованным, и нефтегазовые компании используют линейный метод расчета.

Таким образом, амортизация нефтегазовых активов, которые относятся к деятельности по разведке и разработке месторождения, должна капитализироваться, в то время как амортизация нефтегазодобывающих активов относится на текущие затраты. Распределение вспомогательных активов по различным видам деятельности может осуществляться, например, пропорционально стоимости обслуживаемых объектов.

Оценки руководства при расчете амортизации

Расчет амортизации нефтегазовых активов - это одна из наиболее существенных областей применения оценок и суждений руководства. Основные средства, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются в течение соответствующего срока полезного использования месторождения, определенного на основе запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. При определении объема резервов предположения, действительные на момент проведения оценки, могут измениться в случае появления новой информации. В частности, факторы, которые могут повлиять на срок полезного использования месторождения нефти и газа, включают:

Разницу между фактическими ценами и допущениями относительно цен на нефть и газ, использованными при оценке запасов;

Изменения в капитальных затратах, операционных расходах, ставках дисконтирования и курсах иностранной валюты, которые могут оказать негативное влияние на экономическую эффективность запасов нефти и газа.

При изменении какого-либо из перечисленных факторов может произойти изменение сроков амортизации добывающего оборудования и их текущей стоимости, а соответственно, и амортизационных отчислений. Поэтому руководство нефтегазовых компаний регулярно, по состоянию на конец каждого отчетного периода, должно проверять правильность применяемых сроков полезного использования активов исходя из их текущего состояния и ожидаемого периода, в течение которого ожидается поступление экономических выгод от их использования.

Начиная с 01.04.2011 г. амортизация расходов, связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляется в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса, которая содержит нормы, аналогичные нормам Закона о прибыли, относительно включения любых расходов на разведку/доразведку, обустройство и разработку запасов (месторождений) полезных ископаемых (за исключением расходов, предусмотренных в пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса) в отдельный объект необоротных активов по добыче полезных ископаемых плательщиком налога, на балансе которого состоят такие запасы (месторождения), и их амортизации (п. 148.1 ст. 148 Налогового кодекса). Состав таких расходов определен в п. 148.2 этой статьи.

Нормы амортизации для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, установлены п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, и учет таких объектов необоротных активов ведется по каждому отдельному месторождению (карьеру, шахте, скважине) (п. 148.3 этой статьи).

В соответствии с п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса плательщики налога имеют право в течение отчетного налогового года включить в расходы любые расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизации и другим улучшением скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, не превышающей 10% первоначальной стоимости отдельной скважины.

Расходы, превышающие указанную сумму, включаются в состав соответствующей группы основных средств как отдельный объект скважины, амортизируемый по нормам, определенным этим пунктом.

При этом в соответствии с п. 148.6 ст. 148 Налогового кодекса в случае если деятельность, связанная с разведкой/доразведкой запасов (месторождений) полезных ископаемых, не привела к их открытию или плательщиком налога было принято решение о нецелесообразности проведения дальнейшей разведки или разработки таких запасов (месторождений) в связи с их экономической нецелесообразностью, разрешается отнести расходы по такой разведке/доразведке или разработке к составу расходов производства отчетного налогового периода такого плательщика налога за исключением расходов, отнесенных раньше к составу расходов в соответствии с п. 138.10 ст. 138 этого Кодекса. Балансовая стоимость такой группы расходов, связанная с добычей полезных ископаемых, приравнивается к нулю.

Следует отметить, что нормы амортизации для скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, и срок, в течение которого начисляется налоговая амортизация на такие объекты необоротных активов, установленные п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, идентичны нормам амортизации и сроку амортизации, которые предусматривались п. 9.5 ст. 9 Закона о прибыли.

Таким образом, поскольку нормы амортизации и порядок ее начисления для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, со вступлением в силу Налогового кодекса не изменились, налогоплательщик продолжает начисление амортизации на такие необоротные активы.

Если это новая скважина, то расходы на сооружение любых скважин, предусмотренные п. 148.2 ст. 148 Налогового кодекса, на этапе разведки/доразведки или разработки месторождения полезных ископаемых подлежат амортизации согласно ст. 148 этого Кодекса. Другие расходы, которые относятся к категории расходов, связанных с разведкой/доразведкой и обустройством месторождений полезных ископаемых, не подлежат амортизации и относятся к составу общепроизводственных расходов на основании пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса. Первоначальная стоимость скважин равна сумме, на которую была увеличена отдельная группа расходов плательщика налога на прибыль при вводе в эксплуатацию такой скважины в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса.

Расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизацией и другим улучшением скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, которая не превышает 10% первоначальной стоимости отдельной скважины, плательщик налога имеет право отнести к составу расходов в течение отчетного периода, а превышение амортизируется по нормам, установленным п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса.

Поскольку для создания основных фондов требуются боль­шие капитальные вложения, то каждое предприятие заинтере­совано в увеличении срока их использования в производствен­ном процессе. Срок службы основных фондов зависит от: ма­териала, из которого они изготовлены; условий, в которых они используются; режимов работы; технической грамотности ра­ботников, их использующих; сменности работы; качества и своевременности проводимых ремонтов и т. д.

В нефтегазодобы­вающей промышленности, помимо того, они зависят от природ­ных факторов, обусловливающих сроки жизни нефтяных и га­зовых скважины. Нефтяные и газовые скважины чаще всего выходят из эксплуатации не вследствие физического износа, а в результате истощения нефтяной или газовой залежи в зоне расположения скважины. Скважины одинаковой конструкции и качества оборудования, но расположенные в различных частях залежи, будут иметь неодинаковый срок жизни. Срок службы буровых установок существенно снижается вследствие частой переброски их сводной точки на другую.

Определение срока жизни оборудования необходимо для установления норм амортизации.

Норма амортизации представляет собой установленный го­сударством годовой процент погашения стоимости основных фондов и определяет сумму ежегодных амортизационных от­числений. Иначе говоря, норма амортизации - это отношение суммы годовых амортизационных отчислений к стоимости ОПФ, выраженное в процентах. Нормы амортизации устанавливаются и периодически пе­ресматриваются государством, они едины для всех предпри­ятий и организаций независимо от их форм собственности и форм хозяйствования.

Амортизационный период нефтяной скважины составляет 15 лет, следовательно, норма амортизации устанавливается в размере 6,7%.

Для газовых скважин норма амортизации установлена исходя из 12-летнего амортизационного периода, т. е 8,3%.

Норма амортизационных отчислений на буровые вышки, подъемники для вышек, емкости, приемные мосты, металличе­ские основания установлена в размере 11,2%, па турбобуры 32,7%.

Длительное время используемые в производственном про­цессе и постепенно изнашиваемые основные фонды полностью переносят свою первоначальную стоимость па изготовленную продукцию, а кроме того, возмещают затраты, с которыми свя­зано поддержание их в работоспособном состоянии в ходе экс­плуатации (затраты на капитальный ремонт и модернизацию оборудования).

Плановое перенесение стоимости основных фондов на продукцию называется амортизацией, а средства, включаемые в себестоимость продукции, - амортизационными отчислениями. Амортизационные отчисления в совокупности образуют амортизационный фонд.

Амортизация выполняет следующие основные задачи:

1) позволяет определить совокупные общественные издержки производства. В этой роли амортизация необходима для исчисления объема и динамики национального дохода в стране;

2) характеризует в обобщенной форме степень износа основных фондов, что необходимо для планирования процесса их воспроизводства;

3) создает денежный фонд для замены износившихся средств труда и их капитального ремонта.

В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности используется в основном равномерный метод и укоренный метод начисления амортизации.

Амортизационные отчисления при равномерной амортизация определяются путем отнесения суммы годовых норм амортизационных отчислении к стоимости основных фондов и выражаются в процентах, что видно из следующей формулы:

где Н-годовая норма амортизации;

А-размер амортизационных отчислений за год;

Ф-стоимость (первоначальная или восстановительная) основных фондов.

Поскольку размер амортизационных отчислений за год зависит от первоначальной стоимости основных фондов в момент их приобретения, срока предполагаемой службы, затрат на капитальные ремонты за весь амортизационный период, а также от остаточной (ликвидационной) стоимости данных основных фондов, постольку годовая норма амортизации может быть определена по формуле:

где Рм - затраты на капитальные ремонты (включая модернизацию) в течение срока службы основных фондов;

Л - ликвидационная стоимость основных фондов, вышедших из употребления;

А - амортизационный период (срок службы) основных фондов.

Малым предприятиям, кроме того, разрешено дополни­тельно списывать на издержки производства в первый год эксплуатации до 50% стоимости основных фондов, срок служ­бы которых превышает 3 года.

Ускоренная амортизация позволяет:

ускорить процесс обновления активной части основных производственных фондов на предприятии, а это уже немало;

накопить достаточные средства (амортизационные отчис­ления) для технического перевооружения и реконструкции про­изводства;

уменьшить налог на прибыль;

избежать морального и физического износа активной части основных производственных фондов, т.е. поддерживать их на высоком техническом уровне, что, в свою очередь, создает хорошую основу для увеличения объема производства, выпуска более качественной продукции и снижения ее себесто­имости.

Годовая сумма начисления амортизационных отчислений опре­деляется:

при линейном способе - исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной ис­ходя из срока полезного использования этого объекта;

при способе уменьшаемого остатка - исходя из остаточной стоимости объекта основных средств на начало отчетного года и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного ис­пользования этого объекта;

при способе списания стоимости по сумме чисел лет срока по­лезного использования - исходя из первоначальной стоимости объ­екта основных средств и годового соотношения, где в числителе -число лет, остающихся до конца срока службы объекта, а в знаме­нателе - сумма чисел лет срока службы объекта;

при способе списания стоимости пропорционально объему продукции (работ) - исходя из натурального показателя объема продукции (работ) в отчетном периоде и соотношения первона­чальной стоимости объекта основных средств и предполагаемого объема продукции (работ) за весь срок полезного использования объекта основных средств.

Планирование амортизационных отчислений на предприятии имеет важное значение, так как это позволяет определить их вели­чину на планируемый период; оно необходимо для планирования себестоимости продукции и финансовых результатов работы пред­приятия.

Исходными данными для определения амортизационных отчис­лений на планируемый период являются: показатели стоимости основных фондов на его начало; годовые и перспективные планы по вводу в действие основных фондов и фондов, поступающих от других предприятий и организаций по уже состоявшимся решени­ям; данные о проектируемом выбытии основных фондов; утвер­жденные нормы амортизационных отчислений.

Сумма начисленной амортизации относится на себестои­мость выпускаемой продукции, выполненных работ или оказан­ных услуг ежемесячно; в сезонных производствах годовая сум­ма амортизационных отчислений включается в издержки произ­водства за период работы предприятия в году.

Начисление амортизации по основным фондам, вновь вве­денным в эксплуатацию, начинается с 1-го числа месяца, следу­ющего за месяцем их введения в эксплуатацию, а по выбывшим основным фондам прекращается с 1-го числа месяца, следующе­го за месяцем выбытия.

Тщательное планирование амортизационных отчислений на начало планового года позволяет в дальнейшем упростить их расчет в течение планового периода. В этом случае амортизаци­онные отчисления (А) за каждый месяц определяются по упро­щенной схеме: к амортизационным отчислениям за предыду­щий месяц (А 0 ) добавляются амортизационные отчисления на вновь вводимые основные фонды (А вв ,) и вычитаются амор­тизационные отчисления на выбывшие основные фонды (A выб):

А = А 0 + А вв - А выб

Источники формирования и пополнения ОФ зависят от формы существования предприятия. Для государственных предприятий это будет несколько отличаться по сравнению с частными. Но есть и общие черты:

o амортизационные отчисления, которые накапливаются в течении работы предприятия

o фонд накопления от прибыли предприятия (прибыль расходуется на фонд потребления и фонд накопления)

o для государственных предприятий капитальные вложения в предприятие

o заёмные средства

o выпуск дополнительных акций тем самым привлекается дополнительные капитали акционеров

К какому сроку следует относить с 01.01.2009 (после изменений, внесенных постановлением Правительства РФ от 12.09.2008 № 676) скважину нефтяную эксплуатационную для целей исчисления налога на прибыль?

свыше 7 лет до 10 лет включительно. Согласно Общероссийскому Классификатору основных фондов «Скважина нефтяная эксплуатационная» код ОКОФ 12 4521161 относится к подклассу «Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности» код ОКОФ 12 4521021. Согласно изменениям, внесенным Постановлением Правительства Российской Федерации от 12 сентября 2008 года № 676 , пятая амортизационная группа дополнена позицией 12 4521021 – «Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности». Таким образом, согласно Классификации скважина нефтяная эксплуатационная (код 12 4521161) относится к пятой амортизационной группе со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно.

Обоснование данной позиции приведено ниж е в материалах Системы Главбух

1. Рекомендация: Как определить срок, в течение которого имущество будет амортизироваться в налоговом учете

В налоговом учете имущество амортизируйте в течение его срока полезного использования .

Основные правила

Срок полезного использования основного средства определите самостоятельно по таким правилам:*

• в первую очередь руководствуйтесь Классификацией , утвержденной постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1 . В этом документе основные средства в зависимости от срока их полезного использования объединены в 10 амортизационных групп и расположены в порядке возрастания срока полезного использования (п. 3 ст. 258 НК РФ). Чтобы определить срок полезного использования, найдите наименование основного средства в Классификации и посмотрите, к какой группе оно относится;
• если основное средство не указано в Классификации , то установите срок его полезного использования на основании рекомендаций изготовителя и (или) технических условий.

Такие правила установлены пунктами и статьи 258 Налогового кодекса РФ.

Если основное средство не упомянуто в Классификации , а техническая документация на него отсутствует, определить амортизационную группу и срок полезного использования можно, обратившись с соответствующим запросом в Минэкономразвития России. Такие рекомендации содержатся в письме Минфина России от 3 ноября 2011 г. № 03-03-06/1/711 .*

Кроме того, в подобных ситуациях допускается начисление амортизации по единым нормам , утвержденным постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 г. № 1072 . Однако правомерность использования этих норм, скорее всего, придется отстаивать в суде. В арбитражной практике есть примеры судебных решений, подтверждающих обоснованность такого подхода (см., например, определение ВАС РФ от 11 января 2009 г. № ВАС-14074/08 , постановления ФАС Западно-Сибирского округа от 5 мая 2012 г. № А27-10607/2011 , Дальневосточного округа от 19 мая 2010 г. № А16-1033/2009 и от 29 декабря 2009 г. № Ф03-5980/2009 , Северо-Западного округа от 15 сентября 2008 г. № А21-8224/2007).

Елена Попова,

государственный советник налоговой службы РФ I ранга

2. Постановление, Классификатор Госстандарта России от 26.12.1994 №№ 359, ОК 013-94 «Общероссийский классификатор основных фондов (ОКОФ). ОК 013-94 (коды 10 0000000 - 14 2949220) (с изменениями на 14 апреля 1998 года)»

3. Постановление Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы (с изменениями на 10 декабря 2010 года)»

Пятая группа
(имущество со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно)

t – время работы единицы оборудования.

Коэффициент интенсивного использования оборудования

где Q ф - фактическая производительность оборудования в единицу времени;

Q пл - максимально возможная или пла­новая производительность.

Этот показатель дает представление о фактическом съеме про­дукции при данном оборудовании.

Поскольку буро­вые установки не имеют установленной номинальной мощности, то степень интенсивности их использования определяется:

Где V - фактический объем проходки (коммерческая скорость бурения);

V r - максимально-возможный объем проходки при достигнутой на аналогичных скважинах средней технической скорости бурения.

Данный коэффициент на предприятиях нефтепереработки определяется отношением объема фактически переработанного сырья в единицу времени к максимально возможному объему за этот же период.

На транспорте нефти и газа в качестве показателя интенсивности используется показатель использования производительности трубопроводов:

где Q ф - фактическая производи­тельность;

Q пр – проектная производительность.

Интегральный коэффициент использования основ­ных фондов характеризует одновременно исполь­зование основных фондов во времени и по мощности.

1. Оценка основных фондов

Учет основных фондов производится в натуральной и денеж­ной формах. По натуральным показателям учет раздельный для каждой группы фондов. Это позволяет опреде­лить структуру фондов, составить баланс оборудования, мощность.

Каждый объект основных средств имеет свой инвентарный номер и технический паспорт. Поэтому исходными данными для учета основных фондов служат данные инвентаризации (проверка остатков основных фондов путем их подсчета в натуре).

Учет в денежной форме проводится для определения общей величины основных фондов, их динамики, расчета амортизационных отчислений и эффективности использования фондов.

Есть три вида денежной оценки:

По первоначальной стоимости – это сумма стоимости приобретения оборудования, его доставки и монтажа (не учитывается НДС и иные возмещаемые налоги).

По остаточной стоимости – это разница между первоначальной стоимостью оборудования и его износом за определенный период.

По восстановительной стоимости - это денежная сумма необходимая для приобретения аналогичного оборудования в текущем периоде по рыночным ценам. Также могут применяться коэффициенты пересчета стоимости, разработанные госкомстатом.

1. Износ основного капитала и амортизация

Основные фонды совершают кругооборот: износ основных фондов, их амортизация, использование амортизационного фонда для замены изношенного оборудования на новое.

Амортизация - это возмещение основ­ных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции (себестоимость) или на выполненную работу.

Амортизационные отчисления начисляются ежемесячно.

амортизация не начисляется с основных фондов, находящихся на консервации.

Различают физический и моральный износ.

Физический износ зависит от загрузки и интенсивности использования оборудования.

Моральный износ вызван появлением более производительного или экономичного оборудования.

Моральный износ - это главный фактором, определяющий не­обходимость замены средств.

Одним из способов быстрой замены старого оборудования является его приобретение по договору лизинга в рассрочку, что значительно снижает еди­новременные капиталовложения.

Слишком высокая доля отчислений увеличивает издержки производства, а следовательно, снижает конкурентоспособность продукции. Однако заниженная доля отчислений удлиняет срок использования оборудования, что ведет к их старению и снижению конкурентоспособности предприятия.

Согласно ПБУ 6/01 «Учет основных средств», утвержденному приказом Минфина от 03.09.97г., предприятие получило право использовать следующие способы начисления амортизации:

Линейный;

Уменьшаемого остатка;

Списание стоимости по сумме чисел лет срока полезного ис­пользования;

Списание стоимости пропорционально объему продукции (работ, услуг).

Предприятие может одновременно применять разные спо­собы начисления амортизации применительно к разным груп­пам основных средств, например, по рабочим маши­нам - линейный способ, по вычислительной технике - способ уменьшаемого остатка и т.п. Способ начис­ления нельзя менять в течение всего срока использования объекта. Способы амортизации утверждаются руководством предприятия в приказе по учетной политике предприятия.

Способы амортизации

Линейный - годовая сумма амортизации опреде­ляется по первоначальной стоимости объекта и норме амортизации, исчисленной исходя из срока его использования.

A = (Ф п * Н а) / 100,

где Фп - первоначальная стоимость основных фондов, руб.;

Н - Норма амортизации - это размер амортизационных отчислений за год по каждому виду основных фон­дов, в процентах.

Норма амортизации (Н) определяется по формуле

где Т - нормативный срок службы данного вида основных фондов, лет.

Если первоначальная стоимость двигателя 40 тыс. руб., срок его полезного использования 5 лет, то годовая норма амортиза­ции составит:

Н=1/5 *100= 20%.

Годовая сумма амортизационных отчислений составит:

Фп = (40*20)/100 = 8 тыс. руб.

2. Уменьшаемого остатка - годовая сумма аморти­зации определяется на основе остаточной сто­имости объекта на начало отчетного года и нормы амор­тизации исчисленной исходя из срока его использо­вания. В первый год эксплуатации списывается большая часть стоимости, далее темп списания замедляется.

Первоначальная стоимость объекта 100 тыс. руб. Норма амортизации 40%.

	Годовая сумма износа	Начисленный износ, руб	Остаточная стоимость, руб.
	100000*0,4=40000

Ликвидационная стоимость объекта 5 тыс. руб.

Ликвидационная стоимость - денежные средства от ликвидации оборудования (стоимость материалов реализованных за минусом затрат по ликвидации оборудования).

3. Списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования - годовая сумма от­числений определяется исходя из первоначальной стоимости объекта и годового соотношения: остаток лет до конца срока службы объекта / сумму лет срока службы объекта.

Так, при первоначальной стоимости станка 40 тыс. руб. и сро­ке его полезного использования 5 лет сумма чисел лет срока служ­бы составляет:

5 + 4 + 3 + 2+1 = 15 лет.

Начисление амортизации по годам использования объекта составило:

1-й год: 5/15 = 0,333; 40 тыс. руб. 0,333 = 13,32 тыс. руб.;

2-й год: 4/15 = 0,267; 40 тыс. руб. 0,267 = 10,68 тыс. руб.;

3-й год: 3/15 = 0,2 ; 40 тыс.руб. 0,2 = 8 тыс. руб.;

4-й год: 2/15 = 0,133; 40 тыс. руб. 0,133 = 5,33 тыс. руб.;

5-й год: 1/15 = 0,067; 40 тыс. руб. 0,067 = 2,68 тыс. руб.

4. Списание пропорционально объему про­дукции - исходят из натурального показателя производства объема продукции в отчетном периоде и соотношения первоначальной стоимости объекта и предполагаемого объема продукции за весь срок ис­пользования объекта.

5. По отдельным видам основных средств отраслевые органы и министерства могут разрешить ускоренную амортизацию, по нормам, превышающим линейную не более, чем в 2 раза, а также замедленную, т.е. начисление амортизации по заниженным нормам.

Коэффициент 3 применяется для основных средств полученых по договору лизинга.

Определение срока полезного использования объекта немате­риальных активов производится исходя из срока действия патента.

Если срок не­возможно определить, то он устанавливается в рас­чете на десять лет (не более срока деятельности предприятия).

Нормы амортизации основных фондов нефтегазовой промышленности

Вид оборудования	Норма амортизации в год, %
Нефтяные скважины
Газовые скважины
Подземные хранилища газа
Буровое оборудование
Трубопроводы
Магистральные нефтегазопроводы
Нефтегазоперекачивающие агрегаты
Установки предприятий нефтепеработки и нефтехимии
Устанвоки нефтехимической промышленности

Пути повышения эффективности использования основных фондов

Увеличение времени работы машин за счет ввода в эксплуатацию нового оборудования и сокращения времени ремонта.

Ускорение сроков достижения производительности техники.

Модернизация оборудования.

Использование прогрессивных технологических процессов.

Повышение уровня автоматизации основных и вспомогательных процессов.

Структура оборотного капитала предприятия нефтегазовой

промышленности

Оборотный капитал подразде­ляется на капитал в производстве и капитал в обращении (табл. 4.1).