Для расчета амортизации скважин необходимы следующие данные

Обновлено: 07.07.2024

Отдельные вопросы практического применения ФСБУ 6/2020 "Основные средства"

С 1 января 2022 года учет основных средств необходимо будет вести по новым правилам. С этой даты вступит в действие новый стандарт – ФСБУ 6/2020 "Основные средства" (далее – ФСБУ 6/2020), утвержденный приказом Минфина России от 17 сентября 2020 г. № 204н. Документ содержит ряд изменений, которые могут существенно повлиять не только на организацию бухгалтерского учета в компании, но и на ее бизнес-процессы в целом. В частности, положения нового стандарта могут коснуться доработки учетных систем, взаимодействия с другими подразделениями компании, документооборота и ряда других вопросов. В связи с этим руководителям финансовых (бухгалтерских) служб уже сейчас важно оценить нормы нового стандарта и своевременно подготовится к его применению.

Основные средства с низкой стоимостью

В структуре активов организации основные средства с низкой стоимостью могут занимать значительную долю. Учет каждого объекта малоценных основных средств не представляется рациональным. Более того, такой подход увеличивает нагрузку на применяемую организацией учетную систему и замедляет процесс закрытия бухгалтерских книг. Новое ФСБУ 6/2020 позволяет не вести учет основных средств с низкой стоимостью, а списывать затраты на их приобретение (создание) в расходы периода, в котором они возникли. Чтобы воспользоваться данной возможностью организация должна установить лимит стоимости основных средств, ниже которого к ним применяется подход, аналогичный учету запасов.

На какие критерии следует ориентироваться при установлении лимита стоимости основных средств при переходе на новый стандарт и всегда ли оправдано списание активов с низкой стоимостью? Попробуем разобраться.

Согласно действующему ПБУ 6/01 "Учет основных средств" к малоценным основным средствам относятся активы, удовлетворяющие критериям признания основных средств, стоимостью менее 40 тыс. руб. Новый стандарт разрешает организациям самостоятельно устанавливать лимит стоимости основных средств с учетом информации об их существенности.

Одновременно с этим ст. 257 Налогового кодекса определяет основные средства как часть имущества, используемого в качестве средств труда для производства и реализации товаров (выполнения работ, оказания услуг) или для управления организацией первоначальной стоимостью более 100 тыс. руб.

Логично было бы предположить, что, установив одинаковый лимит стоимости для основных средств в бухгалтерском и в налоговом учете, организация сможет их сблизить. Кроме того, отсутствие разниц в бухгалтерской и налоговой стоимости основных средств не будет приводить к начислению отложенных налогов. На первый взгляд, преимущества такого подхода очевидны. Но не всегда он бывает оправдан.

Во-первых, одно основное средство стоимостью до 100 тыс. руб. может быть несущественным для организации в целом. Но в ее деятельности могут использоваться сотни, а то и тысячи таких объектов. Информация об их совокупной стоимости может быть существенной для пользователей финансовой отчетности. И в этом случае списать на расходы стоимость указанных основных средств уже нельзя.

Во-вторых, списание на расходы значительного числа объектов с низкой стоимостью может неблагоприятным образом повлиять на финансовый результат отчетного периода. В некоторых случаях организации выгоднее показать активы в балансе, чем отражать их стоимость в расходах периода. Например, высокий показатель чистых активов важен, если организация планирует получать заемные средства.

И, наконец, в-третьих, списав на расходы периода стоимость малоценных основных средств, организации все равно придется обеспечить надлежащий контроль за их наличием и движением. Таково требование нового стандарта (п. 5 ФСБУ 6/2020). Здесь может возникнуть проблема организации учета значительного количества объектов основных средств за балансом. Если применяемая учетная система не позволяет это сделать должным образом, то возникает вопрос о ее доработке, либо о поиске альтернативного, внесистемного способа учета. Помимо этого, может возникнуть вопрос о необходимости разработки и внедрения контрольных процедур, позволяющих обеспечить сохранность малоценных основных средств.

Хотите лучше разбираться в

стандартах бухгалтерского учета?

Взгляните по-новому на финансовое образование

и получите Диплом АССА "Финансы и управление бизнесом"

Таким образом, при принятии решения об установлении нового лимита стоимости основных средств в бухгалтерском учете с 1 января 2022 года представляется целесообразным ориентироваться не на нормы налогового законодательства, а проанализировать факторы, влияющие на соответствующие показатели финансовой отчетности и установленные организацией показатели эффективности деятельности.

Одним из способов рационализировать учет малоценных основных средств, информация о совокупной стоимости которых может быть существенной для организации в целом, – это перейти на их групповой учет. Новый стандарт не содержит прямой нормы о том, что организации могут определять группу основных средств в качестве единицы учета, но и не запрещает это делать. Согласно п. 11 ФСБУ 6/2020 группой основных средств считается совокупность объектов основных средств одного вида, объединенных исходя из сходного характера их использования. Данная формулировка позволяет сделать вывод, что при определенных условиях совокупность однородных основных средств возможно рассматривать в качестве единого объекта основных средств. В своей Рекомендации Р-125/2021-КпР от 19 марта 2021 г. "Групповая единица учета основных средств" (далее – Рекомендация Р-125/2021-КпР) Фонд "Национальный некоммерческий регулятор бухгалтерского учета "Бухгалтерский методологический центр" устанавливает необходимые условия для объединения однородных основных средств в групповую единицу учета. Такими условиями являются:

управление и финансирование основных средств, входящих в групповую единицу учета, на единой основе;
все объекты групповой единицы учета относятся к одной группе основных средств, определяемой организацией в соответствии с пунктом 11 ФСБУ 6/2020 "Основные средства";
все объекты, составляющие групповую единицу учета, выполняют однородную функцию в деятельности организации;
элементы амортизации объектов в составе групповой единицы учета совпадают либо отличаются несущественно, чтобы организация имела возможность установить единую норму амортизации для групповой единицы учета, отражающую характер поступления экономических выгод от инвестиций в нее;
состав статей затрат, в которые включается амортизация групповой единицы учета, и способы распределения амортизации по этим статьям не отличаются от состава статей и способов распределения, как если бы амортизация начислялась по каждому объекту групповой единицы учета;
все объекты групповой единицы учета входят в одну единицу, генерирующую денежные средства, или являются корпоративными активами, как это определено в международном стандарте финансовой отчетности IAS 36 "Обесценение активов" (за исключением организаций, применяющих упрощенные способы бухгалтерского учета).

Указанные условия должны выполняться одновременно. При необходимости организация может дополнить их перечень, исходя из специфики своей деятельности, и зафиксировать в своих внутренних нормативных документах.

В Рекомендации Р-125/2021-КпР подчеркивается важность правильного выбора совокупности основных средств, к которой будет применяться групповой учет. Учет такой группы должен осуществляться в том же порядке, как если бы все правила для учета основных средств применялись к одному объекту. При этом не должно быть существенного изменения показателей финансовой отчетности.

Рациональное ведение бухгалтерского учета малоценных основных средств заключается, в том числе и в возможности снизить затраты на начисление амортизации. Для этого в Рекомендации Р-125/2021-КпР предлагается использовать средневзвешенную норму амортизации, которая определяется расчетным путем на основе элементов амортизации основных средств, входящих в группу. В соответствии с п. 37 ФСБУ 6/2020 указанная норма амортизации должна уточняться в конце каждого года, а также при наступлении обстоятельств, свидетельствующих о возможном изменении элементов амортизации.

В случае если организация примет решение применять групповой учет основных средств, ей необходимо будет принять во внимание несколько моментов.

Во-первых, необходимо будет проанализировать, как данное решение повлияет на применяемую ей классификацию основных средств, на основе которой строится бухгалтерский и налоговый учет. Возможно, придется внести соответствующие изменения во внутренние нормативные документы и донастроить учетную систему.

Во-вторых, для расчета средневзвешенной нормы амортизации по группе в учетной системе необходимо будет хранить информацию о первоначальной стоимости и сроке полезного использования каждого объекта, входящего в группу. Это особенно важно, если основные средства, входящие в группу, имеют разную стоимость и их движение (поступление и выбытие) осуществляется неравномерно.

Таким образом, перед тем, как принять решение о групповом учете основных средств, стоит проанализировать возможности используемого программного продукта и оценить потенциальные затраты на его доработку или донастройку. Возможно, что к моменту перехода на ФСБУ 6/2020 ведущие разработчики бухгалтерского софта уже учтут данную потребность и предложат пользователям своих продуктов готовое решение.

Существенные затраты на проведение ремонта, технического осмотра и обслуживания основных средств

Одним из нововведений ФСБУ 6/2020 является признание в качестве самостоятельного инвентарного объекта существенных затрат на проведение ремонта, технического осмотра и технического обслуживания объектов основных средств с частотой более 12 месяцев или более обычного операционного цикла, превышающего 12 месяцев. Однако далее в стандарте не конкретизируются требования к таким объектам основных средств. Вероятно, предполагается, что организации должны разработать методику учета данных активов, основываясь на профессиональном суждении и оценке экспертов, и закрепить ее во внутренних нормативных документах.

В случае принятия организацией решения о выделении существенных затрат на ремонт, технический осмотр и обслуживание в качестве отдельных единиц учета возникает ряд не только учетных, но и организационных вопросов. Например, необходимо будет обеспечить во внутренних регламентах организации единый подход к определению видов работ, которые будут попадать под определение капитального ремонта, технического осмотра и технического обслуживания. Далее совместно со специалистами служб по ремонту и обслуживанию основных средств необходимо определить перечень объектов, в отношении которых затраты на ремонт и техническое обслуживание будут капитализироваться. Также следует оценить сроки на проведение ремонтных мероприятий и техническое обслуживание и зафиксировать их во внутренних планах соответствующих служб. Кроме того, указанные планы потребуется увязать с бюджетом организации на следующий год. В связи с тем, что бюджетная кампания во многих организациях уже началась, сделать это придется оперативно.

И, наконец, финансовой (бухгалтерской) службе организации потребуется оценить влияние принятого решения на учетный процесс. Возможно, потребуется заведение новых аналитик в учетной системе, внесение изменение в применяемый Классификатор основных средств, определение норм амортизации для групп основных средств, в составе которых учитываются затраты на проведение существенных ремонтов и технического обслуживания, изменение Учетной политики и так далее.

Хотите лучше разбираться в стандартах бухгалтерского учета? Взгляните по-новому на финансовое образование и получите Диплом АССА «Финансы и управление бизнесом». Теперь международный сертификат и, главное, – глубокое понимание финансов в бизнесе доступны всем. Инвестируйте в себя! Обучение на русском. Сертификаты на английском. Подробнее

Необходимо отметить, что возможность капитализации затрат на проведение существенных ремонтов и других аналогичных мероприятий, существовала и ранее. В Рекомендациях аудиторским организациям, индивидуальным аудиторам, аудиторам по проведению аудита годовой бухгалтерской отчетности организаций за 2012 год Минфин России указывал, что затраты на проведение капитальных ремонтов и других аналогичных мероприятий, возникающих через определенные длительные временные интервалы (более 12 месяцев) на протяжении срока эксплуатации объектов основных средств должны отражаться в составе внеоборотных активов (письмо от 09.01.2013 №07-02-18/01). И отдельные передовые организации воспользовались указанным подходом. В связи с этим на сегодняшний день данному вопросу уже есть практика, которую можно использовать при переходе на ФСБУ 6/2020.

Ликвидационная стоимость

Новый стандарт вводит понятие элементы амортизации, одним из которых является ликвидационная стоимость. Ликвидационной стоимостью объекта основных средств считается величина, которую организация получила бы в случае выбытия данного объекта (включая стоимость материальных ценностей, остающихся от выбытия) после вычета предполагаемых затрат на выбытие.

В соответствии с пунктом 37 ФСБУ 6/2020 ликвидационная стоимость определяется при первоначальном признании основных средств и является оценочным значением. При этом основные средства рассматриваются таким образом, как если бы уже достигли окончания срока полезного использования и находилось в состоянии, характерном для окончания срока полезного использования. Здесь возникает вопрос: где взять такую информацию, и кто должен определить ликвидационную стоимость основных средств? Очевидно, что такой информацией могут обладать работники организации, отвечающие за эксплуатацию приобретаемых активов: машин, оборудования, приборов, транспортных средств и так далее. Нередко бывает, что организации продают бывшее в эксплуатации оборудование или сдают автомобили в trade-in. Возможно, что у специалистов, отвечающих за эксплуатацию основных средств, есть определенные планы по их отчуждению или накопленная статистика в отношении стоимости материальных ценностей, остающихся после выбытия и разборки активов. Данная информация может послужить источником для определения ликвидационной стоимости основных средств. Если же подобная информация не поступает в финансовую (бухгалтерскую) службу организации, то представляется целесообразным наладить взаимодействие с техническими подразделениями и понять, как может быть выстроен совместный бизнес-процесс для того, чтобы со следующего года начать выполнять требование ФСБУ 6/2020. Сделать это лучше заранее, поскольку ликвидационную стоимость основных средств придется определять не только для тех объектов, которые будут приобретены после 1 января 2022 года, но и для тех, что учитываются на балансе организации на дату перехода на новый стандарт. Изменение в бизнес-процессе затронут, как минимум, такие вопросы как график предоставления информации в финансовую (бухгалтерскую) службу организации, документальное оформление операций, оценка ликвидационной стоимости основных средств компетентными подразделениями.

Пункт 31 ФСБУ 6/2020 устанавливает случаи, когда ликвидационная стоимость основных средств принимается равной нулю. К ним относятся ситуации, когда:

не ожидаются поступления от выбытия объекта основных средств (в том числе от продажи материальных ценностей, остающихся от его выбытия) в конце срока полезного использования;
ожидаемая к поступлению сумма от выбытия объекта основных средств не является существенной;
ожидаемая к поступлению сумма от выбытия объекта основных средств не может быть определена.

Однако для того, чтобы без каких-либо неблагоприятных последствий воспользоваться этой нормой, также необходимо получить заключение компетентных служб организации. Как было упомянуто ранее, ликвидационная стоимость является оценкой, а ее могут дать только специалисты, которые используют основные средства в деятельности организации. В связи с этим, в случае отражения в бухгалтерском учете ликвидационной стоимости основных средств или отдельных их групп, равной нулю, бухгалтерские расчеты лучше подкрепить справками и (или) заключениями от технических специалистов.

Данный материал рассматривает лишь небольшую часть изменений, которые связаны с вступлением в силу нового стандарта по учету основных средств. Но даже эти изменения затрагивают большое количество организационных вопросов, в решение которых будут вовлечены не только работники финансовых (бухгалтерских) служб организаций, но и смежные подразделения. И чем скорее начнется эта работа, тем более успешным для организации будет переход на новые правила учета.

Расчет амортизации нефтегазовых активов при подготовке отчетности по МСФО

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.

Как считать амортизацию

Основные средства и нематериальные активы — это имущество и нематериальные ценности организации, которое используется в её деятельности и способны приносить организации доход от владения ими и их использования в течение долгого периода времени — не менее 1 года (станки, инструмент, автомобили, недвижимость, патенты на изобретения, лицензионные или авторские права, товарные знаки и т.д).

Содержание статьи

Со временем станки устаревают, инструмент изнашивается, здания разрушаются, старые патенты заменяются на новые, более технологичные. А если вы, например, захотите продать свой станок или здание, то возникает вопрос — а какова же его реальная стоимость с учетом активного использования? Не может же 3-летняя «Газель» стоить по цене новой. Так мы приходим к необходимости учитывать износ основного средства (нематериального актива) или его обесценивание со временем. С учетом нам поможет амортизация.

Что же такое амортизация?

Амортизация — это процесс периодического переноса начальной стоимости основного средства или нематериального актива на производственные, коммерческие или общехозяйственные расходы — в зависимости от того, как этот актив используется.

Есть несколько способов амортизации, но юрлицам на УСН, вероятно, стоит выбирать самый простой — линейный способ амортизации.

Линейный способ заключается в том, что в течение всего срока полезного использование основное средство или нематериальный актив списываются равными долями. Амортизацию начисляют ежемесячно, начиная со следующего месяца после введения имущества в эксплуатацию, и до тех пор, пока не амортизируют полностью первоначальную стоимость основного средства или нематериального актива.

Как мы можем посчитать амортизацию?

Как видно из формулы, необходимо будет определить первоначальную стоимость и срок полезного использования для расчета ежемесячной суммы амортизации. Если с суммой первоначальной стоимостью проблем нет, то определить срок использования — порой сложная задача.

Новым ИП — год Эльбы в подарок

Год онлайн-бухгалтерии на тарифе Премиум для ИП младше 3 месяцев

Определяем срок полезного использования

Для нематериального актива срок полезного использования устанавливает сама фирма. Это срок в течение которого НМА будет использоваться и тем самым приносить доход.

Для основных средств в бухгалтерском учете предприятие тоже может установить срок использования самостоятельно, но не лишним будет согласовать этот срок с уже разработанными нормами и классификаторами.

Поэтому для определения срока полезного использования мы рекомендуем воспользоваться классификатором основных средств по амортизационным группам, утвержденным Постановлением Правительства №1 от 01.01.2002.

Если основное средство относится к нескольким группам амортизации — выбор срока полезного использования рекомендуем делать из диапазона тех групп, к которым оно относится, исходя из предполагаемого времени эксплуатации объекта основных средств.

Таким образом, станет возможным получить сумму ежемесячной амортизации.

Если необходимо определить сумму амортизационных отчислений за период, например, на 01.01.2021, то следует сначала определиться с датой ввода в эксплуатацию, а затем посчитать, сколько ежемесячных сумм амортизации должно было быть произведено. Таким образом, можно ежемесячную сумму амортизации умножить на количество месяцев с момента ввода в эксплуатацию.

Пример расчета

ООО «Ромашка» купила легковой автомобиль за 600 000 руб 22.02.2018 и ввела его в эксплуатацию 10.03.2018.

На 01.01.2021 необходимо определить сумму амортизации за период использования.

Автомобили легковые согласно классификатору относятся к третьей амортизационной группе со сроком полезного использования от 3х до 5 лет. Мы выбираем, например, 5 лет — автомобиль надежный, и мы собираемся долго его эксплуатировать.

Годовая норма амортизации получается равна: 100% / 5 лет = 20 %

Ежегодная сумма амортизации равна 600 000 руб * 20 % = 120 000 руб.

Ежемесячная сумма амортизации равна 120 000 руб / 12 мес. = 10 000 руб.

Ввели основное средство в эксплуатацию 10.03.2018, таким образом, до 01.01.2021 оно эксплуатировалось в течение 9 + 12 + 12 = 33 полных месяцев.

На 01.01.2021 сумма амортизации составит 33 мес. * 10 000 руб = 330 000 руб.

Статья актуальна на 08.02.2021

Успех! Мы выслали подтверждение на адрес указанной вами электронной почты.

Для расчета амортизации скважин необходимы следующие данные

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО "Сбербанк-АСТ". Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

12 октября 2021

Программа разработана совместно с АО "Сбербанк-АСТ". Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Об амортизации водозаборной скважины

21 мая 2012

Водозаборная скважина учитывается в качестве отдельного объекта основных средств, относящегося к VI амортизационной группе.

Разъяснено, что для целей исчисления налога на прибыль первоначальная стоимость такой скважины учитывается в расходах посредством начисления амортизации в течение срока действия договора аренды.

ПОЛУЧИТЕ БЕСПЛАТНЫЙ ДОСТУП К СИСТЕМЕ ГАРАНТ НА 3 ДНЯ!

Все права на материалы сайта ГАРАНТ.РУ принадлежат ООО "НПП "ГАРАНТ-СЕРВИС". Полное или частичное воспроизведение материалов возможно только по письменному разрешению правообладателя. Правила использования портала.

Если вы заметили опечатку в тексте,
выделите ее и нажмите Ctrl+Enter

Читайте также: