Нефтегазовый актив - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Быть может, ваше единственное предназначение в жизни - быть живым предостережением всем остальным. Законы Мерфи (еще...)

Нефтегазовый актив

Cтраница 1


Начисление амортизации нефтегазовых активов методом списания по единице продукции в основе своей одинаков для учета как по методу полных затрат, так и по методу результативных затрат.  [1]

Теоретически зачастую оказывается удобным представлять месторождение как единый нефтегазовый актив. Однако на практике компании обычно ведут достаточно детализированный учет, что позволяет им отслеживать расходы по отдельным скважинам, элементам оборудования и сооружениям, а также прочие затраты, связанные с центрами учета затрат. В США, согласно методу результативных затрат, затраты, капитализированные до этого момента ( например, расходы по результативному бурению разведочных и оценочных скважин, которые привели непосредственно к открытию доказанных запасов), переносят со счета незавершенных буровых работ на счета соответствующих скважин и оборудования. Все издержки, понесенные при обнаружении месторождения и подготовке к добыче ископаемых, также следует капитализировать как затраты на нефтегазовый актив.  [2]

Когда приобретенная компания ведет операции апстрима, цену ее приобретения, как правило, распределяют на нефтегазовые активы. Следует определить и в процессе аллокирования использовать справедливую стоимость оборудования, доказанных запасов ( то есть стоимость как разработанных доказанных, так и неразработанных доказанных запасов), а также недоказанных запасов, которыми владеет поглощенная компания. В соответствии с правилами, установленными Комиссией по ценным бумагам и биржам США, признавать стоимость деловой репутации приобретенной компании следует только в том случае, если цена покупки превышает совокупную стоимость недоказанных и доказанных запасов, скважин, оборудования и всех прочих материальных и нематериальных активов и обязательств.  [3]

Компании, использующие метод полных затрат, вместо предусмотренного SFAS № 144 теста на обесценение должны применять к своим нефтегазовым активам тест на верхний предел затрат, рекомендуемый SEC. Как уже говорилось в главе 8, проведение такого теста требует расчета будущих чистых денежных потоков.  [4]

Он касается всех активов, за исключением товарно-материальных запасов, активов, возникающих при выполнении строительных контрактов, отложенных налоговых требований, активов, связанных с предоставлением льгот работникам, и финансовых активов. Поэтому IAS 36 применим к нефтегазовым активам, учет которых ведется методами результативных затрат или полных затрат. Этот стандарт касается капитализированных затрат, связанных с поисковыми работами, приобретением прав на минеральные ресурсы, разведкой, оценкой месторождения, его освоением, строительством, а также демонтажем оборудования и восстановлением окружающей среды.  [5]

Расходы на бурение и оборудование эксплуатационных, обслуживающих и стратиграфических скважин эксплуатационного типа являются затратами на освоение месторождения. Согласно SFAS № 19, как только нефтегазовый актив ( месторождение) определен, затраты, связанные с бурением этих скважин и другими действиями по подготовке к добыче, должны быть капитализированы независимо от того, были ли та или иная скважина либо то или иное действие успешными или безрезультатными. Полные расходы на подготовку месторождения к добыче капитализируют как часть затрат компании на скважины и относящиеся к ним сооружения и оборудование.  [6]

Обычно разногласий в учете затрат на разработку месторождения не возникает. Раз компании находятся в процессе освоения нефтегазового актива, а степень неопределенности достаточно мала, все затраты капитализируются.  [7]

Если месторождение полностью подготовлено к добыче, наиболее распространенный и чаще всего практикуемый подход заключается, прежде всего, в определении справедливой рыночной стоимости материального оборудования и распределении цены покупки на оборудование. Затем остающуюся часть цены покупки относят на затраты на нефтегазовые активы, связанные с доказанными запасами. Такая процедура соответствует требованиям налогообложения прибыли в США. Данный подход приемлем и для целей финансовой отчетности, поскольку в финансовом учете нематериальные затраты на бурение не играют особой роли. Обратите внимание также на то, что для освоенного месторождения применение американской версии учета методом результативных затрат не сказывается на амортизационных отчислениях.  [8]

Поскольку будущий чистый доход определяют для каждого года, масштабы налоговых последствий также надо оценивать ежегодно. Впрочем, допускается и альтернативный сокращенный расчет ( SAB, № 12), согласно которому стоимость нефтегазовых активов определяется в соответствии с предположением о том, что они реализованы в день, указанный в балансе. Налоговые последствия такого допущения заключаются в сумме налога на прибыль, который должен быть выплачен с прибыли от предполагаемой продажи. Впрочем, вопреки предположению о продаже, сокращенный расчет допускает признание налоговой скидки на истощение недр, что было бы невозможно при начислении таких налогов в случае реальной продажи.  [9]

В главе 11 мы будем говорить о том, что американские компании, использующие метод результативных затрат, подчиняются содержащимся в SFAS № 144 нормам, регулирующим обесценение участков недр. Компании, ведущие учет по методу полных затрат, должны применять верхний предел затрат, установленный SEC в качестве обязательного условия. Следовательно, такие компании не обязаны использовать SFAS № 144 в отношении своих нефтегазовых активов. Вместе с тем им приходится применять данное Положение к месторождениям, которые предназначены к продаже.  [10]

В соглашении указывается, какие затраты являются возмещаемыми, порядок их компенсации, предел возмещения затрат, а также возможность переноса невозмещаемых на данном этапе затрат на будущие периоды. В большинстве случаев принято, что возмещаемые затраты, которые не компенсированы в текущем году, могут быть перенесены на будущие периоды. Во многих контрактах ограничивается возможность компенсации затрат на разведку и освоение запасов сырья в течение каждого года. Методы возмещения затрат включают амортизацию и обесценение осваиваемых нефтегазовых активов. Это означает, что лишь определенная доля возмещаемых затрат на разработку может компенсироваться в течение каждого года.  [11]

В-международном стандарте IAS 37 ( § 59) изложено требование пересмотра резервов на каждую отчетную дату и их корректировки с учетом наилучшей текущей оценки. Изменение суммы резерва, вызванное исключительно прошествием времени, должно признаваться как составная часть затрат по займам данной компании. Такие изменения возникают как результат действия других факторов, например изменения оценок затрат или самой ставки дисконтирования, и ведут либо к увеличению, либо к уменьшению суммы резерва. В случае роста резерва необходимо увеличить и соответствующие ему нефтегазовые активы. В случае уменьшения такого остатка резерв реверсируют.  [12]

Теоретически зачастую оказывается удобным представлять месторождение как единый нефтегазовый актив. Однако на практике компании обычно ведут достаточно детализированный учет, что позволяет им отслеживать расходы по отдельным скважинам, элементам оборудования и сооружениям, а также прочие затраты, связанные с центрами учета затрат. В США, согласно методу результативных затрат, затраты, капитализированные до этого момента ( например, расходы по результативному бурению разведочных и оценочных скважин, которые привели непосредственно к открытию доказанных запасов), переносят со счета незавершенных буровых работ на счета соответствующих скважин и оборудования. Все издержки, понесенные при обнаружении месторождения и подготовке к добыче ископаемых, также следует капитализировать как затраты на нефтегазовый актив.  [13]

При добыче нефти и газа накладные расходы неизбежны. К ним обычно относят затраты общего и административного характера, связанные с косвенной поддержкой, которая оказывается из главного офиса компании-оператора. Например, деятельность в Азербайджане пользуется определенной поддержкой главного офиса компании-оператора в Лондоне. Она может заключаться в услугах, предоставляемых отделом кадров, финансовым и юридическим отделами или главной бухгалтерией компании. Сумма накладных расходов, относимых на нефтегазовые активы, связанные с добычей, обычно диктуется действующим правительственным соглашением или соглашением о совместной деятельности, а в некоторых случаях - внутренними правилами компании-оператора.  [14]



Страницы:      1