3

Распространение полученной оценки на все объекты

4

Определение рисков, влияющих на стоимость работ (необязательный этап)

5

Определение оценочной стоимости затрат на ликвидацию/восстановление для каждого риска в случае его возникновения (необязательный этап)

6

Определение оценочной стоимости затрат с учетом вероятностей возникновения рисков (необязательный этап)

7

Определение коэффициента инфлирования (необязательный этап)

8

Расчет величины денежного потока (необязательный этап)

9

Определение ожидаемого срока погашения обязательств

10

Расчет ставки дисконтирования

11

Расчет приведенной стоимости обязательства

12

Корректировка приведенной стоимости обязательства с учетом кредитной безрисковой ставки

Источник: составлено автором

Немаловажным является то, что компании имеют право оценивать денежные потоки, учитывая риски и вероятность того или иного риска, которые влияют на итоговую сумму оценочного обязательства. То есть рассчитывается несколько сумм оценочного обязательства, каждая из которых подразумевает, что произошло то или иное событие - риск. Затем полученные суммы умножаются на вероятности возникновения соответствующих событий, и тем самым рассчитывается итоговая сумма оценочного обязательства, а также диверсифицируется оценкаA Roadmap to Accounting for Environmental Obligations and Asset Retirement Obligations / Deloitte. 2019. 83 p..

И как только определен ожидаемый срок погашения обязательства, т.е. когда планируется прекращение добычи из этой скважины и потребуется ее ликвидация, то можно продисконтировать оценку стоимости на эту дату, используя кредитно-безрисковую ставку, которая существовала на дату первоначальной оценки обязательства.

Стандарт не диктует даты, когда компания обязана производить пересмотр оценки, но указано, что, если на рынке происходят существенные изменения, технологические, конъюнктуры рынка и т.д., то компания обязана пересмотреть оценку.

Таким образом, согласно US GAAP компании самостоятельно рассчитывают стоимость ликвидационных работ и отражают их в бухгалтерском балансе. Интересным является то, что компании обладают некой свободой в выборе тех или иных факторов, способов расчета оценочных обязательств, и в стандарте регламентируется какие именно дополнительные итерации можно произвести. Подобный подход дает регламент расчета и при этом свободу действий, ограниченную, однако, наличием условий, что основания для дополнительной итерации должны обладать высокой долей надежности.



3. Инструменты гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды, применяемые в РФ

3.1 Законодательное регулирование гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления окружающей среды

В России ключевую роль в управление нефтедобычи играют:

1. Министерство энергетики РФ (Минэнергго);

2. Министерство природных ресурсов и экологии РФ (Минприроды).

Функции же контроля за выполнением государственных инициатив, соответствием требованиям выполняет Российская служба по надзору в сфере природопользования (Росприроднадзор).

Существующее законодательство не предусматривает создания специального источника финансового обеспечения весьма дорогостоящего комплекса мероприятий ликвидации месторождения. Хотя ранее подобная практика использовалась, а именно до 2002 г. существовало специальное «Положение о порядке формирования и использования средств ликвидационного фонда предприятий». Согласно нему специальный ликвидационный фонд создавался за счет 10% от суммы регулярных платежей за добычу полезных ископаемых и 10% от суммы отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Фонд являлся собственностью государства. С отменой в 2002 г. обязательных отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, а также с введением нового налогового кодекса указанный источник финансирования был также упразднен Добровинский А.П., Кутыкова М.В. Актуальные проблемы ликвидации объектов капитального строительства на завершающем этапе разработки нефтяных месторождений // Современные проблемы науки и образования. 2014. №1. С. 3-4.. И согласно действующему ФЗ «Закон о недрах», недропользователь обязан обеспечить «ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию», но при этом никак не регламентируется порядок финансирования данных работ.

При этом известны случаи, когда компании разорялись, не обеспечив наполнение ликвидационного фонда, и которые потом были ликвидированы в ходе процедуры банкротства. В результате все ликвидационные работы оплачивались за счет государственного бюджета. Хотя данные схемы противоречат законодательству, Конституции РФ, но в конце 90-х прошлого века и в начале 2000-х данная практика не была единичным случаем.

В настоящее же время для разработки традиционных месторождений предлагается достаточно простое решение проблемы обеспечения финансирования ликвидации - создание основных производственных фондов (ОПФ), а именно расчет затрат на данные работы, признание и отражение их в виде оценочных обязательств в бухгалтерском балансе. Более подробно применение данного инструмента в РФ будет описано далее.

По факту же суммы оценочных обязательств, приходящиеся на ликвидационные работы, могут находиться в обороте у компаний и быть ими использованы. Тогда на момент, когда требуется выполнение данных работ, компании прибегают к перекрестному субсидированию проектов освоения и разработки месторождений, то есть работы оплачиваются за счет других, более прибыльных в этот момент, месторождений. В случае, если это крупная нефтегазодобывающая или вертикально-интегрированная нефтяная компания (ВИНК), то это влечет к искажению результатов ее финансово-хозяйственной деятельности, неверных интерпретации и представления о вкладе отдельных месторождений в оценку общей деятельности компании. Если же лицензиат - это малая нефтедобывающая компания (ННК), то появляется риск того, что у компании будет недостаточно собственных нужд для финансирования подобных работ, так как речь идет о завершающей стадии добычи при низком дебете скважин. При этом, другие возможности у ННК будут отсутствовать: денежные -- их акции не обращаются на фондовом рынке (компании публичными не являются), а брать займы под будущую добычу нефти уже нельзя, ведь добыча практически прекратилась Анашкин О.С., Крюков В.А. Нефтяные фонды -- инструмент стерилизации или инструмент модернизации? // XIII Апрельская Международная научная конференция по проблемам развития. 2012. С. 285-292..

Таблица 4

Сравнение финансовых гарантий при разработке на основе СРП и нового морского месторождения

Тип разработки	На основе СРП	Разработка нового морского месторождения
Инструмент финансовой гарантии	Целевой ликвидационный фонд (ЦЛФ) - внебюджетный фонд.	Резерв предстоящих расходов, связанных с завершением деятельности по добыче углеводородного сырья на новых морских месторождениях
Управление инструментом	Осуществляется уполномоченном федеральном органе исполнительной власти	Осуществляется лицензиатом. Создание резерва по решению лицензиата
Порядок формирования инструмента гарантии финансирования	Порядок определения размера отчислений, их периодичность устанавливается самим СРП, но при этом должно быть удовлетворено основное условие: к моменту начала ликвидационных работ ЦЛФ покрыл все требуемые расходы в соответствии с планом работ по ликвидации и сметой затрат на его реализацию, утвержденными в установленном порядке.	Резерв должен быть сформирован не ранее налогового периода, «по состоянию на 1 января, которого, степень выработанности запасов на новом морском месторождении углеводородного сырья достигла уровня 70%». Сумма отчислений в резерв в каждом отчетном (налоговом) периоде не может превышать 1% от доходов, определяемых в соответствии со статьей 299.3 НК РФ и полученных в соответствующем отчетном (налоговом) периоде.
Законодательная база	Положение Правительства РФ № 741 Постановление Правительства РФ от 08.06.2019 №741 «Об утверждении Положения о совмещении обязанностей на службе в уголовно-исполнительной системе Российской Федерации»	НК РФ Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 №117-ФЗ (ред. от 27.12.2019, с изм. от 28.01.2020) ]с изм. и доп., вступ. в силу с 28.01.2020] - Cт. 267.4, 275.2, 299.3.

Источник: составлено автором

В то же время государство озаботилось данной проблемой и ввело инструменты, которые минимизируют риск подобных ситуаций для технически сложных проектов: в случае разработки новых морских месторождений и на основе Соглашения о разделе продукции (СРП). Возможно, решение о внедрение индивидуального подхода для данных типов проектов обосновано тем, что они только набирают обороты, а также в силу высокозатратности работ на таких месторождениях.

В ходе анализа условий для СРП, мы можем прийти к выводу, что, как только все затраты инвестора на формирования фонда возмещены, ЦЛФ при СРП становится траст-фондом, что позволяет снизить риск отклонения от финансирования ликвидационных работ недропользователем, но при этом сокращая изъятия из его финансового потока, так как размер и порядок отчислений обговариваются обеими сторонами при подписании СРП.

Что же касается новых морских месторождений, то государство предусмотрело инструмент, который не обеспечивает сравнительно высокий уровень защиты от риска, а именно создание резерва. Тем не менее, учитываются особенности разработки, долгосрочный характер и условия собственности, об чем свидетельствуют следующие факторы:

1. отчисления в резерв не компенсируются, но тем не менее включаются в состав расходов, что снижает налогооблагаемую базу;

2. резерв может быть сформирован на не ранее чем третьей стадии разработки, когда добыча углеводородов стремится к падению.

Однако, именно на данной стадии компании увеличивает расходы, потому что для поддержания КИН требуется интенсификация добычи, а отчисления в ЦЛФ дополнительно увеличивают расходную часть. С другой же стороны, данный подход учитывает временную стоимость денег, то есть денежные средства, изъятые на пиковой стадии добычи, хоть и были бы менее заметны, но в то же время потеряли бы свою ценность к моменту ликвидации ОПФ. В добавок, 3 и 4 стадии разработки составляют основную долю времени эксплуатации месторождения, что позволяет разнести отчисления на финансирование ликвидационных работ в течение всего этого периода в наиболее благоприятной пропорции для недропользователя.

Резюмируя все вышесказанное, можно прийти к выводу, что, хотя для новых типов месторождений законодательство предусматривает механизмы повышенной гарантии финансирования ликвидационных работ, для разработки традиционных месторождений это не предусмотрено в той мере, чтобы был исключен риск появления бесхозных скважин (таблица 4). При этом именно традиционные месторождения составляют основную долю участков, находящихся в разработке, что говорит о бОльшей доли вероятности возникновения риска и о его бОльшем масштабе.

3.2 Порядок расчета стоимости ликвидации скважин и рекультивации месторождений на практике на примере ПАО «ЛУКОЙЛ»

Как известно, в РФ превалирует традиционная нефтедобыча, при этом именно для нее государство никак не регламентирует метод финансирования ликвидационных и восстановительных работ. Поэтому компании идут «по пути наименьшего сопротивления», а именно отражают будущие затраты в виде оценочных обязательств в бухгалтерском балансе. Нефтегазодобывающие компании обязаны это делать в соответствие с требованиями РСБУ и НПА РФ, регулирующими учет обязательств по ликвидации активов и восстановлению окружающей среды, а именно:

1. Приказ Минфин России от 06.10.2008 №106н «Об утверждение Положения по бухгалтерскому учету «Учетная политика организации» (ПБУ 1/2008);

2. Приказ Минфин России от 30.03.2001 №26н «Об утверждение Положения по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» (ПБУ 6/2001);

3. Приказ Минфин России от 13.12.2010 №167н «Об утверждение Положения по бухгалтерскому учету «Оценочные обязательства, условные обязательства и условные активы» (ПБУ 8/2010);

4. Приказ Минфин России от 19.11.2002 №114н «Об утверждение Положения по бухгалтерскому учету «Учет расходов по налогу на прибыль организации» (ПБУ 18/2002);

5. Приказ Минфин России от 06.10.2011 №125н «Об утверждение Положения по бухгалтерскому учету «Учет затрат на освоение природных ресурсов» (ПБУ 24/2011).

Если же какой-либо вопрос не покрывается данными НПА, то компании руководствуются международными стандартами:

1. МСФО (IAS) 37 «Оценочные обязательства, условные обязательства и условные активы»;

2. МСФО (IAS) 16 «Основные средства»;

3. КРМФО (IFRIC) 1 «Изменение в существующих обязательствах по выводу объектов из эксплуатации, восстановлению окружающей среды и иных аналогичных обязательствах».

Также компаниям не запрещено вводить собственные методические рекомендации, нормативные акты, если они не противоречат государственным.

Так как ПАО «ЛУКОЙЛ» - это вертикально-интегрированная компания, одна из крупнейших нефтегазодобывающих компаний России, имеющая достаточное большое число месторождений в разработке, то для упорядочивания информации, был создан их реестр, в отношение которых признается оценочное обязательство по ликвидации активов и восстановлению окружающей среды. С точки зрения бухгалтерии, это реестр материальных объектов внеоборотных активов (ВНА), в отношении которых может быть признано обязательство по ликвидации/восстановлению.

Под объектами подразумеваются скважины, нефтешахты и объекты инфраструктуры месторождения, а именно установки подготовки нефти и газа, трансформаторные подстанции, газопроводы, линии электропередач, центральные пункты сбора нефти и т.д., т.е. все активы, которые подлежат ликвидации при завершение разработки месторождении.

Оценочное обязательство может быть признано только один раз в момент его возникновения, что означает начало строительства объектов. В действительности же возведение объектов происходит постепенно, по мере возникновения необходимости. При этом в некоторых из них может отпасть необходимость в эксплуатации, как, к примеру, в поисковых скважинах, если они были признаны бесперспективными. Поэтому в ПАО «ЛУКОЙЛ» разработан подход определения момента возникновения обязательств в зависимости от вида объекта ВНА (таблица 5).

Таблица 5

Определение объекта возникновения обязательств

Вид объекта ВНА	Момент признания обязательства
Поисковые скважины	Перспективные (в составе поисковых активов): дата подтверждения коммерческой целесообразности добычи полезных ископаемых (КЦД) по участку/месторождению. Признанные бесперспективными: обязательство не признается
Эксплуатационные скважины	Наиболее ранняя из дат: дата принятия объектов к учету в качестве основных средств (ОС), дата начала фактической эксплуатации объектов в составе незавершенного строительства (НЗС), дата консервации объектов в составе НЗС.
Шахты	Первая дата ввода в эксплуатацию объекта, относящегося к шахте.
Объекты инфраструктуры месторождения	Наиболее ранняя из дат: дата принятия объектов к учету в качестве ОС, дата начала фактической эксплуатации объекта/родительского объекта в составе НЗС.

Источник: Методические рекомендации по расчету стоимости ликвидации скважин и рекультивации месторождений // ОАО «ЛУКОЙЛ»

Что же касается момента возникновения обязательства по восстановлению земель, то он соответствует моменту признания обязательства по ликвидации объектов, расположенных на ней.

Но мало признать обязательство, требуется еще и оценить его сумму. Осуществить же достоверную оценку стоимости ликвидации объектов, которая будет происходить через десятки лет (а мы говорим о традиционных месторождениях), представляется практически невозможным. Подобная же проблема и с определением ожидаемого срока погашения обязательства. В «ЛУКОЙЛе» принято использовать в качестве ожидаемого срока ликвидации экономический срок окончания эксплуатации месторождения. Если же нет основания его использовать, но имеется намерение эксплуатировать месторождение, то тогда указывается срок окончания действия лицензии на право пользованиями недрами данного месторождения.

На практике же, решение о ликвидации объекта и/или объектов его инфраструктуры или всего участка месторождения, а затем и соответствующие работы проводятся до исчерпания запасов месторождения c учетом экономической составляющей. Однако, на момент возникновения обязательства, как говорят бухгалтеры и экономисты, или же на момент начала эксплуатации месторождения геологи не могут предвидеть, когда та или иная скважина и/или участок прекратят быть нефтеносным. Это зависит от того, как поведет себя пласт, как будет построена скважина и так далее, потому что огромное количество факторов влияет на ход событий в разработке участка. Также, как известно, в связи с текущими условиями нефтегазового рынка, высокой стоимости технологий, разработку прекращают, несмотря на низкий коэффициент извлечения нефти, и большие объемы запасов углеводородов так и остаются не востребованными.

Для упрощения задачи в ПАО «ЛУКОЙЛ» разработана общая схема расчета величины оценочных обязательств при первоначальном признании и последующей оценке, которая приведена поэтапно в таблице 6.

Таблица 6

Алгоритм определения величины оценочны обязательств

Этап	Алгоритм действий
1	Определение перечня работ и состава затрат
Расчет оценочного обязательства при первоначальном признании
2	Определение оценочной стоимости затрат на ликвидацию/восстановление
3	Распространение полученной оценки на все объекты
4	Расчет коэффициента инфлирования
5	Расчет величины денежного потока
6	Определение ожидаемого срока погашения обязательств
7	Расчет ставки дисконтирования
8	Расчет приведенной стоимости обязательства
Расчет оценочного обязательства при последующей оценке
9	Сумма увеличения оценочного обязательства в связи с ростом его приведенной стоимости (проценты)
10	Регулярный пересмотр оценочных обязательств

Источник: Методические рекомендации по расчету стоимости ликвидации скважин и рекультивации месторождений // ОАО «ЛУКОЙЛ»

Итак, чтобы определить стоимость ликвидации объекта, необходимо понять, какие работы она в себя включает. В ПАО «ЛУКОЙЛ» принята практика, что каждое общество разрабатывает и после согласования утверждает локальным нормативным актом единый перечень видов работ и состава затрат на ликвидацию/восстановление всех видов активов. Основой для его создания служат требования законодательства, геологических, технологических, территориальных особенностей объектов или их месторасположения и прочих факторов, определяющих стоимость работ.

В случае же изменения планов по ликвидации или же законодательных требований, изменения в технологии, общество обязано пересмотреть состав затрат и соответственно оценку обязательств.

Так как затраты на ликвидацию - это понесенные расходы в будущем, то они рассматриваются как отток денежных средств, который ожидается в будущем в результате погашения оценочных обязательств, поэтому их сумма фиксируется на счете 96 «Резервы предстоящих расходов» в бухгалтерском балансе, как говорилось ранее.

Определив на 1 этапе, какие работы подразумевают под собой ликвидация и восстановление, можно перейти к определению их стоимости, и каким образом она будет корректироваться в течение времени. При первоначальной оценке определяется стоимость ликвидации каждого объекта ВНА. Она рассчитывается отдельно на единицу в текущих ценах на уровне общества, разрабатывающего участок/месторождение, и для каждого вида объекта ВНА, подлежащему ликвидации/восстановлению.

В ПАО «ЛУКОЙЛ» для упрощения расчета был введен алгоритм определения величины оценочной стоимости затрат, описанный в таблице 7, а также используется допущение, что оценку можно распространить на все объекты вида, по которому была проведена оценка, но при этом учитывая различия между объектами, что будет рассмотрено далее.

Таблица 7

Способы определения величины оценочной стоимости затрат

Вариант	Условия	Показатель	Величина средней оценочной стоимости затрат
А	Есть фактические данные за последние 2 года	Фактические данные за последние 2 года	Определяется на основание фактических данных о затратах на ликвидацию и количестве/протяженности ликвидированных объектов в течение последних 2 отчетных лет.
В	Нет фактических данных за последние 2 года, но есть данные за более ранние периоды	Фактические данные за более ранние периоды	Определяется на основание фактических данных о затратах на ликвидацию и количестве/протяженности ликвидированных объектов за 2 года, на протяжение которых фактические работы по ликвидации проводились.
С	Нет собственных данных	Сметы затрат в текущих ценах	Определяется на основание смет затрат на ликвидацию активов в текущих ценах.
D	Нет собственных данных	Данные открытых источников	Определяется на основание данных, полученных из открытых источников о выполнении или готовности выполнить работы по ликвидации активов и восстановлению окружающей среды в требуемом объеме в регионе деятельности общества.

Источник: Методические рекомендации по расчету стоимости ликвидации скважин и рекультивации месторождений // ОАО «ЛУКОЙЛ»

Варианты А, B практически идентичны, разница только в актуальности данных. Пойти первым путем возможно, если общество проводила ликвидационные/восстановительные работы объектов ВНА определённого вида в течение последних двух отчетных периодов. Тогда величина этих затрат - это фактические затраты на выполнение работ, включенные в единый перечень, в течение последних двух отчетных лет. При этом включены могут быть только затраты в отношение объектов, по которым работы были уже завершены на конец отчетного года. Также необходимо учесть стоимость денег во времени, поэтому величину фактических затрат приводят к текущим ценам, а именно корректируют на уровень инфляции.

Стоит заметить, ПАО «ЛУКОЙЛ» имеет ресурсы, возможности проводить ликвидацию/восстановление самостоятельно, без привлечения подрядчиков, то есть поставщиком услуг в данном случае выступает внутреннее подразделение. И в этом случае для средней оценочной стоимости затрат внутригрупповая маржа также учитывается. Таким образом оценка производится независимо, будут ли работы выполнены внутренним подразделением или нефтесервисной компанией, и принимается в расчет принцип взаиморасчетов между подразделениями внутри ВИНК.

Порядок оценки ожидаемых затрат в варианте В абсолютно идентичен варианту А за исключением, что могут быть использованы данные более двухлетней давности. Можно предположить, что вариант В вывели отдельно с целью сделать акцент, что данные могли устареть, что требует дополнительной проверки, прежде чем выбрать данный вариант расчета. Так, к примеру, вариант С может дать более достоверную оценку вследствие появления новых технологий, изменения рыночных условий и т.д. Также вариант С применим, в случае если общество никогда не проводила ликвидационные/восстановительные работы на объектах ВНА данного вида. В этом случае в ПАО «ЛУКОЙЛ» прибегают к оценки стоимости затрат на основании смет. При этом могут использоваться сметы прошлых лет, но тогда цены должны быть откорректированы на уровень инфляции.

Если же необходимых данных для расчета стоимости по всем трем первым вариантам нет, то тогда прибегают к варианту D, а именно к использованию информации в открытых источниках. Это могут быть спецификации поставщиков, которые уже выполняли данные работы в требуемом объеме и в том же регионе деятельности, или их коммерческие предложения. Такие данные размещают на своих сайтах, электронных торговых площадках, как компании - подрядчики, так и сами добывающие компании.

При этом, если нет оценки стоимости работ для каждого объекта, то полученная оценка распространяется на все объекты данного вида ВНА, что уже является следующим этапом определения суммы затрат. Способ распространения зависит от того, насколько различаются характеристики объектов. Всего же их два, и описаны они в таблице 8.

Таблица 8

Способы определения средней оценочной стоимости

Способ	Определение средней оценочной стоимости	Условия применения	Формула
1	Средняя стоимость затрат на единицу объектов данного вида ВНА в расчете на каждую единицу объектов.	Имеется репрезентативная выборка для группы однородных объектов, и отсутствуют отличия в технических характеристиках объектов одного вида ВНА, которые существенно влияют на стоимость работ.	Формула 1
2	Процент от полной стоимости замещения объектов ВНА.	Различия в технических характеристиках объектов одного вида ВНА существенно влияют на стоимость работ. Имеется возможность получения надежной оценки полной стоимости замещения объекта.	Формула 2

Источник: Методические рекомендации по расчету стоимости ликвидации скважин и рекультивации месторождений // ОАО «ЛУКОЙЛ»

Формула 1:

,

Где - Cost - Величина ожидаемых затрат на работы определенного вида объекта,

ѕ S - Количество /протяженность/ площадь объектов определенного вида в отношении которых получена оценка затрат.

Формула 2:

,

где:

Следующим уже шагом оценки является приведение средней оценочной стоимости затрат к ценам того периода, на который приходится ожидаемая дата погашения обязательства. Для этого величина ожидаемого оттока денежных средств, то есть оценка суммы затрат, корректируется на коэффициент инфлирования, который рассчитывается на основе индекса цен по формуле ниже.

,

где

ѕ К - коэффициент инфлирования;

ѕ - индекс цен промышленности следующего за отчетным, который доступен в базовом варианте актуальной версии Единых сценариев условий, утверждаемый ПАО «ЛУКОЙЛ», по состоянию на конец отчетного периода.

Инфлирование позволяет сделать прогноз стоимости работ более достоверным, так как это стандартное рыночное условие.

Также, чтобы оценка была наиболее достоверной, требуются наиболее чистые, приближенные к реальности данные, для этого:

1. Используются доналоговые денежные потоки, которые, благодаря этому, отражают изменение стоимости денег с течением времени;

2. Величины денежного потока рассчитываются в момент признания обязательства отдельно по каждому объекту ВНА/виду объекта, а так же по земельному участку.

Формула выше применима для определения величины денежного потока для скважины, по остальным видам объектов требуется еще следующие дополнения:

1. для расчета затрат на рекультивацию единицы площади земельного участка: умножение на площадь объекта;

2. для расчета затрат на объект инфраструктуры или на объект, относящийся к шахтам: умножение на количество/протяженность объекта, а также суммируется с величиной денежного потока в отношение земельных участков.

Финальным шагом в определение величины оценочного обязательства при первичной оценки является расчет приведенной стоимости. Для этого необходимо определить ожидаемый срок его погашения и ставку дисконтирования.

В ПАО «ЛУКОЙЛ» за ожидаемый срок погашения принято брать один из следующих:

1. год окончания экономически обоснованного срока эксплуатации данного месторождения (участка);

2. год окончания срока действия лицензии на право пользования недрами, если первый вариант не применим, но ПАО «ЛУКОЙЛ» планирует продолжать эксплуатацию;

3. планируемый год фактического выполнения работ по ликвидации объектов, расположенных на данном месторождении (участке).

При этом экономически обоснованный срок считается в компании наиболее достоверным. Но все же за 3 года до окончания ожидаемого срока погашения всех обязательств по ликвидации, восстановлению, определяется именно планируемая дата фактического выполнения работ.

Как только известна дата ожидаемого срока погашения обязательства, можно определить ставку дисконтирования, так как используется номинальная безрисковая ставка, отражающая текущие рыночные оценки изменения стоимости денег. Такой ставкой, по методологии ПАО «ЛУКОЙЛ», является ставка доходности облигаций федерального займа (ОФЗ) со сроком погашения, равному ожидаемому сроку погашения обязательства.

Имея эти данные, можно рассчитать сумму оценочного обязательства по следующей формуле:

,

где

ѕ ДП - величина денежного потока, необходимого для урегулирования обязательств в отношении определенного объекта / вида объекта ВНА

ѕ B - период до ожидаемого срока погашения обязательства по ликвидации определенного объекта / вида объекта ВНА.

При этом в ПАО «ЛУКОЙЛ» принято пересматривать стоимость оценочных обязательств на ежеквартальной основе по следующим причинам:

1. изменение реестра обязательств и перечня объектов, подлежащих ликвидации/восстановлению;

2. изменение количества/протяженности/площади объектов, подлежащих ликвидации/восстановлению;

3. изменение ожидаемого срока погашения обязательств по ликвидации активов и восстановлению окружающей среды;

4. изменение оценочной стоимости затрат на ликвидацию/восстановление;

5. изменение коэффициента инфлирования;

6. изменение ставки дисконтирования.

Все оценочные обязательства, умноженные на их количество, консолидируются на счете 96 «Резервы предстоящих расходов» или ARO (капитализированное в стоимость активов оценочное обязательство по ликвидации активов и восстановлению окружающей среды, asset retirement obligation) и делятся на долгосрочные и краткосрочные в зависимости от планируемой даты погашения. Далее по ним ведется учет в следующей аналитике:

1. месторождение (участок), к которому относятся объекты, в отношение которых признано обязательство;

2. виды объектов ВНА, в отношение которых признано обязательство;

3. объекты ВНА, к которому относится обязательство.

При этом в методологии Общества прописан механизм для отражения изменений оценочных обязательств при последующем учете. Так, в случае увлечения суммы оценочного обязательства по мере приближения срока исполнения, разницу учитывают в составе прочих расходов на субсчете 91 счета. Сумма же увеличения рассчитывается по формуле ниже, при этом используется безрисковая ставка дисконтирования, действовавшая на момент последнего по времени признания или пересмотра обязательства.

,

где СОО - стоимость оценочного обязательства на конец предыдущего периода.

Если же расчетная оценка величины существующего обязательства была пересмотрена, то она рассчитывается как разница между:

ѕ признанной стоимостью оценочного обязательства по результатам расчета при первоначальном признание или пересмотре плюс сумма увеличения/уменьшения его приведенной стоимости за периоды до расчета новой стоимости;

ѕ новой стоимостью оценочного обязательства, рассчитанной на основание пересмотренных данных.

Изменение отражается на счете 96 «Резервы предстоящих расходов» и одновременно относится на увеличение/уменьшение ARO на счете 97 «Расходы будущих периодов».

При выводе из эксплуатации или списании объектов ВНА общество продолжает нести по нему обязательства по их ликвидации и учитывает их на счете 96 в том же порядке, что и до вывода из эксплуатации. Соответственно при повторном вводе объекта обязательство по нему не признается.

Когда же тот или иной объект требуется ликвидировать, то затраты на работы списываются за счет краткосрочного оценочного обязательства, которое было признано в отношении каждого объекта ВНА. Если же сумма затрат превысила оценочные обязательства, то тогда сумма превышения отражается в составе прочих расходов. Сумма же ARO в части, приходящейся на ликвидируемый объект ВНА, списывается на прочие расходы пропорционально доле подлежащего списанию оценочного обязательства.

Учет ARO, капитализируемого в стоимости актива, погашается посредством амортизации. В целях амортизации ARO применяются способы амортизации такие как:

1. метод списания стоимости пропорционально объему продукции, если для месторождения, где находится объект ВНА, определены доказанные разбуренные запасы нефти и/или газа на начало года.

где:

2. линейный способ амортизации, если доказанные разбуренные запасы не определены на начало года или если не может быть однозначно установлено, к какому месторождению (участку) относится объект ВНА.

Влияние на отложенные налоги

В бухгалтерском и налоговом учете момент признания расходов на ликвидацию и восстановление активов разнится, в результате возникают вычитаемые временные разницы, отличие приведено в таблице 9. В отношение последних признаются отложенные налоговые активы.

Таблица 9

Момент признания расходов

В бухгалтерском учете	В налоговом учете
- При начислении амортизационных отчислений с величины ARO; - В результате списания ARO при списании активов; - При начислении увеличения величины оценочного обязательства в связи с ростом его приведенной стоимости.	При осуществлении фактических затрат на ликвидацию активов.

Источник: составлено автором

При этом, если оценочное обязательство было признано, а его величина включена в стоимость активов, то отложенные налоговые последствия не возникают.

Когда же объекты ликвидируют, и возникают фактические расходы, то они списываются за счет оценочного обязательства. Эти действия уменьшают налоговую базу и дают возможность погасить отложенный налоговый актив в соответствующем размере по мере признания в налоговом учете.

3.3 Сравнительный анализ практик РФ, Канады и США

В мире разработано и применяются достаточно большое количество инструментов обеспечения гарантии финансирования ликвидации скважин и восстановления земель нефтедобывающей компанией для столь узкого вопроса. Возможным обоснованием данного факта служит наличие негативного опыта, когда компании сталкиваются с процедурой банкротства и не могут выполнить своих обязательств или, не заботясь о своей репутации и окружающей среде, находят пути избежать расходования столь крупных средств, несмотря на то, что это является их прямой обязанностью.

Как говорилось в главе 1, если перед компаниями встает выбор инструмента гарантии, то для них предпочтительней вариант, который предполагает распоряжение средствами самим недропользователем, так как тем самым он может использовать денежные средства в операционной деятельности, что и происходит сейчас в РФ при разработке традиционных месторождений. Таким образом, на данном этапе появляется конфликт интересов, т. к. риск ухода от обязательства с точки зрения государства снижается по мере перехода права распоряжения финансовыми средствами к независимой организации или государству, что и внедрено в Канаде, в США, но не повсеместно, как и в других развитых странах.

Тем самым мы видим, что наиболее «безопасные» инструменты гарантии финансирования используются именно в тех странах, которые уже обладают исчерпывающим набором инструментов контроля финансовой и операционной деятельности компаний в целом. При этом, государство не стремится ограничивать компании в их операционной деятельности, изымая денежные средства из оборота, а наоборот пытается ввести дополнительные инструменты, позволяющие проанализировать наличие риска банкротств, и только в этом случае, обязать использовать гарантию финансирования с привлечением третьей стороны. Именно так и работает государственная программа ответственности лицензиата (legislated licensee liability rating programmes) в провинциях Альберта, Британской Колумбии и Саскачевана Канады. Однако, по мнению представителей отрасли, ПОЛ не дает реальной оценки стоимости ликвидационных работ, и существуют даже компании, которые производят аудит, оценку как финансовых документов, так и самого месторождения, на основе которых рассчитывают наиболее приближенную к действительности стоимость Asset Retirement Intelligence // Dynamic Risk. 2018 . При этом в функции Фонда нефтегазовых бесхозных активов (The Oil and Gas Orphan Fund) входит не только мониторинг финансового здоровья посредством ПОЛ, но и выполнение обязанностей траст-фонда, который в том числе выделяет денежные средства на ликвидацию бесхозных скважин из бюджета, формируемого из взносов самих же нефтедобывающих компаний.

В США нет такого автоматизированного инструмента, но государственные органы имеют право предписать добывающей компании использование инструмента, обеспечивающего более высокий уровень защиты чем формирование оценочного обязательства в бухгалтерском балансе. Но все же по мнению многих экспертов и учитывая факт увеличения количества мелких нефтедобывающих компаний, отрасль нуждается в пересмотре процедуры контроля, мониторинга и применения инструментов финансовой гарантии.

В России же данная тема не раз поднималась экспертами и даже на государственном уровне, но разработка и тем более внесение изменений в нормативно-правовые акты, регулирующие обеспечение гарантии выполнения обязательств компании по ликвидации скважин и рекультивации земель на традиционных месторождениях, не производились. Хотя разработка именно традиционных месторождениях доступна для некрупных нефтедобывающих компаний, чья финансовая стабильность не столь благонадежна.

Что же касается оценки будущих расходов по ликвидации скважин и рекультивации земель, то в данной главе рассмотрены три разных подхода, которые обязаны применять компании той или иной страны:

1. Канада: используется таблица матричного типа, по которой можно определить сумму затрат, исходя из нескольких параметров, т. е. компании не требуется самостоятельно делать оценку ликвидации для каждой скважины и(или) участка земли;

2. США по US GAAP: производится оценка стоимости ликвидации каждого объекта, при этом ее необходимо продисконтировать, используя безрисковую кредитную ставку;

3. Россия по РСПБУ, и если требуется по МСФО (IFRS): производится оценка стоимости ликвидации каждого объекта, учитывая инфляцию, и применяется дисконтирование.

Данные подходы отличаются между собой, особенно выделяется реализуемый в Канаде. Что же касается США и России, то в обеих странах компании обязаны производить оценку стоимости работ и учитывать соответствующее оценочное обязательство в бухгалтерском балансе.

Таким образом, в России и в мире в целом не определен подход ни к оценке, ни в выборе метода контроля обеспечения финансами ликвидационных работ, что затрудняет ответ на вопрос: какой инструмент гарантии должен быть введен, чтобы минимизировать риск перекладывания обязательства оплаты ликвидационных работ на государство, т.е. на налогоплательщиков, но в тоже время, чтобы финансовая нагрузка была посильной для нефтедобывающих компаний.

В настоящее время в России компании обязаны начислять оценочные обязательства, как только приняли на баланс объект ВНА, и не имеют права использовать данные денежные средства на другие нужды. На практике же оценочные обязательства все-таки находятся в обороте у компании. На момент вывода из эксплуатации объекта ВНА, когда месторождение уже имеет низкий уровень добычи, поднимаются вопросы: продолжать ли его разработку, и на какие средства будут производиться ликвидационные работы. Крупные нефтедобывающие компании, а также ВИНК имеют возможность использовать механизмы перекрестного субсидирования. Тем самым они снимают с себя нагрузку в виде операционных, административных затрат на данный объект, но, однако, не достигают максимально возможный КИН.

При этом, создание общего фонда по аналогии, к примеру, с Канадой, не отвечает текущим реалиям нефтедобывающего бизнеса. Большая часть разработки, добычи обеспечивается именно крупными компаниями, большинство из которых еще и имеют заметную долю государственного участия. Риск, что данные игроки рынка не смогут профинансировать ликвидационные работы чрезвычайно мал, при этом именно они будут обязаны делать наиболее крупные взносы в Фонд, т.е., по факту его содержать. Тем самым ННК будут иметь возможность переложить свои обязательства по ликвидации на Фонд, или, если более точно, на крупный бизнес.

В итоге, мы имеем замкнутый круг, создание Фонда не отвечает реалиям нефтедобывающей отрасли, а текущие требования законодательства к финансированию ликвидационных работ не дают во возможность развития ННК, в то же время требования лицензии на разработку не позволяют увеличить КИН месторождения, т.к. эксплуатировать месторождение на завершающей стадии добычи довольно часто финансового невыгодно для крупной компании вследствие ее высоких административных, операционных затрат.

законодательный финансирование ликвидация рекультивация скважина



4. Расчёт экономической эффективности разработки месторождения методом дисконтированных денежных потоков

Известно, что разработка месторождения - сложный процесс, как с технологической точки зрения, так и со стороны государственного регулирования и прогнозирования финансовых потоков. Когда поднимается вопрос продолжать ли добычу или месторождение требуется ликвидировать, лицензиат принимает решение как экономический агент, а не как природопользователь, прикладывающий все усилия увеличить КИН. Его решение определяет анализ финансовых потоков, а именно рентабельность продолжения разработки. В этих условиях важны все составляющие расходов, в том числе и оценочные обязательства, и операционные затраты, и окуплены ли капиталовложения.

Причиной прекращения добычи, когда не достигнут максимально возможный КИН является низкая рентабельность. Цель данного анализа - выяснить, какие факторы больше всего влияют на рентабельность проекта в условиях низкого уровня добычи, а также при каких условиях выше экономическая эффективность разработки условного месторождения.

Условное месторождение расположено в России и является традиционным. Предполагается, что лицензия дана на 25 лет, а затем еще пролонгирована до 40 лет, и в течение всего этого времени будет вестись его разработка.

Объекты ВНА представлены только скважинами. А именно, месторождение будут разбуривать в течение 4 лет, ежегодно вводя в эксплуатацию по 9 скважин (7 добывающих и 2 нагнетательные). Итого, в 4 год будут введены все добывающие мощности в виде 28 добывающих скважин и 8 нагнетательных. При этом добыча будет ввестись, начиная с 1 года жизненного цикла месторождения.

Динамика среднесуточной добычи всех скважин описывается кривой «обобщённого гиперболического» вида, заданной формулой:

, t = 1,2,…,40.

Значения параметров b = 0,12, y= 0,20 одни и те же для всех скважин, уровень

начальной добычи равен 5.55 на 1 группу скважин и не зависим от того, когда они вводятся в эксплуатацию.

Таким образом, объем добычи увеличивается по мере ввода в эксплуатацию скважин и достигает своего максимума на 4 год добычи (рисунок 3). Далее по мере увеличения срока эксплуатации месторождения, объемы добычи снижаются, и увеличивается обводненность. Несмотря на это, при решение о прекращение добычи определяющим для компании фактором являются не физические объемы будущей добычи, а их стоимостная оценка на дату принятия решения о продолжение добычи, т.е. чистый дисконтированных доход (ЧДД).

Рисунок 3 - Объемы добычи условного месторождения, тыс. тонн

Источник: составлено автором

ЧДД напрямую зависит от динамики добычи и от технико-экономических данных разработки месторождения, которые представлены в таблице 10. Стоит пояснить следующее:

1. 30% нефти будет поставляться на внешний рынок, а 70% - на внутренний

2. виды и ставки налогов взяты по аналогии с текущими в России;

3. применяется линейная схема расчёта амортизации, при условии что нормативный срок использования амортизируемого имущества - 40 лет;

4. используемая ставка дисконтирования, равная 15%, включает поправку на риск проекта разработки.

Таблица 10

Исходные технико-экономические данные разработки условного месторождения

Показатели	Ед. измерения	Величина
Эксплуатационные затраты
- условно-переменные	$/тонн жидкости	1.05
- условно-постоянные	тыс.$/скв.-год	17
- административные расходы для крупной компании	тыс.$ - год	150
- административные расходы для ННК	тыс.$ - год	5
Капитальные вложения
- на бурение	тыс.$/скв	300
- резервы предстоящих расходов на ликвидацию скважин	тыс.$/скв	200
- на обустройство	тыс.$/скв	100
Экспортные расходы	$/тонн нефти	18
- экспортная пошлина	$/тонн нефти	0
- стоимость транспортировки (без НДС)	$/тонн нефти	12
- перевалка в порту, портовые сборы	$/тонн нефти	5
- демередж	$/тонн нефти	0.5
- таможенные сборы	$/тонн нефти	1
- проценты за использование кредита	$/тонн нефти	0.5
Цена реализации нефти
- на внешнем рынке	$/барр	23
- на внутреннем рынке	руб/тонн	3000
- на внутреннем рынке	$/тонн	93.75
Экспортная квота	%	30
Количество баррелей в тонне нефти (условно принятое)	кратность	7
Ставки налогов и платежей
- на добычу нефти	руб/тонну нефти	140
- на добычу нефти	$/тонну нефти	4.375
- на пользователей автодорог	%	1.0%
- на прибыль	%	24.0%
- на имущество	%	2.0%
- на доходы при УСН	%	6.0%
Годовая норма амортизационных отчислений	%	6.7%
Курс рубля к доллару	руб/$	32
Годовая ставка дисконтирования	%	15.0%

Источник: составлено автором

Добывающая компания производит капитальные вложения в течение первых четырех лет на строительство скважин, а также формирует фонд оценочных обязательства на будущие затраты по их ликвидации. По мере вывода скважин из эксплуатации добывающая компания использует отложенные средства на исполнение обязательств.

Динамика капитальных, операционных затрат и непосредственно финансовые потоки реальных денег от разработки опытного участка месторождения представлены в Приложениях 3-5.

Формирование выручки (см. Приложение 2) кроме объема добычи (см. Приложение 1) зависит от внешних экономических параметров (экспортная квота, ставки налогов, цены реализации и т.д.), и для условного месторождения не зависит от компании, ведущей добычи, т.е. все имеют равный доступ к технологиям.

Это же отражается и в формирование потока капитальных затратах (CAPEX). Для условного месторождения используется предположение, что вне зависимости от компании, ведущей разработку, производятся ввод и вывод скважин, что влечет за собой соответствующие капитальные вложения, амортизационные отчисления и так далее.

Оценочные резервы должны быть начислены в соответствии с принятыми бухгалтерскими стандартами в РФ, а именно на момент ввода скважин в эксплуатацию, т.е. фонд сформирован в первые 4 года разработки.

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на содержание месторождения, ФОТ, экспортные расходы и т.д., административную нагрузку добывающей компании, а также налог на добычу, налог на пользование дорогами и амортизационные отчисления. Так как на момент начала разработки ее точная продолжительность неизвестна, амортизация рассчитывается линейным образом сроком на 15 лет.

Как говорилось ранее ключевым показателем при оценки деятельности и принятии решения о продолжении проекта является размер ЧДД. В случае разработки крупной добывающей компанией ЧДД на весь период в 40 лет будет равен 30 078 тыс. долл. США, что говорит о положительном решении о начале разработки. Однако, при этом на завершающей стадии добычи крупная компания будет иметь отрицательный поток реальных денег, т.е. месторождение уже станет убыточным (см. Приложение 6). В связи с этим компании выгоднее прекратить разработку, несмотря на то, что КИН еще не достиг своего потенциального максимума.

В текущих условиях лицензирования разработки в РФ, так и происходит, компании прекращают разработку на момент достижения такого момента, когда их доходы становятся отрицательными. Таким образом, разработка условного месторождения была бы прекращена на 30й год, и ЧДД добывающей компании был бы равен 30 083 тыс. долл. США, что всего на 0.02% доходов меньше чем при условии максимизации прибыли, но требует содержания месторождения на ј более длительный срок (10 лет).

В своей модели мы ввели дополнительные предположения, с целью продления жизни месторождения, а также получения возможности добиться максимальной нефтеотдачи, а именно:

1. компания имеет право продать месторождения со всей уже имеющейся инфраструктурой;

2. год окончания разработки и продажи определяется по достижению максимально возможного ЧДД;

3. при продаже компания обязана передать остаточные фонд оценочных резервов на ликвидацию скважин, т.к. именно она получила максимальную отдачу от разработки объекта;

4. стоимость продажи рассчитывается при помощи доходного метода, т.е. суммированием потока реальных денег от продолжения разработки месторождения, без учета оценочных обязательств и расходов на ликвидацию и административной нагрузки крупной компании.

В данном случае стоимость продажи составила бы 8 тыс. долл. США или 0.12 в случае дисконтирования. Дальнейшая разработка с 31 года велась бы ННК, которая имеет мЕньшую административную нагрузку, и как следствие OPEX. Это позволило бы:

1. продлить жизнь / разработку месторождения;

2. повысить КИН;

3. увеличить налоговые отчисления в бюджет;

4. предоставить дополнительные рабочие места.

При этом, учитывая, что прибыль после налогов ННК является действительно минимальной, и ННК потенциально может перейти на УСН (т.к. ее доходы будут менее 150 млн руб.), то компания могла бы дополнительно сократить свою налоговую нагрузку, что позволило бы ей увеличить дисконтированный суммарный ЧДД на 40%, а именно с 5 до 7 тыс. долл. США.

Таким образом, возможность передачи лицензии на разработку от одной компании другой позволила бы продлить жизнь условного месторождения на ј периода разработки, увеличить КИН на 1%, при этом суммарный ЧДД обоих компаний был бы положительный. Но, главное, это дало бы возможность ННК занять свою нишу, давая тем самым дополнительные рабочие места, налоговые поступления и минимизируя риск того, что месторождение не будет ликвидировано своевременно. Последнее обеспечивается благо...