Медведева Наталья Владимировна
аспирант, Финансовая Академия при Правительстве РФ (на момент публикации)
Понятие нефтегазовых активов
Износ, истощение и амортизация - термины, используемые в нефтегазовой отрасли для обозначения «амортизации» нефтегазовых активов и капитализированных затрат на приобретение лицензий, разведку и освоение месторождений.
К нефтегазовым активам относятся:
Расходы по приобретению лицензий;
Капитализированные затраты по геологоразведке и оценке. В частности, к таким затратам относятся расходы на исследования, проведение сейсморазведочных работ, разведочного бурения и тестирования;
Капитализированные затраты, связанные с разработкой и добычей. Эти затраты включают стоимость разработки обнаруженных промышленных запасов нефти и газа и доведения их до стадии добычи. В состав активов, связанных с разработкой и добычей, входит стоимость приобретения таких активов, а также стоимость резерва на будущее восстановление месторождений и ликвидацию основных средств;
Минеральные ресурсы и права на добычу полезных ископаемых. Они учитываются в составе нефтегазовых активов в том случае, когда приобретены в результате покупки дочерних предприятий.
Стандарты учета нефтегазовых активов
Международные стандарты финансовой отчетности (МСФО) хотя и разработаны для коммерческих организаций всех отраслей промышленности, сложность технологии производства и специфика финансово-хозяйственной деятельности в добывающей отрасли приводят к необходимости разработки специальных отраслевых стандартов финансовой отчетности. В настоящее время существует только один специальный стандарт МСФО - МСФО (IFRS) 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». МСФО (IAS) 8 «Учетная политика, изменения в расчетных оценках и ошибки» позволяет в отсутствие международных стандартов обращаться к системам учета и финансовой отчетности других стран, а также к отраслевой практике учета.
В стандартах финансовой отчетности США (ОПБУ США, ГААП США) изложены достаточно подробные указания по подготовке отчетности нефтегазовых компаний, которые содержатся в Положениях о стандартах финансовой отчетности (SFAS) 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний», 69 «Раскрытие информации о деятельности по добыче нефти и газа» и 143 «Учет обязательства по разборке активов». Таким образом, для подготовки отчетности в соответствии с международными стандартами и с учетом специфики отрасли в большей степени используются положения ГААП США. В частности, для расчета амортизации нефтегазовые компании руководствуются стандартом SFAS 19 «Финансовый учет и отчетность для нефтегазовых добывающих компаний».
Расчет амортизации нефтегазовых активов
Согласно положениям SFAS 19 и отраслевой практике учета амортизация основных средств, связанных с добычей нефти и газа, для отражения в отчетности по международным стандартам рассчитывается по методу единицы произведенной продукции на основе оценки запасов, а не по линейному методу, как это принято в российской практике. Это означает, что амортизационные расходы находятся в пропорциональной зависимости от объема добычи нефти и газа за текущий период. Согласно такому подходу для расчета амортизации нефтегазовые активы группируются по месторождениям или центрам затрат, в зависимости от выбранного метода учета расходов, возникающих в связи с оценкой, разведкой и добычей.
С увеличением периода разработки месторождения, по мере того как уменьшается объем добычи нефти и газа, потоки денежных средств от использования нефтегазовых активов также уменьшаются, а величина амортизации в течение всего этого периода остается примерно на одном уровне. Метод расчета амортизации пропорционально объему добычи обычно приводит к тому, что показатель дохода на тонну добытой нефти или газа уменьшается по мере разработки месторождения. Для добывающих компаний, которые постоянно занимаются разведкой и разработкой новых месторождений, амортизация недавно капитализированных затрат будет выше амортизации старого фонда нефтегазовых активов, что, в свою очередь, компенсирует снижение дохода, приходящегося на тонну добытой нефти или газа. У компаний, которые давно разрабатывают свои месторождения, не проводя при этом разведки новых резервов, доходность будет снижаться.
Несоответствие поступления экономических выгод от разработки месторождения и связанных с этим затрат является большим недостатком метода расчета амортизации пропорционально объему добычи. По нашему мнению, добиться большего соответствия возможно, амортизируя нефтегазовые активы в течение срока, на который прогнозируются потоки денежных средств от добычи доказанных запасов нефти и газа.
На практике нефтегазовые компании применяют два основных метода учета затрат по оценке, разведке и разработке месторождений: метод «результативных затрат» и метод «полных затрат».
Метод «результативных затрат» предполагает, что затраты капитализируются только в случае, если они привели к обнаружению доказанных запасов, в то время как остальные затраты являются некапитализируемыми расходами и признаются в момент возникновения. Так, в соответствии с методом «результативных затрат» геологические и геофизические расходы и расходы по содержанию неразработанных месторождений относятся на себестоимость по мере возникновения. Затраты по бурению разведочных скважин первоначально капитализируются, но относятся на расходы, если такие скважины оказываются неуспешными (не обнаруживается запасов углеводородов в промышленных масштабах или разработка месторождения признается нерентабельной). Разработочные скважины капитализируются независимо от их успешности.
В соответствии с методом «полных затрат» все расходы по разведке, содержанию и разработке капитализируются вне зависимости от того, были ли обнаружены запасы углеводородов. Метод «полных затрат» используется небольшими новыми нефтяными компаниями, так как он позволяет им капитализировать затраты на ранних этапах до тех пор, пока успешная буровая деятельность не принесет прибыли, которая позволяет их зачесть. Метод «результативных затрат» используется в основном крупными компаниями, так как их будущие операции не обременены расходами по неуспешному бурению.
Для компаний, готовящих отчетность по МСФО, расчет амортизации основных средств основывается на положениях стандарта МСФО 16 «Основные средства», который не содержит понятий «участок/месторождение» или «центр затрат», а оперирует компонентами. Во многих случаях расчет амортизации в разрезе месторождений будет совпадать с МСФО 16, чего нельзя сказать о расчете амортизации при группировании основных средств по центрам затрат. Таким образом, капитализированные затраты, учитываемые по центрам затрат, должны быть распределены на конкретные участки или месторождения и амортизироваться уже в их составе. Необходимо проанализировать, какие основные средства имеют более короткий срок полезного использования, поскольку такие активы должны амортизироваться отдельно.
Оценка запасов, на основе которой производится расчет амортизации, как правило, берется из отчетов, подготовленных независимыми оценщиками в соответствии с требованиями Общества инженеров-нефтяников и Международного нефтяного конгресса. Наиболее известными примерами являются компании Miller and Lents Ltd и DeGolyer and MacNaughton. Большие нефтегазовые компании имеют своих собственных инженеров, которые готовят подобные отчеты. В настоящее время большинство компаний нефтегазового сектора использует методику Общества инженеров-нефтяников США (US SPE) для оценки резервов. Указанная методика базируется на пересмотренных определениях и классификации запасов, разработанной Комиссией по ценным бумагам США (SEC) еще в 1978 г. Классификация запасов по американской классификации отличается от российской. Таким образом, компании, предоставляющие свою отчетность по международным стандартам, вряд ли смогут в полной мере использовать российскую классификацию, поскольку она оперирует иными категориями запасов, нежели зарубежные инвесторы и потребители.
Открытым остается вопрос, какие запасы брать в расчет при начислении амортизации нефтегазовых активов. На наш взгляд, необходимо использовать следующий подход, который, однако, не закреплен в стандартах, а является общепринятой практикой учета в отрасли:
Доказанные запасы использовать в запасы при исчислении амортизации капитализированных затрат на приобретение месторождений;
На основе доказанных разрабатываемых запасов производить расчет амортизации капитализированных затрат на разведку и разработку месторождения, которые дали положительный результат, и добывающих активов (например, нефтяные скважины, относящееся к ним оборудование).
Срок разработки нефтегазового месторождения определяется исходя из оценки нефтяных и газовых запасов и объемов их добычи в год. В состав доказанных разрабатываемых запасов включают объем запасов, который ожидается добыть до момента истечения сроков действующих лицензий.
В нефтегазовой отрасли встречается следующая практика: в случае если срок действия лицензии меньше срока разработки нефтегазового месторождения, расчет износа добывающих основных средств производится на основе срока разработки нефтегазового месторождения, поскольку руководство компании считает, что оно сможет возобновить эти лицензии. Однако при выборе такой учетной политики необходимо придерживаться принципа осмотрительности. Даже если компания не нарушает условий лицензионных соглашений, она должна включать в расчет только доказанные запасы, которые она сможет добыть до даты истечения срока действия лицензии, до тех пор пока руководство компании не имеет доказательств, что ее лицензии будут продлены.
Положения МСФО данный вопрос не регулируют. Комиссия по ценным бумагам США отмечает в своих комментариях в правилах финансового учета и отчетности для нефтегазовых компаний, что факт выдачи и последующего подтверждения коммерческих соглашений с государственными органами должен влиять при присвоении минеральным ресурсам категории доказанных резервов. Автоматическая пролонгация таких соглашений не должна приниматься в расчет до тех пор, пока нет продолжительной истории подобных фактов, которые подтверждают ожидания компаний в отношении продления срока действия лицензионных соглашений. Таким образом, можно сделать вывод о том, что наличие истории пролонгации лицензий на разведку и разработку нефтегазового месторождения является ключевым, однако не последним фактором при выборе учетной политики в отношении срока амортизации активов.
Амортизация основных средств компаний, применяющих метод учета «полных затрат», рассчитывается по формуле:
Оценка резервов может быть изменена в зависимости от экономической эффективности освоения, степени промышленного освоения, степени геологической изученности. Изменения в оценке запасов учитываются при расчете амортизации только текущего периода, и корректировка амортизации предыдущих периодов не производится.
Для компаний, осуществляющих учет по методу «результативных затрат», формула выглядит следующим образом:
По методу «результативных затрат» аккумулированные капитализированные затраты, относящиеся к разведке доказанных запасов нефти и газа, которая пока не привела к их обнаружению, не связаны с добывающей деятельностью, а значит, не учитываются при расчете амортизации.
Пример 1
Компания применяет метод «результативных затрат».
Капитализированные затраты, связанные с разведкой, которая привела к открытию доказанных запасов, - 400 млн руб.
Накопленная амортизация на начало отчетного периода - 40 млн руб.
Доказанные запасы на начало отчетного периода - 8 млн т нефти.
Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т.
Пересмотренная оценка доказанных запасов на конец отчетного периода - 8,9 млн т.
Амортизация за отчетный период составит 646 тыс. руб.:
В случае если расчет амортизации производится в отношении объекта основных средств, ведутся детальные расчеты амортизации по каждому такому объекту. Если же расчет осуществляется для группы объектов в целом, то он делается по представленному выше примеру, однако в этом случае амортизация будет относиться к группе объектов, а не к каждой единице основных средств в отдельности.
Капитализированные затраты по разведывательным скважинам и стратиграфическим тестовым скважинам, которые привели к обнаружению доказанных запасов, а также капитализированные затраты на разработку месторождения должны амортизироваться скорее на основе доказанных разрабатываемых запасов, нежели общих доказанных запасов, которые будут являться основой амортизации капитализированных затрат на приобретение лицензий на разведку и добычу.
Пример 2
Затраты на приобретение лицензии - 280 млн руб.
Затраты на разведку - 3,900 млн руб.
Затраты на приобретение нефтегазового оборудования - 500 млн руб.
Накопленная амортизация капитализированных затрат:
На приобретение лицензии - 0,24 млн руб.;
На разведку - 800 млн руб.;
На приобретение оборудования - 80 млн руб.
Доказанные разрабатываемые запасы на конец отчетного периода - 8 млн т нефти.
Объем добычи в текущем периоде - 16 тыс. т нефти.
Доказанные запасы на конец отчетного периода - 8,9 млн т нефти.
Амортизация за отчетный период будет рассчитана следующим образом.
Амортизация затрат на приобретение лицензии:
Амортизация затрат на разведку:
Амортизация затрат на приобретение нефтегазового оборудования:
Затраты на разработку месторождения амортизируются по мере добычи доказанных разрабатываемых запасов нефти и газа. Однако ставка амортизации изменится, если затраты на разработку месторождения относятся как к доказанным разрабатываемым, так и неразрабатываемым запасам.
Пример 3
Компания потратила на приобретение лицензии и освоение месторождения нефти 70 млн руб.
Компания планирует пробурить 17 добывающих скважин для добычи 30 млн т нефти и затратить на это 28 млн руб. Кроме того, компания уже потратила 14 млн руб. для сооружения 2 разведывательных тестовых скважин.
На конец отчетного периода действуют 3 добывающие скважины, стоимость которых 5 млн руб. и которые дают промышленную добычу нефти 0,3 млн т в год.
На конец отчетного периода доказанные запасы указанных 3 скважин составили 4,7 млн т.
Капитализированные затраты составили 89 млн руб. (70 + 14 + 5 млн руб.).
Амортизация, рассчитанная на основе доказанных разрабатываемых запасов на начало периода, равна 17,8 млн руб. (89 млн руб./ 5 млн т).
Если бы компания пробурила все планируемые скважины, капитализированные затраты составили бы 112 млн руб. (70 + 14 + 28) и компания располагала бы 30 млн доказанных запасов. Тогда амортизация уменьшилась бы до 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).
Для того чтобы обеспечить соответствие затрат, выручки и объема добычи, необходимо исключать часть капитализированных затрат на приобретение лицензии и разведку месторождения (в нашем примере - 84 млн руб. (70 + 14)) из расчета ставки амортизации до тех пор, пока все доказанные запасы не будут разработаны (т. е. пробурены все 17 запланированных добывающих скважин).
В разъяснениях к правилам Комиссии по ценным бумагам США по учету и раскрытию информации для нефтегазовых компаний дается следующий комментарий: если планируются значительные первоначальные капитальные затраты (например, на построение нефтяной платформы, стратиграфические скважины), связанные с последующим строительством добывающих скважин, то необходимо исключать эти капитализированные затраты из расчета ставки амортизации, пока не будут пробурены все запланированные добывающие скважины. Однако разъяснений в отношении того, как определить часть капитализированных затрат, подлежащих временному исключению из расчета, не дается. Расчеты могут быть основаны: 1) на доле доказанных запасов, которые предполагается извлекать из уже пробуренных добывающих скважин, в общей оценке доказанных запасов или 2) на пропорции пробуренных добывающих скважин в общем количестве запланированных добывающих скважин.
Пример
Обратимся к нашему примеру.
Капитализированные затраты, относящиеся к строительству добывающих скважин, - 84 млн руб.
Доказанные разрабатываемые запасы нефти - 5 млн т.
Доказанные запасы нефти - 30 млн т.
Амортизация = 5 / 30 х 84 = 14,0 млн руб.
Количество пробуренных добывающих скважин - 3.
Количество запланированных к бурению добывающих скважин - 17
Амортизация = 3 / 17 х 84 = 14,8 млн руб.
Капитализированные затраты, временно исключенные из расчета амортизации, будут приняты в расчет в полной мере, когда все запланированные добывающие скважины будут пробурены. Затраты на бурение добывающих скважин будут включены в базу для расчета амортизации, когда нефтегазовые резервы будут переведены в категорию доказанных.
Существует еще один способ начисления амортизации, когда в расчет берутся все планируемые капитальные затраты и общая величина доказанных запасов (разрабатываемых и неразрабатываемых). В нашем примере амортизация, рассчитанная данным способом, составит 3,8 млн руб. (112 млн руб. / 30 млн т).
По правилам Комиссии по ценным бумагам США для нефтегазовых компаний, которые ведут учет по методу «результативных затрат», такой способ расчета амортизации не допускается. Также важно, что при расчете амортизации эти компании будут исключать те доказанные запасы нефти и газа, для добычи которых потребуются значительные капитальные затраты. Этот аспект связан с определением SEC доказанных разрабатываемых запасов как запасов, извлечение которых доступно при существующей методике добычи, фонде скважин и имеющегося нефтегазового оборудования. Это правило введено с целью обеспечения соответствия потребления экономических выгод от использования активов и связанных с ними затрат.
Амортизация вспомогательного оборудования и инфраструктурных активов
На любом нефтегазовом предприятии есть вспомогательное оборудование, недобывающие активы, такие как склады, автотранспорт, офисные здания, объекты инфраструктуры и т. д. Как правило, такие основные средства обслуживают деятельность компании от разведки резервов до добычи нефти и газа, и определить их привязанность к конкретному месторождению часто бывает просто невозможно. Для таких активов применение метода расчета амортизации пропорционально объему добычи становится необоснованным, и нефтегазовые компании используют линейный метод расчета.
Таким образом, амортизация нефтегазовых активов, которые относятся к деятельности по разведке и разработке месторождения, должна капитализироваться, в то время как амортизация нефтегазодобывающих активов относится на текущие затраты. Распределение вспомогательных активов по различным видам деятельности может осуществляться, например, пропорционально стоимости обслуживаемых объектов.
Оценки руководства при расчете амортизации
Расчет амортизации нефтегазовых активов - это одна из наиболее существенных областей применения оценок и суждений руководства. Основные средства, связанные с добычей нефти и газа, амортизируются в течение соответствующего срока полезного использования месторождения, определенного на основе запасов нефти и газа, пропорционально объему добычи. При определении объема резервов предположения, действительные на момент проведения оценки, могут измениться в случае появления новой информации. В частности, факторы, которые могут повлиять на срок полезного использования месторождения нефти и газа, включают:
Разницу между фактическими ценами и допущениями относительно цен на нефть и газ, использованными при оценке запасов;
Изменения в капитальных затратах, операционных расходах, ставках дисконтирования и курсах иностранной валюты, которые могут оказать негативное влияние на экономическую эффективность запасов нефти и газа.
При изменении какого-либо из перечисленных факторов может произойти изменение сроков амортизации добывающего оборудования и их текущей стоимости, а соответственно, и амортизационных отчислений. Поэтому руководство нефтегазовых компаний регулярно, по состоянию на конец каждого отчетного периода, должно проверять правильность применяемых сроков полезного использования активов исходя из их текущего состояния и ожидаемого периода, в течение которого ожидается поступление экономических выгод от их использования.
Начиная с 01.04.2011 г. амортизация расходов, связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляется в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса, которая содержит нормы, аналогичные нормам Закона о прибыли, относительно включения любых расходов на разведку/доразведку, обустройство и разработку запасов (месторождений) полезных ископаемых (за исключением расходов, предусмотренных в пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса) в отдельный объект необоротных активов по добыче полезных ископаемых плательщиком налога, на балансе которого состоят такие запасы (месторождения), и их амортизации (п. 148.1 ст. 148 Налогового кодекса). Состав таких расходов определен в п. 148.2 этой статьи.
Нормы амортизации для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, установлены п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, и учет таких объектов необоротных активов ведется по каждому отдельному месторождению (карьеру, шахте, скважине) (п. 148.3 этой статьи).
В соответствии с п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса плательщики налога имеют право в течение отчетного налогового года включить в расходы любые расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизации и другим улучшением скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, не превышающей 10% первоначальной стоимости отдельной скважины.
Расходы, превышающие указанную сумму, включаются в состав соответствующей группы основных средств как отдельный объект скважины, амортизируемый по нормам, определенным этим пунктом.
При этом в соответствии с п. 148.6 ст. 148 Налогового кодекса в случае если деятельность, связанная с разведкой/доразведкой запасов (месторождений) полезных ископаемых, не привела к их открытию или плательщиком налога было принято решение о нецелесообразности проведения дальнейшей разведки или разработки таких запасов (месторождений) в связи с их экономической нецелесообразностью, разрешается отнести расходы по такой разведке/доразведке или разработке к составу расходов производства отчетного налогового периода такого плательщика налога за исключением расходов, отнесенных раньше к составу расходов в соответствии с п. 138.10 ст. 138 этого Кодекса. Балансовая стоимость такой группы расходов, связанная с добычей полезных ископаемых, приравнивается к нулю.
Следует отметить, что нормы амортизации для скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, и срок, в течение которого начисляется налоговая амортизация на такие объекты необоротных активов, установленные п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса, идентичны нормам амортизации и сроку амортизации, которые предусматривались п. 9.5 ст. 9 Закона о прибыли.
Таким образом, поскольку нормы амортизации и порядок ее начисления для скважин, которые используются для разработки нефтяных и газовых месторождений, со вступлением в силу Налогового кодекса не изменились, налогоплательщик продолжает начисление амортизации на такие необоротные активы.
Если это новая скважина, то расходы на сооружение любых скважин, предусмотренные п. 148.2 ст. 148 Налогового кодекса, на этапе разведки/доразведки или разработки месторождения полезных ископаемых подлежат амортизации согласно ст. 148 этого Кодекса. Другие расходы, которые относятся к категории расходов, связанных с разведкой/доразведкой и обустройством месторождений полезных ископаемых, не подлежат амортизации и относятся к составу общепроизводственных расходов на основании пп. «з» пп. 138.10.1 п. 138.10 ст. 138 Налогового кодекса. Первоначальная стоимость скважин равна сумме, на которую была увеличена отдельная группа расходов плательщика налога на прибыль при вводе в эксплуатацию такой скважины в соответствии со ст. 148 Налогового кодекса.
Расходы, связанные с проведением реконструкции, модернизацией и другим улучшением скважин, используемых для разработки нефтяных и газовых месторождений, в сумме, которая не превышает 10% первоначальной стоимости отдельной скважины, плательщик налога имеет право отнести к составу расходов в течение отчетного периода, а превышение амортизируется по нормам, установленным п. 148.5 ст. 148 Налогового кодекса.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://allbest.ru
Задача 3. 1
амортизация калькуляция издержка
Начислить и распределить между различными производствами амортизационные отчисления по основным средствам.
Исходная информация
Балансовая стоимость основных средств тыс. руб.:
скважины: нефтяные - 300; газовые - 250; нагнетательные по закачке воды - 170; по закачке газа - 150; контрольные - 140.
оборудование: сети нефтепроводов - 70; сети газопроводов - 50; установок деэмульсации нефти - 30.
Срок полезного использования: скважин по добыче нефти - 15 лет, скважин по добыче газа - 12 лет;
оборудования: сети нефтепроводов - 10 лет, сети газопроводов - 7 лет, установок деэмульсации нефти - 8 лет.
Амортизация начисляется линейным способом.
Расчет произвести в ведомости формы 1.
Решение
Для расчета норма амортизационных отчислений воспользуемся формулой:
K = (1/n) x 100 %,
г де
K - норма амортизации в процентах к первоначальной стоимости объекта амортизируемого имущества;
n - срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества, выраженный в месяцах.
Для определения ежемесячной суммы амортизации воспользуемся формулой:
Ежемесячная сумма амортизации = (П ервоначальная стоимость x К: 100%).
Для расчета графы 3 формы №1 воспользуемся формулой:
К(мес) = (Балансовая ст-ть* (1/n))/12 = (300 000*(1/15))/12= 1 666,66 руб.
Таким образом, рассчитывается сумма ежемесячной амортизации по каждому виду основных средств.
Форма № 1 Ведомость начисления амортизации основных средств и распределения ее по производствам
|
Виды основных средств |
Балансовая стоимость основных средств, тыс. руб. |
Месячная норма амортизации |
Сумма отчислений, руб. |
||||||
|
по управлению |
в том числе по производствам |
||||||||
|
добычи нефти |
добычи газа |
сбора, хранения и транспортировки нефти |
сбора и транспортировки газа |
||||||
|
Скважины эксплуатационные: |
|||||||||
|
а) нефтяные |
|||||||||
|
б) газовые |
|||||||||
|
Скважины нагнетательные: 2555,55 |
|||||||||
|
а) по закачке воды |
|||||||||
|
б) по закачке газа |
|||||||||
|
в) контрольные |
|||||||||
|
Оборудование: 1491,06 |
|||||||||
|
а) сети нефтепроводов |
|||||||||
|
б) сети газопроводов |
|||||||||
|
в) установок деэмульсации нефти |
|||||||||
Задача 3.2
Заполнить ведомости учета издержек производства и распределения себестоимости услуг вспомогательных производств.
Исходная информация
1.Выписка из ведомостей распределения издержек производства, руб.:
|
Наименование показателей |
Производства |
|||||
|
водоснабж |
электроснабж |
пароснабж |
Сжат. газа |
|||
|
Вспомогательных материалов |
||||||
|
Топливо на производство пара |
||||||
|
Пар,вода,сжатый воздух и газ |
||||||
|
Получен счет от энергосбыта |
||||||
|
Оплата труда производственных рабочим |
||||||
|
Произвести в размере |
||||||
|
Амортизация основных средств |
||||||
|
Услуги своего транспортного цеха |
||||||
|
Услуги сторонних организациями |
||||||
|
Расходы будущих периодов |
||||||
|
Общепроизводственные расходы |
||||||
2. Отчет вспомогательных производств о распределении услуг
|
Направления формирования издержек производства |
Электроэнергия, кВт. ч |
Пар, Гкал |
Сжатый газ, тыс. м 3 |
||
|
На добычу нефти |
|||||
|
На закачку в пласт воды и газа |
|||||
|
На промывку скважин при ремонте |
|||||
|
На работу компрессоров |
|||||
|
На деэмульсацию нефти |
|||||
|
На производство пара |
|||||
При решении задач заполнить ведомости по формам 2-4
Решение
1. Для расчетаоплаты труда производственных рабочих с отчислениями на социальные нужды необходимо сложить сумму оплаты производственных рабочим и отчисления на соц. нужды.
2. Для расчета себестоимость единицы воспользуемся формулой:
Себестоимость единицы услуг, руб. = Итого/ Произведено услуг в натуральных единицах измерения = 2387/14300= 0,17
Форма №2
|
Калькуляционные статьи затрат |
Производства |
||||
|
водоснабжения |
электроснабжения |
пароснабжения |
|||
|
Вспомогательные материалы |
|||||
|
Электроэнергия |
|||||
|
Оплата труда производственных рабочих с отчислениями на социальные нужды |
|||||
|
Амортизация основных средств |
|||||
|
Транспортные расходы |
|||||
|
Общепроизводственные расходы |
|||||
|
Произведено услуг в натуральных единицах измерения |
|||||
|
Себестоимость единицы услуг, руб. |
3. Для расчета сумм потребления по каждой строке умножим показатель на себестоимость единицы.
9 540* 0,17=1 592,45 руб.
Форма №3 Ведомость распределения услуг вспомогательных производств
|
Потребители |
электроэнергия |
сжатый газ |
|||||||
|
кол-во, м 3 |
сумма, руб. |
кол-во, кВт*ч |
сумма, руб. |
кол-во, Гкал |
сумма, руб. |
кол-во, тыс м 3 |
сумма, руб. |
||
|
Производство добычи нефти |
|||||||||
|
Производство технологической подготовки и стабилизации нефти |
|||||||||
|
Производство сжатого газа |
|||||||||
|
Производство пароснабжения |
|||||||||
Форма №4 Ведомость учета издержек вспомогательных производств
Задача 3. 3
Заполнить ведомости:
1) синтетического учета издержек основного производства и расходов по обслуживанию оборудования;
2) распределения общепроизводственных расходов цеха подготовки и перекачки нефти;
3) управленческого учета расходов по цехам и подразделениям основного производства;
4) управленческого учета расходов по цехам, занятым содержанием и эксплуатацией оборудования;
5) списания расходов цехов и подразделений основного производства на добычу нефти и газа.
Исходная информация
Выписка из ведомостей распределения издержек производства, руб.
Отпущены вспомогательные материалы:
Цеху подземного ремонта скважин на эксплуатацию оборудования - 9 840;
Производству сбора и транспортировки газа - 2 600;
Цеху поддержания пластового давления - 3 450;
Производству технологической подготовки и стабилизации нефти - 1 700;
Прокатно-ремонтному цеху электропогружных установок на эксплуатацию оборудования - 200;
Производству - 920;
Производству внешней транспортировки нефти - 310;
Цеху автоматизации производства на эксплуатацию оборудования - 670.
Списаны запасные части для текущего ремонта оборудования:
В цехе подземного ремонта скважин - 4 210;
В прокатно-ремонтном цехе электропогружных установок - 200;
В цехе автоматизации производства - 1 380.
Списаны на производство инструменты и приспособления по:
Цеху подземного ремонта скважин - 2 400;
Прокатно-ремонтному цеху электропогружных установок - 1 030;
Цеху автоматизации производства - 2 150.
Начислена оплата труда производственным рабочим:
Цеха поддержания пластового давления - 5 020;
Производства сбора и транспортировки газа - 4950;
Производства технологической подготовки и стабилизации нефти - 4030;
Производства сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 3200;
Производства внешней транспортировки нефти - 3 200.
Отчисления на социальные нужды произведены в размере 26 %.
Начислена амортизация основных средств по:
Цеху поддержания пластового давления - 30 200;
Цеху подземного ремонта скважин - 10 630;
Производству сбора и транспортировки газа - 30 340;
Производству сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 12 430;
Прокатно-ремонтному цеху электропогружных установок - 4 920;
Производству технологической подготовки и стабилизации нефти - 10 300;
Производству внешней транспортировки нефти - 1 740;
Цеху автоматизации производства - 5 340.
Списана с производства электроснабжения потребленная электроэнергия на:
Производство технологической подготовки и стабилизации нефти - 3 250;
Цех поддержания пластового давления - 5 640;
Производство сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 8 960;
Производство внешней транспортировки нефти - 2 030.
Списана с производства пароснабжения стоимость пара на:
Цех поддержания пластового давления - 21 300;
Производство сбора и транспортировки газа - 7 620;
Производство технологической подготовки и стабилизации нефти - 8 250;
Производство сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 9 040;
Внешней транспортировки нефти - 1 840.
Списаны услуги сторонней транспортной организации по перемещению грузов на:
Цех поддержания пластового давления - 9 020;
Производство технологической подготовки и стабилизации нефти - 420;
Цех подземного ремонта скважин - 830;
Производство сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 1 510.
Стоимость услуг вспомогательных цехов списана на:
Цех поддержания пластового давления - 2 040;
Производство технологической подготовки и стабилизации нефти - 240.
Списаны расходы будущих периодов на:
Производство сбора и транспортировки газа - 5 470;
Производство сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 1 480;
Цех поддержания пластового давления - 9 730;
Производство технологической подготовки и стабилизации нефти - 760;
Производство внешней транспортировки нефти - 340.
Общепроизводственные расходы составили по:
Цеху подземного ремонта скважин - 8480;
Прокатно-ремонтному цеху электропогружных установок - 3 060;
Производству сбора и транспортировки газа - 3 880;
Цеху поддержания пластового давления - 5 320;
Цеху автоматизации производства - 4 070;
Цеху подготовки и перекачки нефти - 8 250.
При решении задачи заполнить ведомости по формам 5-9.
Решение
Форма №5 Ведомость распределения общепроизводственных расходов цеха подготовки и перекачки нефти (руб.)
|
Сбор, хранение и внутрипроизводственная транспортировка нефти |
(3 200+832)=4032 |
||
|
Внешняя транспортировка нефти |
(3 200+848)=4 032 |
(8 250:(13 141:4 032)=2 531,31 |
|
|
Технологическая подготовка и стабилизация нефти |
(4 030+1 047)=5 077 |
(8 250:(13 141:5 077)=3 187,38 |
|
Для расчета сумм по социальному страхованию и обеспечению воспользуемся формулой:
Сумма соц. отчислений= Сумма оплаты труда*26%
Форма №6 Ведомость синтетического учета издержек основного производства и расходов по обслуживанию оборудования.
|
Структурные подразделения |
С кредита счетов |
||||||||||
|
материалы |
Вспомогательные производства |
Общепроизводственные расходы |
Расходы будущих периодов |
Расчеты с поставщиками и подрядчиками |
Расчеты по социальному страхованию и обеспечению |
Расчеты с персоналом по оплате труда |
Амортизация основных средств |
||||
|
вспомогательные |
инструменты и приспособления |
||||||||||
|
Счет «Основное производство» Цех поддержания пластового давления |
(21300+ 2040+ 5640) |
||||||||||
|
производство сбора, хранения и внутрипроиз-водственной транспортировки нефти |
|||||||||||
|
производство внешней транспортировки нефти |
|||||||||||
|
производство технологический подготовки и стабилизации нефти |
|||||||||||
|
Производство сбора и транспортировки газа |
|||||||||||
|
Счет «Общепроизводственные расходы», субсчет «Расходы по содержанию и эксплуатации машин и оборудования» Цех подземного ремонта скважин |
|||||||||||
|
Прокатно-ремонтный цех электропогружных установок |
|||||||||||
Форма №7 Ведомость учета расходов по цехам и подразделениям основного производства (руб.)
|
Калькуляционные статьи затрат |
Цех поддержания пластового давления |
Цех подготовки и перекачки нефти |
Производство сбора и транспортировки газа |
||||
|
производства |
|||||||
|
сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти |
внешней транспортировки нефти |
технологической подготовки и стабилизации нефти |
|||||
|
Вспомогательные материалы |
|||||||
|
Электроэнергия |
|||||||
|
Пар, вода, сжатый воздух и газ |
|||||||
|
Затраты на оплату труда и отчисления на социальные нужды |
|||||||
|
Амортизация основных средств |
|||||||
|
Услуги других цехов и со стороны |
11060 (9020+2040) |
||||||
|
Прочие производственные расходы |
|||||||
|
Общепроизводственные расходы |
|||||||
Форма №8 Ведомость учета расходов по цехам, занятым содержанием и эксплуатацией оборудования
|
Калькуляционные статьи затрат |
Цех подземного ремонта скважин |
Прокатно-ремонтный цех электропогружных установок |
Цех автоматизации производства |
||
|
Амортизация оборудования |
|||||
|
Эксплуатация оборудования |
|||||
|
Ремонт оборудования |
|||||
|
Внутрипроизводственное перемещение грузов |
|||||
|
Стоимость специальных инструментов и приспособлений |
|||||
|
Общепроизводственные расходы |
|||||
Форма №9 Ведомость списания расходов цехов и подразделений основного производства на добычу нефти и газа
|
Калькуляционные статьи затрат |
Цех поддержания пластового давления |
Цех подготовки и перекачки нефти |
Производство сбора и транспортировки газа |
Цех подземного ремонта скважин |
Прокатно-ремонтный цех электропогружных установок |
Цех автоматизации производства |
||||
|
производства |
||||||||||
|
сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти |
внешней транспортировки нефти |
технологической подготовки и стабилизации нефти |
||||||||
|
Расходы по сбору и транс-портировке нефти и газа |
||||||||||
|
Расходы по технологичес-кой подготовке нефти |
||||||||||
|
Расходы на продажу |
||||||||||
Задача 3. 4
Распределить издержки производства между нефтью и газом.
Исходная информация
Выписка из ведомостей управленческого учета издержек основного производства, руб.
На добычу нефти и газа отнесены:
1 845;
Произведены отчисления на социальные нужды - 523;
Амортизация скважин - 23 985;
Стоимость нефти, полученной от буровых и геолого-разведочных организаций - 4 815.
Общая сумма расходов составила по:
Цеху поддержания пластового давления - 4 050;
Производству сбора, хранения и внутрипроизводственной транспортировки нефти - 675;
Производству внешней транспортировки нефти - 262;
Производству технологической подготовки и стабилизации нефти -2 700;
Производству электроснабжения - 1 630;
Производству сжатого газа - 3 500;
Производству сбора и транспортировки газа - 6 300;
Цеху подземного ремонта скважин -500;
Прокатно-ремонтному цеху электропогружных установок - 7 100;
Производству проката эксплуатационного оборудования - 9 200;
Общепроизводственные расходы равны 9 485.
Валовая добыча составила: нефти - 13 500 т и газа - 4 500 тыс. м 3 ; переводной коэффициент 1000 м 3 газа в условную тонну нефти - 1,1. При решении задач заполнить ведомости по формам 10, 11, 12
Решение
Форма №10 Пересчет газа в условные тонны нефти
Форма №11
Форма №12 Ведомость распределения издержек производства между нефтью и газом
|
Калькуляционные статьи затрат |
Всего расходов, руб. |
Из них на |
|||||
|
попутный газ |
|||||||
|
коэффи-циент, % |
сумма, руб. |
коэффи-циент, % |
сумма, руб. |
||||
|
Расходы по искусственному воздействию на пласт |
|||||||
|
Затраты на оплату труда производственных рабочих |
|||||||
|
Дополнительная оплата труда производственных рабочих |
|||||||
|
Отчисления на социальные нужды |
|||||||
|
Амортизация нефтяных скважин |
|||||||
|
Расходы по сбору и транспортировке нефти |
|||||||
|
Расходы по сбору и транспортировке газа |
|||||||
|
Расходы на подготовку и освоение производства |
|||||||
|
Расходы по текущему ремонту скважин |
|||||||
|
Расходы по содержанию электропогружных установок |
|||||||
|
Оплата нефти, принятой от буровых и геологоразведочных организаций |
|||||||
|
Итого (затраты по добыче без общепроизводственных расходов) |
|||||||
|
Общепроизводственные расходы |
|||||||
|
Расходы на продажу |
|||||||
Задача 3. 5
Составить отчетную калькуляцию нефти и газа.
Исходная информация
Валовая добыча нефти составляет 13400 т, газа - 4500 тыс. м 3 ; товарная добыча нефти - 13200 т, газа - 4200 тыс. м 3 .
Издержки производства за отчетный период, руб.:
|
Калькуляционные статьи затрат |
Затраты по добыче |
||
|
Расходы на энергию по извлечению нефти |
|||
|
Расходы по искусственному воздействию на пласт |
|||
|
Затраты на оплату труда производственных рабочих |
|||
|
Дополнительная оплата труда производственных рабочих |
|||
|
Отчисления на социальные нужды |
|||
|
Амортизация скважин |
|||
|
Расходы по технологической подготовке нефти |
|||
|
Расходы на подготовку и освоение производства |
|||
|
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования |
|||
|
Общепроизводственные расходы |
|||
|
Прочие производственные расходы |
|||
|
Расходы на продажу |
|||
При решении задачи заполнить ведомость по форме 13.
Решение
Форма №13 Отчетная калькуляция добычи нефти и газа (руб.)
|
Единица измерения |
Валовая добыча |
Товарная добыча |
|||||
|
Калькуляционные статьи затрат |
Себестоимость нефти |
Себестоимость газа |
|||||
|
по отчету |
по плану 1000 м 3 |
по отчету |
|||||
|
всей добычи |
всей добычи |
||||||
|
Расходы на энергию по извлечению нефти |
|||||||
|
Расходы по искусственному воздействию на пласт |
|||||||
|
Дополнительная оплата труда производственных рабочих |
|||||||
|
Отчисления на социальные нужды |
|||||||
|
Амортизация скважин |
|||||||
|
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа |
|||||||
|
Расходы по технологической подготовке нефти |
|||||||
|
Расходы на подготовку и освоение производства |
|||||||
|
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования |
|||||||
|
Общепроизводственные расходы |
|||||||
|
Прочие производственные расходы |
|||||||
|
Производственная себестоимость: валовой продукции товарной продукции |
|||||||
|
Расходы на продажу |
|||||||
|
Полная себестоимость товарной продукции |
Задача 3. 6
Распределить издержки производства и исчислить себестоимость добычи нефти по способам эксплуатации скважин.
Исходная информация :
За отчетный период были сформированы издержки производства, руб.:
По извлечению нефти: на электроэнергию относятся 1630, на газ - 3500;
По искусственному воздействию на пласт - 4050;
По сбору и транспортировке нефти - 675;
По технологической подготовке нефти - 2700;
По подготовке и освоению производства - 690;
Начислена амортизация по скважинам - 16 875;
Начислена основная оплата труда производственным рабочим - 1350;
Начислена дополнительная оплата труда - 135;
Произведены отчисления на социальные нужды - 386 ;
Общепроизводственные расходы - 6750;
Прочие производственные расходы - 9450.
Добыто нефти глубинно-насосным способом 6530 т и компрессорным способом - 3470 т; соответственно отработано 33 и 27 скважино-месяцев. Расчет произвести в ведомостях по формам 14, 15.
Форма №14 Расчет коэффициентов распределения косвенных расходов
Форма №15 Ведомость исчисления себестоимости добычи нефти и газа по способам эксплуатации скважин
|
Калькуляционные статьи затрат |
Номер базы распределения косвенных расходов |
Всего издержек произ-водства, руб. |
Из них на |
||||
|
глубинно-насосный способ |
компрессорный способ |
||||||
|
коэффи-циент, % |
сумма, руб. |
коэффи-циент, % |
сумма, руб. |
||||
|
Расходы на энергию по извлечению нефти |
|||||||
|
Расходы по искусственному воздействию на пласт |
|||||||
|
Основная оплата труда производственных рабочих |
|||||||
|
Дополнительная оплата труда производственных рабочих |
|||||||
|
Отчисления на социальные нужды |
|||||||
|
Амортизация скважин |
|||||||
|
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа |
|||||||
|
Расходы по технологической подготовке нефти |
|||||||
|
Расходы на подготовку и освоение производства |
|||||||
|
Расходы по содержанию эксплуатационного оборудования |
|||||||
|
Общепроизводственные расходы |
|||||||
|
Прочие производственные расходы |
|||||||
|
Производственная себестоимость |
|||||||
|
Себестоимость 1 т нефти |
Размещено на Allbest.ru
...Номенклатура калькуляционных расходов в бурении и добыче нефти и газа. Плановая калькуляция себестоимости по нефтегазодобывающему управлению. Планирование и разделение затрат по статьям. Ведомость распределения основных расходов между нефтью и газом.
презентация , добавлен 29.11.2013
Порядок начисления и учета амортизационных отчислений по основным средствам. Понятие, нормативное регулирование, документальное оформление начисления и экономическая сущность амортизации основных средств. Способы начисления для целей налогообложения.
курсовая работа , добавлен 22.03.2014
Исчисление амортизационных отчислений по фиксированным активам. Методы начисления амортизации согласно МСФО 16 "Основные средства". Учет наличия и движения основных средств на предприятии "Рудник Нурказган", аналитический учет амортизационных отчислений.
курсовая работа , добавлен 28.09.2010
Учет амортизации и методы ее начисления в условиях рынка. Основные понятия и виды амортизации и износа. Основы учета износа основных средств: учет амортизационных отчислений; методы начисления амортизации. Некоторые проблемы амортизации основных средств.
курсовая работа , добавлен 05.03.2010
Понятие износа и амортизации основных средств, ее проведение для целей бухгалтерского учета. Основные средства, не подлежащие амортизации. Порядок начисления амортизационных отчислений, их бухгалтерский и налоговый учет. Понятие амортизационной премии.
курсовая работа , добавлен 23.11.2012
Особенности начисления амортизации основных средств на предприятии. Порядок начисления и списания амортизационных отчислений. Организация учета амортизационного фонда в СПК колхоз "Зауральный". Документальное оформление операций по учету амортизации.
курсовая работа , добавлен 20.05.2013
Учетная политика для целей бухгалтерского учета. Оборотная ведомость по синтетическим счетам. Журнал хозяйственных операций. Начисление амортизации по основным средствам. Расчет стоимости материалов, отпущенных со склада. Счета бухгалтерского учета.
курсовая работа , добавлен 24.06.2009
Бухгалтерский учет и налогообложение безвозмездного поступления в коммерческую организацию основных средств и запасов. Порядок учета и налогообложения амортизационных отчислений по основным средствам. Условия получения спонсорской помощи от нерезидентов.
реферат , добавлен 22.07.2012
Порядок начисления, использования, нормы и учет амортизационных отчислений основных средств и нематериальных активов. Основные принципы разделения основных фондов на группы. Особенности отражения хозяйственных операций предприятия в бухгалтерском учете.
контрольная работа , добавлен 23.01.2010
Учет обязательных удержаний по исполнительным документам. Учет удержаний по инициативе работника. Начисление амортизации основных средств (на примере фабрики мягкой мебели ЗАО "Модерн") по нормам амортизационных отчислений. Отчет о прибылях и убытках.
Инновационная деятельность – это творческая деятельность, направленная на разработку, создание и распространение новых видов конкурентной продукции, новых видов технологий, внедрение организационных форм и методов управления, адекватных рыночным условиям.
Определяющим фактором инноваций являются научные исследования, развитие изобретательства и рационализации.
Результатом инноваций является интеллектуальная продукция – патенты, ноу-хау, информация, новая техника и технология.
Инновационная и научно-техническая деятельность предприятий ТЭК осуществляется по следующим направлениям:
1) создание, освоение новых и повышение качества выпускаемых видов продукции;
2) внедрение новой техники, прогрессивной технологии, механизации и автоматизации производства;
3) совершенствование управления, планирования и организации производства;
4) внедрение научной организации труда;
5) капитальный ремонт и модернизация основных фондов;
6) мероприятия по экономии материалов, топлива и энергии;
7) научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;
8) основные показатели технико-экономического уровня производства и выпускаемой продукции;
9) результаты экономической и коммерческой эффективности внедрения научно-технических и организационных мероприятий.
По каждому мероприятию, включаемому в указанные направления инновационной и научно-технической деятельности предприятия, в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", планируются следующие показатели:
Ø объём внедрения мероприятия;
Ø капитальные вложения и единовременные затраты на проведение данного мероприятия;
Ø текущие издержки производства;
Ø чистый доход;
Ø дисконтированный чистый доход;
Ø чистый дисконтированный доход;
Ø прирост прибыли, остающийся в распоряжении предприятия;
Ø индекс доходности (прибыльности);
Ø внутренняя норма доходности;
Ø срок окупаемости капитальных вложений;
Ø экономия от снижения себестоимости;
Ø экономия материальных затрат;
Ø снижение трудоёмкости или рост производительности труда.
Инновационная деятельность и наличие инвестиций определяет развитие научно-технического прогресса (НТП). Развитие НТП определяет развитие государства и его место в развивающемся мире, лучшее использование материальных ресурсов, качество жизни, сохранение окружающей среды, улучшение жизнедеятельности человека.
НТП является специфическим экономическим ресурсом, воплощенном в научно-техническом потенциале, т.е. накопленных научных и технических знаниях во всех сферах деятельности человека. Специфическим потому, что состояние использования этого ресурса определяет эффективность использования других ресурсов – природных, энергетических, материальных, трудовых, финансовых.
Использование инновационного потенциала зависит от инвестиционных возможностей предприятий и государства.
Инвестиции в форме капитальных вложений – это денежные средства, выделяемые на научные исследования, на строительство и реконструкцию объектов, приобретение оборудования, внедрение научно-технических мероприятий.
Источниками финансирования технического развития предприятия формирования инвестиций являются:
Þ средства государственного бюджета, которые относятся к централизованным источникам;
Þ собственные средства предприятий, относящиеся к нецентрализованным источникам (чистая прибыль предприятий, амортизационные отчисления);
Þ кредиты банков, средства других инвесторов.
Инвестиции – это долгосрочные вложения капитала в экономику с целью извлечения прибыли.
По технологической структуре инвестиции включают затраты на проектно-изыскательские работы, строительно-монтажные работы, приобретение оборудования, прочие работы.
В Законе РФ "Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений" даётся следующее определение инвестиций: "… инвестиции – средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта"
Эта официальная трактовка понятия "инвестиции" даётся в чрезмерно общем плане. Инвестиции в широком смысле – это, прежде всего, денежные средства, имущественные и интеллектуальные ценности государства, юридических и физических лиц, направляемые на создание новых предприятий, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих, приобретение недвижимости, акций, облигаций и других ценных бумаг и активов с целью получения прибыли или иного положительного эффекта.
В законе РФ понятие "капитальных вложений" трактуется следующим образом: "… капитальные вложения – инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательсткие работы (ПИР) и другие затраты".
Инновационный процесс включает следующие этапы:
· научные исследования,
· разработка идей и новшеств,
· разработка промышленного образца,
· лабораторные и рыночные исследования,
· подготовка и освоение производства,
· серийный выпуск продукции
· эксплуатации новой техники.
Планирование научно-технической деятельности включает следующие этапы:
Разработка научно-технических мероприятий по направлениям использования;
Расчет затрат на осуществление мероприятий и проектов;
Расчёт эффективности внедрения мероприятий и проектов.
Под новой техникой в нефтяной и газовой промышленности понимают:
o впервые реализуемые в отрасли результаты научных исследований и прикладных разработок, содержащих изобретения и другие научно-технические достижения;
o новые или усовершенствование методы и технологические процессы воздействия на пласт и призабойную зону скважин;
o новые или усовершенствованные способы и технику эксплуатации скважин;
o новые или усовершенствованные системы, методы и оборудование сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды;
o новые или усовершенствованные системы комплексной автоматизации и управления процессами добычи нефти и газа;
o новые или усовершенствованные средства и способы ремонта скважин и промысловых объектов и т.п.
Основные направления научно-технических мероприятий и научно-исследовательских работ в нефтегазодобывающей промышленности можно выделить в следующие основные группы:
1. Анализ разработки месторождений, прогноз показателей разработки, выбор вариантов разработки месторождений углеводородов.
2. Разработка мероприятий по увеличению эффективности эксплуатации скважин: борьба с асфальтосмолопарафиноотложениями (АСПО), обработка призабойной зоны с целью интенсификации притока флюида к скважине, глушение скважины в процессе капитального ремонта и т.д.
3. Исследования на основе математических и статистических моделей. Адаптация характеристик продуктивных пластов по данным математического моделирования процесса исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах.
4. Анализ эксплуатации объектов разработки на основе эволюционной модели или другими вероятностно-статистическими методами.
5. Проектирование и анализ систем сбора, подготовки и переработки УВ продукции.
6. Исследования продуктивного коллектора и физико-химических свойств углеводородов
2. Оценка коммерческой эффективности мероприятий при разработке месторождений нефти и газа
2.1. Показатели коммерческой эффективности при выборе технологического варианта разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
Оценка экономической и коммерческой эффективности выполняется на основании принятых технологических решений, на основании которых определяется расчетный период, объёмы внедрения.
К основным показателям коммерческой эффективности относятся:
Ø капитальные затраты,
Ø эксплуатационные затраты,
Ø выручка и прибыль предприятия,
Ø доход государства,
Ø денежные потоки.
По результатам расчетов выбирается наиболее предпочтительный вариант как по технологическим так и по экономическим показателям.
Для выявления устойчивости проекта в условиях рыночной экономики необходимо проанализировать возможные риски или чувствительность основных показателей при изменении в ту или иную сторону исходных данных, принятых для расчетов.
2.1.1. Капитальные затраты
Расчет капитальных вложений выполняется на основе удельных затрат или по объектам обустройства месторождений углеводородов. Расчеты выполнятся на каждый год (i), когда запланирован ввод новых скважин или на год раньше в зависимости от их количества и назначения. Следует обратить внимание, что сначала объект строится, а затем вводится в эксплуатацию.
Затраты оцениваются по следующим направлениям.
· Бурение добывающих и нагнетательных скважин (вертикальных, горизонтальных и др.). Учитывается также строительство скважин специального назначения в соответствии с проектом разработки: контрольно-наблюдательных, геофизических, водозаборных, для утилизации промстоков и т.д.;
· Затраты на капитальный ремонт скважин;
· Промысловое обустройство (по удельным затратам на одну добывающую или нагнетательную скважину), которые предусматривает затраты на обвязку устьев, прокладку шлейфов, автодорог, электролиний теплопроводов, канализации, строительство пункта управления, УКПГ и прочих объектов промыслового назначения.
· Объекты не входящие в сметы строек (перевод на механизированную добычу, строительство ДКС и др.);
· Магистральные трубопроводы (газо-, нефте-, конденсатопроводы);
· Затраты на ликвидацию промысла по окончании разработки месторождения (залежи);
Затраты на капитальное строительство следует определять в зависимости от сроков строительства скважин и ввода их в эксплуатацию: затраты на бурение, обустройство и объекты не входящие в сметы строек относятся на предшествующий год или на год ввода скважины или оборудования; затраты на капитальный ремонт распределяются в соответствии с графиком ремонтов; затраты на магистральные трубопроводы полностью относятся на первый (или предшествующий) год начала разработки; затраты на ликвидацию промысла относятся на следующий год после выбытия скважин из эксплуатации или по окончании срока разработки.
Капитальный ремонт скважин – важный фактор рациональной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Он направлен на максимально возможное использование фонда скважин, восстановление их нормального состояния и производительности, на охрану недр.
Работы по капитальному ремонту скважин подразделяются на следующие категории: 1) изоляция эксплуатационных горизонтов от верхних вод; 2) изоляция эксплутационных горизонтов от нижних вод; 3) возвраты на верхние и нижние горизонты; 4) ликвидация скважин; 5) ликвидация аварий; 6) прочие ремонтно-исправительные работы; 7) зарезка второго ствола скважины; 8) консервация скважин; 9) восстановление из консервации или ликвидации скважин.
Данные виды капитального ремонта подлежат учету в составе капитальных затрат в случаях, когда это предусмотрено проектом разработки. Другие виды относятся к текущему подземному ремонту и должны быть учтены в составе эксплутационных затрат.
В данном разделе следует описать в соответствии с рассматриваемыми вариантами даты ввода скважин и оборудования, их количество и стоимость. В конкретных случаях указываются сроки, виды и объем работ по капитальному ремонту скважин и оборудования. В конце раздела указываются суммарные капитальные затраты за весь период разработки по вариантам и выполняется анализ, по какому из вариантов затраты наибольшие и наименьшие.
2.1.2. Эксплуатационные затраты
При оценке вариантов разработки эксплуатационные расходы могут быть определены по видам расходов – по статьям калькуляции или элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.
Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:
Сырьё, топливо (в том числе электро- и теплоэнергия), основные и вспомогательные материалы, которые рассчитываются по удельным затратам в зависимости от объема добываемой продукции. При оценке механизированной добычи нефти определяются затраты в зависимости от объема добываемой жидкости;
Все потребители электрической энергии подразделяются на девять тарифных групп.
К промышленным и приравненным к ним потребителям (II группа) относятся: объединения, промышленные предприятия (заводы, в том числе ремонтные, а также опытные заводы научно-исследовательских организаций, комбинаты, фабрики, шахты, рудники, карьеры, разрезы, нефтяные, газовые промыслы, буровые установки и др.);
К VII группе (непромышленные потребители) относятся: государственные учреждения, общественные организации; научно-исследовательские, проектные институты, вычислительные центры, лаборатории, конструкторские бюро и другие научно-исследовательские учреждения. По этому тарифу производится отпуск энергии непромышленным потребителям для производственных нужд, освещения и на все другие цели независимо от присоединенной мощности.
Заработная плата основная и дополнительная определяется в зависимости от фонда добываемых скважин в текущем году и удельной численности производственно промышленного персонала (ППП), который их обслуживает.
Затраты на экологию определяются как доля от суммы предыдущих затрат;
Прочие прямые затраты определяются либо как доля от суммы предыдущих затрат, либо через удельные затраты на одну добывающую скважину;
Амортизационные отчисления рассчитываются от балансовой стоимости основных производственных фондов (ОПФ) по норме амортизации;
Затраты на текущий ремонт скважин определяются в соответствии с планом ремонтных работ либо в виде ежегодных отчислений в ремонтный фонд как доля от стоимости скважин;
Затраты на закачку агентов в случае разработки в режиме поддержания пластового давления (ППД) или с целью увеличения извлечения УВ. Расчет выполняется по удельным затратам в зависимости от объема закачиваемых агентов (вода, газ и др.);
Транспортные расходы на перекачку (или перевозку автоцистернами нефти или конденсата) углеводородов (УВ) – ЭЗтр: рассчитываются в зависимости от объема транспортируемой продукции. Здесь учитывается разделение объема реализации в долях на внутреннем и внешнем рынке. Затраты оцениваются по удельным затратам на транспорт 1 т нефти или конденсата или 1000 м 3 газа в целом либо с учетом расстояния до точки сдачи продукции;
Налоги, включаемые в себестоимость.
В расчет эксплуатационных затрат могут быть включены и другие более конкретизированные статьи расходов, например, промысловый сбор и подготовка продукции.
Согласно классификации основных средств по срокам службы они подразделяются на следующие амортизационные группы:
I. от 1 до 2 лет включительно (машины и оборудование);
II. от 2 до 3 лет включительно (машины и оборудование);
III. от 3 до 5 лет включительно (горнодобывающее оборудование, буровое оборудование);
IV. от 5 до 7 лет включительно (трубопроводы технологические, оборудование наземное для освоения и ремонта скважин, оборудование для спускоподъемных работ, сбор, учет, первичная обработка и транспорт нефти - Спутник);
V. от 7 до 10 лет включительно (цистерны, резервуары, электролинии, теплосети, сооружения для ППД, нефтегазосборная сеть, газопроводы, скважины газовые для разведочного бурения, арматура трубопроводная, газовые турбины, газоперекачивающее оборудование, автоматика);
VI. от 10 до 15 лет включительно (воздушная линия электропередач для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, нефтеперерабатывающая промышленность, котельная и котлы, станки-качалки);
VII. от 15 до 20 лет включительно;
VIII. от 20 до 25 лет включительно;
IX. от 25 до 30 лет включительно;
X. свыше 30 лет.
В таблицах 2.1 и 2.2 приведены нормы амортизационных отчислений и сроки службы оборудования нефтегазовой отрасли.
Расчет выполняется на каждый год эксплуатации месторождения, после чего по вариантам определяются сумма эксплуатационных затрат в целом за год и за весь расчетный период, в том числе и по статьям затрат.
2.1.3 Выручка от реализации
Выручка от реализации продукции один из главных показателей при оценке экономической эффективности вариантов разработки.
Продукцией нефтегазодобывающей промышленности является газ, конденсат и нефть. Выручка от реализации определятся по ценам предприятия (без НДС) в зависимости от объемов реализации продукции. В данном разделе указываются цены и доли реализации УВ на внутреннем и вешнем рынках.
Объемы добычи и объемы реализации (транспорта) продукции отличаются на величину промысловых потерь, величина которых утверждается в соответствии с нормативными документами на основе предоставленных расчетов, в которых учитывается весь технологический процесс. В случае реализации сайклинг-процесса (для газоконденсатных залежей), утилизации газа другим способом (для нефтяных месторождений), а также использование продукции промысла на собственные нужды соответствующий объем углеводородов учитывается при расчете объемов реализации продукции промысла.
Таблица 2.1
Нормы амортизационных отчислений в нефтегазовой отрасли
(в процентах к балансовой стоимости)
| Вид основных фондов | Норма амортизации |
| Скважины | |
| Нефтяные, нагнетательные и контрольные скважины | 6,7 |
| Газовые и газоконденсатные скважины | 8,3 |
| Скважины подземных хранилищ газа | 2,0 |
| Машины и оборудование для добычи нефти и бурения | |
| Оборудование для глубокого бурения на нефть и газ | 13,8 |
| Вышки, подъемники для вышек, емкости, приемные мосты, металлические основания и блоки, не входящие в состав комплектных буровых установок | 11,2 |
| Турбобуры, электробуры и турбодолота | 32,7 |
| Оборудование для механизации и автоматизации производственных процессов в бурении | 19,6 |
| Станки-качалки | 9,1 |
| Промывочные агрегаты | 11,4 |
| Арматура фонтанная, нагнетательная и оборудование устья скважин | 11,4 |
| Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (насос, двигатель, кабель) | 22,8 |
| Насосно-компрессорные трубы | 9,2 |
| Машины и оборудование газовой промышленности | |
| Оборудование газоперерабатывающих заводов | 9,6 |
| Оборудование очистки газа от влаги и агрессивных компонентов | 9,6 |
| Оборудование очистки «жирных» (газоконденсатных месторождений) и попутных газов | 9,6 |
| Трубопроводный магистральный транспорт | |
| Магистральные газопроводы и нефтепродуктопроводы и отводы от них, конденсатопроводы | 3,0 |
| Машины и оборудование для предприятий нефтеперерабатывающей промышленности | |
| ЭЛОУ, АВТ-топливная, АВТ-масляная, каталитический риформинг с гидроочисткой, АГФУ производство изопропилбензола, этилена, полиэтилена низкого давления | 9,1 |
| Вторичная перегонка бензинов, каталитический крекинг, депарафинизация, парафиновая установка, производство параксилола, каталитический крекинг с неподвжным катальзатором, карбомидная депарафинизация | 9,1 |
| Вакуумная установка, производство полипропилена, полиэтилена высокого давления | 10,0 |
| Установка газоконденсатции; термический крекинг; ГФУ; комбинированная (АТ+ТК); дуасол; алкилирующая установка | 8,3 |
| Установка полунепрерывного коксования, производство кокса в кубах, сернокислотная очистка, установка контактного коксования | 7,1 |
Расчет выполняется на каждый год эксплуатации месторождения, после чего определяются сумма выручки по вариантам за весь расчетный период.
2.1.4. Налогообложение
Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.
При определении показателей экономической эффективности проекта учитываются налоги и отчисления, которые характеризуют бюджетную эффективность проекта.
Все ставки налоговых платежей и отчислений приведены по состоянию на 01.01.2006 г. в соответствии с действующим Налоговым кодексом и другими нормативными актами.
Таблица 2.2
Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы в нефтегазовой отрасли
| Группа | Наименование |
| Машины и оборудование | |
| от 1 до 2 лет | Замки и соединительные концы к бурильным трубам; элементы компоновки низа бурильной колонны; замки буровые для электробура; |
| Двигатели забойные и инструмент породоразрушающий (для нефтяных скважин) (турбобуры, буры, турбодолота, долота, отклонители, электробуры, расширители, калибраторы и прочие) | |
| Оборудование для различных способов добычи нефти и газа прочее | |
| Ключи; инструмент ловильный для ликвидации аварий при бурении; инструмент и приспособления для зарезки вторых стволов; инструмент буровой (кроме породоразрушающего); инструмент для свинчивания – развинчивания и удержания на весу НКТ и штанг при ремонте эксплутационных скважин; инструмент ловильный для эксплуатационных скважин; инструмент для бурения геологоразведочных скважин; инструмент для нефтепромыслового и геологоразведочного бурения, прочий. | |
| от 2 до 3 лет | насосы конденсатные, питательные и песковые, грунтовые, шламовые |
| Машины сбоечно-буровые и гезенко-проходческие; установки бурильные (каретки буровые самоходные); перфораторы пневматические (молотки бурильные) | |
| от 3 до 5 лет | Насосы артезианские погружные |
| Машины и оборудование бурильное, сваебойное, копровое | |
| Подъемники и конвейеры для шахт; горнопроходческие машины и оборудование | |
| Оборудование для горнодобывающих производств, прочее (машины бурильные, пневмоударники, оборудование навесное бурильное; машин и оборудование для зарядки и забойки взрывных скважин; оборудование горноспасательное; аппаратура шахтной автоматизации, сигнализации и связи и другое оборудование) | |
| Оборудование буровое нефтепромысловое и геологоразведочное. | |
| Техника электронно-вычислительная (включая персональные компьютеры и печатающие устройства к ним; серверы различной производительности; сетевое оборудование локальных вычислительных сетей; системы хранения данных) | |
| от 5 до 7 лет | Насосы центробежные, поршневые и роторные |
| Оборудование компрессорное и вакуумное (установки воздухоразделительные, компрессоры воздушные газовые, насосы вакуумные, агрегаты откачные низкого вакуума, элементы вакуумных систем) | |
| Компрессоры передвижные и специальные | |
| Сепараторы конусные | |
| Оборудование наземное для освоения и ремонта скважин | |
| Оборудование для спуско-подъемных работ в эксплуатационных скважинах (кроме подъемного передвижного оборудования) | |
| Оборудование для сбора, учета, передвижной обработки и транспортировки нефти на промыслах | |
| Электродвигатели для электробуровых установок; электродвигатели крановые | |
| Приборы оптические общепромышленного и научного применения (приборы контрольно-измерительные оптико-механические; устройства оптические станков, приборы геодезические, маркшейдерские, приборы для спектрального анализа и прочие) | |
| от 7 до 10 лет | Арматура для магистральных и промысловых трубопроводов |
| Установки газотурбинные (турбины газовые) | |
| Оборудование энергетическое прочее (технологическое оборудование газоперекачивающих станций; специальные средства монтажа и ремонта оборудования энергетического и тепловых сетей) | |
| Машины специализированные, механизмы, оборудование и средства малой механизации для строительства и капитального ремонта магистральных трубопроводов | |
| продолжение таблицы 2.2 | |
| Группа | Наименование |
| от 7 до 10 лет | Приборы для научных исследований (приборы метеорологические и аэрологические, гидрогеологические, гидрометеорологические, для полевых геофизических исследований в скважинах, геологические и гидрогеологические, аппаратура системы контроля процесса бурения.) |
| Аппаратура и устройства специализированные для автоматизации технологических процессов | |
| от 10 до 15 лет | Станки-качалки |
| от 25 до 30 лет | Турбины паровые, газовые и гидравлические |
| Генераторы к паровым, газовым и гидравлическим турбинам | |
| Сооружения и передаточные устройства | |
| от 5 до 7 лет | Трубопроводы технологические (внутрицеховые и наружные) |
| от 7 до 10 лет | Сооружения для поддержания пластового давления |
| Скважина разведочная | |
| Сеть нефтесборная | |
| Газопровод | |
| Скважина газовая для разведочного бурения | |
| от 10 до 15 лет | Скважина нефтяная эксплуатационная |
| Скважина газовая для эксплуатационного бурения | |
| Сооружения нефтеперерабатывающей промышленности | |
| от 20 до 25 лет | Газопровод магистральный |
| Скважина водозаборная | |
| от 25 до 30 лет | Емкости для сжатого или сжиженного газа из черного металла и алюминия |
| Парк резервуарный (резервуары для хранения нефтепродуктов железобетонные) | |
| Сооружения для сжижения, хранения и регазификации газа | |
| База сжиженных газов | |
| Парк из металлических вертикальных цилиндрических резервуаров (для хранения нефтепродуктов) | |
| Средства транспортные | |
| от 5 до 7 лет | Автоцистерны для перевозки нефтепродуктов, топлива и масел; химических веществ |
| от 10 до 15 лет | Нефтемусоросборщики морские |
| от 15 до 20 лет | Суда буровые морские |
| Станции насосные и очистные, нефтемусоросборщики и прочие речные станции | |
| от 20 до 25 лет | Суда комбинированные морские (нефтегрузовозы и прочие) |
| от 25 до 30 лет | Вагоны-цистерны нефтебензиновые |
В соответствии с Законом «О недрах» при пользовании недрами уплачиваются регулярные платежи за пользование недрами. Кроме того, пользователи недр уплачивают другие налоги и сборы, установленные в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Общую сумму амортизации определяют за весь срок службы основных фондов по формуле
А = С О (С П) + КР + З Л – С М ,(10)
где С М – стоимость материалов, оставшихся после ликвидации
основных средств, руб.
Годовая норма амортизации рассчитывается по формуле
А Г = (С О (С П) + КР + З Л – С М) / Т СЛ , (11)
Располагая сведениями о среднегодовой стоимости основных фондов и утвержденными нормами амортизации на полное восстановление, можно легко вычислить ежегодные амортизационные отчисления на эти цели по формуле:
Ошибки при установлении норм амортизации серьезно влияют на экономическое положение предприятия. При завышенной норме их первоначальная стоимость будет возмещена задолго до необходимого срока, однако себестоимость продукции за этот период будет выше и, значит, предприятие будет получать меньше прибыли. При установлении заниженной нормы амортизации предприятие будет более прибыльным, но к моменту выхода основных фондов из строя у него не окажется необходимых средств для их восстановления.
Если на предприятиях осуществлялась переоценка основных фондов по восстановительной стоимости, то её следует использовать в расчетах амортизации вместо первоначальной стоимости.
Стоимость следующих объектов основных средств, не достигших эксплутационного возраста, не погашается посредством амортизации:
Объекты жилищного фонда (жилые дома, общежития, квартиры);
Объекты внешнего благоустройства (лесное хозяйство, дорожное хозяйство; специализированные сооружения судоходной обстановки);
Продуктивный скот (буйволы, волы, олени);
Многолетние насаждения;
Земельные участки и объекты природопользования, т.к. их потребительские свойства с течением времени не изменяются.
По указанным объектам движение сумм износа учитывается на отдельном забалансовом счете.
Начисление амортизации производится независимо от результатов деятельности организации в отчетном периоде и начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем принятия этого объекта к бухгалтерскому учету, и производится до полного погашения стоимости этого объекта либо его списания.
Амортизация начисляется в течение всего фактического срока службы основных фондов, не прекращается во время их ремонта и простоев и не производится лишь во время их реконструкции и технического перевооружения. Для вновь вводимых в эксплуатацию объектов начисление амортизации начинается с первого числа следующего за вводом месяца. По выбывающим основным фондам начисление амортизации прекращается с первого числа следующего за выбытием месяца.
В целях налогообложения налогоплательщики начисляют амортизацию в соответствии одним из следующих методов:
1) линейным, при котором сумм амортизационных отчислений равномерно распределяются на весь период использования основных фондов;
2) нелинейным методом.
Линейный метод применяется к зданиям, сооружениям, передаточным устройствам независимо от сроков ввода в эксплуатацию этих объектов.
К остальным основным средствам налогоплательщик вправе применять любой из методов, предусмотренный НК РФ. Выбранный метод начисления амортизации не может быть изменен в течение всего периода начисления амортизации.
В НГП самым распространенным методом начисления амортизации является линейный. Однако при этом не учитывается, что в нефтегазодобыче средства труда продолжают функционировать в процессе производства с убывающей силой. Поэтому линейный метод не всегда обеспечивает полное восстановление стоимости основных фондов и особенно скважин, введенных в последние годы разработки из-за прекращения эксплуатации месторождения в связи с истощением запасов.
К нелинейным методам амортизации относятся:
1 Способ уменьшаемого остатка (ускоренный) : исходя из остаточной стоимости основных фондов на начало отчетного года (С О ) и нормы амортизации (Н а ), исчисленной исходя из срока его полезного использования (Т СЛ ) и коэффициента ускорения к основной норме амортизации (К уск), установленного в соответствии с законодательством:
; (13)
. (14)
Предприятия могут применять ускоренную амортизацию в отношении основных средств, используемых для увеличения выпуска средств вычислительной техники, новых прогрессивных видов материалов, приборов, оборудования.
Ускоренную амортизацию можно применять в отношении активной части основных фондов, приобретенных после 01.01.91 года.
Коэффициент не выше 3 можно применять:
К основным средствам, используемым в условиях агрессивной среды или повышенной сменности. Агрессивная среда – совокупность природных или искусственных факторов, влияние которых вызывает повышенный износ ОФ, - может послужить причиной инициирования аварийной ситуации;
Основным производственным фондам сельскохозяйственных организаций (птицефабрик, животноводческих комплексов, тепличных комбинатов).
По легковым автомобилям и пассажирским микроавтобусам, имеющим первоначальную стоимость соответственно более 300 тысяч рублей и 400 тысяч рублей, основная норма амортизации применяется с коэффициентом 0,5.
Следует отметить, что при таком способе первоначальная стоимость никогда не будет списана. Несмотря на этот недостаток, способ позволяет списать максимальную амортизационную стоимость в первые же годы работы, и предприятие имеет возможность наиболее эффективно возмещать затраты по приобретению объекта основных средств.
2 Способ списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования: исходя из первоначальной (восстановительной) стоимости (С П, С В ) объекта основных средств и соотношения, в числителе которого число лет, остающихся до конца срока полезного использования (Т ОСТ ), а в знаменателе – сумма чисел срока полезного использования (∑Т СЛ ):
, (15)
. (16)
3 Способ списания стоимости пропорционально объему продукции: начисление амортизационных отчислений производится исходя из натурального показателя объема продукции в отчетном периоде (Q план ), соотношения первоначальной стоимости основных фондов (С П ) и предполагаемого объема продукции за весь срок полезного использования объекта основных средств (Q прогноз ):
. (17)
Данный метод применяется там, где износ основных средств напрямую связан с частотой их использования – чаще всего для расчета амортизации при добыче природного сырья.
Также способ расчета амортизации пропорционально объему работы применяется преимущественно для автотранспорта. Нормы амортизации установлены в процентах от первоначальной стоимости транспортного средства на каждые 1000 км пробега.
Амортизация нефтяных и газовых скважин имеет некоторую специфику:
1) амортизация на полное восстановление скважин производится в течение нормативного срока службы без учета фактического времени их работы и прекращаются после его окончания;
2) если скважина прекращает работать раньше нормативного срока службы, то амортизация на нее продолжает начисляться;
3) по ликвидированным или недоамортизированным скважинам, независимо от причин амортизация начисляется до полного перенесения ее балансовой стоимости на готовую продукцию и возмещается за счет прибыли, остающейся в распоряжении предприятия;
4) на время консервации амортизация не начисляется.
Для скважин целесообразно применение методов ускоренной амортизации, т.к. именно они определяют объем производства и себестоимость добычи. Применение ускоренной амортизации для всех других видов основных фондов из-за их различной связи с добычей неэффективно. В строительстве скважин используется равномерное начисление амортизации.
Амортизационные отчисления по объектам нематериальных активов производятся одним из следующих способов:
Линейным способом исходя из норм, исчисленных организацией на основе срока их полезного использования;
Способом уменьшаемого остатка;
Способом списания стоимости пропорционально объему продукции (работ, услуг).
Применение одного из способов по группе однородных нематериальных активов производится в течение всего их срока полезного использования. В течение срока полезного использования нематериальных активов начисление амортизационных отчислений не приостанавливается, кроме случаев консервации организации.
Срок полезного использования нематериальных активов определяется организацией при принятии объекта к бухгалтерскому учету. Сроком полезного использования считается период, в течение которого использование объекта приносит прибыль, выгоду предприятию.
Сроком полезного использования для патентов, лицензий, прав использования и так далее является срок, оговоренный договором.
По нематериальным активам, для которых трудно или невозможно определить срок полезного использования, нормы амортизационных отчислений устанавливаются в расчете на условный период (но не более срока деятельности организации).
В России такой период составляет 20 лет беспрерывной эксплуатации. В Китае срок полезного использования в аналогичных случаях составляет 10 лет. В США в подобных ситуациях принято ориентироваться на так называемый разумный период, не превышающий 40 лет.
По нематериальным активам, полученным по договору дарения и безвозмездно в процессе приватизации, приобретенным с использованием бюджетных ассигнований и нематериальным активам бюджетных организаций амортизация не начисляется.
Имеется возможность не начислять амортизационные отчисления по некоторым видам нематериальных активов, перечень которых предприятие устанавливает самостоятельно. Обычно к ним относятся активы, стоимость которых не уменьшается с годами (например, товарные знаки).
Во всем мире широко распространены процессы слияния предприятий, приобретения одних предприятий другими. Поэтому существует потребность в учете условной стоимости деловой репутации.
Гудвилл – это преимущества, которые получает покупатель при покупке уже существующей и действующей компании, по сравнению с организацией новой фирмы. Указанная разница может быть либо положительная, либо отрицательная.
Положительная деловая репутация означает, что стоимость предприятия превышает совокупную стоимость его активов и пассивов, что предприятию присуще нечто такое, что не определяется стоимостью его активов и пассивов. Таким «нечто» может быть наличие стабильных покупателей, выгодное географическое положение, репутация качества, навыки маркетинга и сбыта, техническое ноу-хау, деловые связи, опыт управления, уровень квалификации персонала и т.п. Эти факторы обеспечивают более высокий уровень прибыли, чем тот, что может быть получен при использовании аналогичных активов и пассивов, но в отсутствии отмеченных нематериальных факторов.
Отрицательная деловая репутация свидетельствует об обратном.
Деловая репутация не существует отдельно от предприятия. Это неотчуждаемые имущества. Ими нельзя распорядиться отдельно от предприятия. Эта черта отличает данный вид активов от всех иных объектов бухгалтерского учета, включая другие виды нематериальных активов.
Для отечественного учета серьезной проблемой является оценка стоимости гудвилла. В балансе такая величина появляется только в том случае, если предприятием была совершена покупка другого предприятия. Стоимость собственной деловой репутации в балансе не отражается.
Различают два основных подхода к определению стоимости гудвилла:
1) как источник дополнительных поступлений прибыли, когда используются методы оценки бизнеса;
2) в размере разницы между суммой, фактически уплаченной за предприятие, и совокупной стоимостью отдельных активов и пассивов данного предприятия, зафиксированной в последнем по времени составления бухгалтерском балансе.
Положительную деловую репутацию организации следует рассматривать как надбавку к цене, уплачиваемую покупателем в ожидании будущих экономических выгод, и учитывать в качестве отдельного инвентарного объекта.
Отрицательную деловую репутацию организации следует рассматривать как скидку с цены, предоставляемую покупателю в связи с отсутствием факторов наличия стабильных покупателей, репутации качества, навыков маркетинга и сбыта, деловых связей, опыта управления, уровня квалификации персонала и т.п., и учитывать как доходы будущих периодов.
Деловая репутация не имеет определенного срока жизни. Отечественная практика исходит из того, что большинство возможных факторов, составляющих положительную деловую репутацию, приносят экономическую выгоду в течение 20 лет с даты приобретения. За это время деловая репутация должна быть амортизирована. Однако необходимо отдавать себе отчет в том, что принятый период амортизации является условным и может сказаться на точности исчисления финансового результата деятельности предприятия.
Отдельные страны ввели максимальный период амортизации: Япония – 5 лет, Нидерланды и Швеция – 10, Австралия – 20, Канада и США – 40.
В процессе производственно-хозяйственной деятельности на предприятиях для достижения более эффективного использования основных средств постоянно повышаются требования к их учету и анализу.
Все показатели, характеризующие эффективность использования основных фондов, можно разделить на общие и частные.
К общим показателям относятся те, которые характеризуют воспроизводство основных фондов, их состав, структуру и движение (К обн, К выб, К изн, К г ), и показатели, характеризующие эффективность их использования (ФО, ФЕ, ФВ, R ОФ ).
Коэффициент обновления (ввода) основных фондов:
. (18)
Коэффициент выбытия основных фондов:
. (19)
Коэффициент износа :
. (20)
Коэффициент годности :
. (21)
Фондоотдача в денежном выражении показывает, сколько рублей (штук, тонн) валовой продукции (Q ) может быть получено при использовании основных фондов, стоимость которых составляет 1 рубль:
Фондоемкость в денежном выражении показывает, какова стоимость основных фондов, необходимых для производства 1 рубля валовой продукции:
. (23)
Фондовооруженность характеризует степень технической оснащенности труда, она показывает, какова стоимость основных фондов, находящихся в распоряжении одного работника предприятия в процессе производства:
где Ч – численность персонала.
Машиновооруженность учитывает степень оснащенности труда активной частью основных фондов ():
Фондорентабельность:
, (26)
где П – прибыль предприятия, руб.
Все частные показатели можно подразделить на показатели эффективного использования оборудования по мощности (интенсивные) и по времени (экстенсивные).
Коэффициент экстенсивного использования оборудованияопределяется отношением фактического времени работы оборудования (Т Ф) к календарному времени(Т К), т.е. показывает удельный вес производительного времени работы оборудования:
Коэффициент интенсивного использования оборудования :
, (28)
где П Ф – фактическая производительность оборудования;
П Н – нормативная (проектная) производительность оборудования
по паспорту.
Степень загрузки оборудования во времени определяется коэффициентом сменности , показывающим загрузку оборудования в течение суток:
, (29)
Имеются особенности расчета этих коэффициентов в нефтегазовом комплексе.
В строительстве скважин (бурении) коэффициент интенсивного использования бурового оборудования:
, (30)
где ν Ф К , ν Н К – коммерческая фактическая и нормативная скорость
бурения, м/ст-мес;
ν Н Т , ν Ф Т – техническая фактическая и нормативная скорость
бурения, м/ст-мес.
1 станко-месяц = 30, 4 станко-дней = 720 станко-часов
Коммерческая скорость бурения определяется по формуле
, (31)
где Н – проходка, м.;
Т КАЛ – календарное время бурения, час.
Т КАЛ = Т ПР + Т НПР , (32)
где Т ПР – производительное время бурения, час;
Т НПР – непроизводительное время бурения, час.
Производительное время бурения можно определить по формуле
Т ПР = t мех + t СПО + t подг + t креп + t рем + t осл , (33)
где t мех – время на механическое бурение, час;
t СПО – время на спускоподъемные операции, час;
t подг – время на подготовительно-вспомогательные работы (смена
долота, приготовление глинистого раствора), час;
t креп – время на крепление скважины (спуск и цементирование
колонны), час;
t рем – время на ремонтные работы, устранение неисправностей в
период бурения крепления, час;
t осл – время на ликвидацию осложнений по геологическим
причинам, час.
Непроизводительное время бурения включает время на ликвидацию аварий и потери времени из-за простоев по организационно-техническим причинам.
Техническая скорость бурения вычисляется:
. (34)
Цикловая скорость бурения вычисляется:
, (35)
где Т Ц – цикл строительства скважины (вышкомонтажные работы,
бурение, испытание скважины на продуктивность), час.
Коэффициент экстенсивного использования бурового оборудования находится по следующей формуле:
, (36)
где Т Ф Б, Т Ф Ц – фактическое время бурения или строительства
скважины, час;
Т Н Б, Т Н Ц – нормативное (календарное) время бурения или
строительства скважины соответственно, час.
В нефтегазодобыче 1 скважино-месяц = 30,4 скважино-дней = 720 скважино-часов.
Коэффициент интенсивного использования наземного и подземного оборудования (кроме скважин) может определяться по следующей формуле:
, (37)
где q Ф – фактический объем добычи нефти из скважины, т/сут;
q ПЛ.(ПР) – минимальный плановый (проектный) дебит нефти, т/сут.
Однако этот показатель не нашел широкого применения, так как на объем добычи нефти влияют самые разнообразные природно-геологические факторы.
Коэффициент экстенсивного использования в нефтегазодобыче определяется двумя способами:
, (38)
где К Э – коэффициент эксплуатации скважин;
К И – коэффициент использования скважин.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин показывает отношение суммарного фактического времени работы скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин:
, (39)
где СМЧ Д – скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду;
СМО – скважино-месяцы отработанные (без времени ремонта).
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин показывает отношение суммарного фактического времени работы скважин к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин (с учетом всех простоев):
, (40)
где СМЧ Э – скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному
фонду скважин.
Суммарное использование основных фондов принято определять интегральным коэффициентом использования скважин :
К i = К Э ´ К И .(41)
Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду, определяют:
где N Э – число скважин эксплуатационного фонда на начало года;
N н – число новых скважин, введенных из бурения;
t н.кал – календарное время работы новых скважин в году (в
соответствии с планом-графиком ввода скважин);
N л – число ликвидированных скважин;
t л.кал – календарное время работы ликвидированных скважин.
Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду:
где N Д – число скважин действующего фонда на начало года;
N вв – вводимых в течение года из бездействия;
t вв.кал – календарное время работы вводимых из бездействия
N выб – число выводимых в бездействующий фонд скважин;
t выб..кал –календарное время работы выводимых в бездействующий
фонд скважин.
В случае если отсутствует план-график ввода скважин (новых и бездействующих), среднее время их работы в планируемом году составляет 183 дня.
Скважино-месяцы, отработанные (эксплуатации) в плане, определяются:
где t ост – плановые остановки по скважинам действующего фонда;
t вв.ост, t н.ост – плановые остановки по скважинам, вводимым из
бездействия, и новым скважинам.
Для улучшения использования основных фондов во времени важное значение имеют:
1) увеличение удельного веса действующего оборудования в составе всего имеющегося оборудования;
2) сокращение плановых простоев оборудования до минимума на основе совершенствования организации ремонтных работ и эксплуатации оборудования;
3) полная ликвидация внеплановых простоев оборудования;
4) разработка и внедрение прогрессивных норм на активную работу, межремонтный период и ремонт по всем активным элементам основных фондов;
5) интенсивный путь улучшения использования основных фондов – работа бурового оборудования на форсированных режимах;
6) использование прогрессивной буровой техники и технологии;
7) комплексное использование технических средств, соответствующее геологическим требованиям;
8) реконструкция, модернизация оборудования;
9) ликвидация излишнего оборудования и сверхлимитных запасов резервного оборудования.
Чтобы поддерживать качественную сторону использования фонда, на них проводят различные виды ремонтов:
- текущий – ремонт, который производится в процессе функционирования основных фондов без длительного перерыва процесса производства для частичного восстановления работоспособности оборудования (замена отдельных узлов или агрегатов);
- восстановительный (средний) связан с контролем технической части отдельных частей оборудования в соответствии с паспортными данными, бывает вызван различными стихийными бедствиями;
- капитальный ремонт связан с полной разработкой основных частей оборудования, часто с полной заменой всех изношенных деталей и узлов этого оборудования, с его модернизацией.
Контрольные вопросы
1 Что такое амортизация?
2 На что влияют ошибки при установлении норм амортизации?
3 Перечислите нелинейные методы начисления амортизации.
4 Какой из ускоренных методов не позволяет списать первоначальную стоимость объекта основных фондов полностью?
5 Что такое гудвилл и необходимо ли его амортизировать?
6 Какие показатели эффективности использования основных фондов относятся к общим? К частным?
7 Что такое фондоотдача? Фондовооруженность?
