我国油气成本核算办法改革初探

目前我国的油气成本核算是按加工行业的制造成本法计算的,与国际通行的核算办法有较大差异。它既不能准确反映油气勘探、开发和开采的耗费和成本,造成油气成本和企业经济效益不真实,对石油企业的成本难以实行有效的控制和管理,也不利于石油行业的扩大开放。为此,应逐步引入国外石油公司的油气成本核算办法——“成果法”。为避免改革可能带来的一些新问题,建议对我国油气成本核算办法的改革分三步进行:(1)对油田维护费实行定量控制;(2)保留储量使用费,取消油田维护费;(3)取消“两费”,与国际惯例接轨。     

油气储量资产化的会计问题研究

长期以来,我国对油气资源实行实物量管理,国家投资勘探的探明储量无偿交付开采单位(石油企业)使用。随着我国地质勘探难度的不断加大,国家财政已难以承受不断增长的地质勘探投资,加速油气储量管理从实物量型向价值量型过渡,建立油气储量资产化管理的有偿使用机制,完善企业储量资产化管理会计核算制度已成为摆脱我国油气资源困境的根本出路。为此,笔者针对我国的现实情况,借鉴国外油气勘探开发会计惯例,对持续经营、联合开采及储量转让这三种情况下的会计处理方法进行了介绍和分析。     

适应市场经济改革推行油气储量资产化管理

从国外情况看,西方国家的石油企业对油气储量普遍采取资产化管理,即:将探明的油气可采储量作为资产来运营,同其他形态的资产一样,对其勘探获得(购置)、使用(开采消耗)、转让(出售)、收益(获利)等,按经济规律进行管理。就我国而言,建立社会主义市场经济体制,客观上要求油气储量的管理从单纯的实物量管理向实物量和价值量相结合、以价值量管理为主的资产化管理方式转变,使油气储量作为一种商品走向市场。这样不仅可以保证国家作为资源所有者取得收益,防止国有资产流失,还有利于石油企业组织结构的合理化调整,有利于促进技术进步、合理开发利用油气资源,有利于我国石油企业参与国际石油勘探开发市场的竞争。     

天然气要素成本核算模式构建

鉴于天然气行业勘探开发的特殊性以及我国天然气行业在成本核算方面存在的问题,我国迫切需要构建完善的天然气要素成本核算模式。与天然气勘探开发过程相对应,要素成本分为矿区取得成本、地质勘探成本、开发成本和生产成本;此外,企业还必须重视外部环境要素成本,包括产权成本、环境成本、外部交易成本、服务成本、用户价值的使用和维护及处置成本;随着智力要素在天然气企业中的地位和作用日趋重要,成本管理的内涵也应由物质产品成本扩展到非物质产品成本。天然气要素成本核算应根据天然气成本的特点、核算对象所处的阶段、内外部要素投入类型和价值量大小,将要素成本法与基于财务会计核算的成果法相结合,形成“阶段要素成果法”,按照天然气产品的生产阶段和实际效果,归集所耗费的要素费用。     

国际与中国会计准则油气资产计价及折旧折耗计提差异之探讨分析

随着中国石油企业走向国际,中国与国际会计准则之间的差异问题也日益凸显出来.采用中国企业会计制度规定的直线法与采用国际会计准则规定的产量法计提折旧折耗,结果存在很大的差异.这是由于两准则油气资产计价范围不同,折旧折耗的含义不同,储量信息反映的内容不同,油气资产弃置处理不同.鉴于此,建议在中国油气企业会计准则制定和会计制度修订中注意陈述油气资产折旧折耗采用直线法的理由,真正体现配比原则;或资本化所有勘探、开发成本,以弥补储量资产缺位问题;选择成果法作为勘探开发成本的核算方法;建立年末储量评价体系;实行"历史成本 储量数量"的报告模式;借鉴FASB(美国财务会计准则委员会)财务会计准则的制定方法,加强对油气会计理论研究,在充分研究和实证的基础上,研发一套既符合中国国情又与国际惯例协调的油气会计准则.     

关于大庆、吉林油田未动用探明储量的评价分析

通过对大庆、吉林37个未功用储量的油田所做的经济评价,以及对具有代表性的朝阳沟和乾安两个油田开发现状的考察,得出几点看法：1）根据我国现有开采技术水平,渗透率在5mD左右、流度为1的低产油田已具备动用开发的条件;2）按照目前大庆、吉林的建设定额及操作费水平,动用这些储量是有经济效益的;3）进一步完善工艺技术,节约投资费用,动用低效储量还有不少潜力;4）改变经营方式,对外、对内开放,可以加快这部分储量的动用进度.为此,建议要在加强对资源管理监督的同时,创造条件让更多的投资主体参与到未功用石油的开发活动中来,建立起适合我国的油气工业上游的市场化体系和储量市场化机制,加速各地未功用储量的开采步伐.     

近十年全球石油行业上游勘探投资及勘探新增储量分析

2002-2012年,全球上游名义勘探投资以年均15.6％的增幅快速增长,但剔除通胀影响后,实际勘探投资的年均增幅仅为6.9％,通胀导致名义勘探投资虚高.全球勘探新增储量近十年年均增幅为5.4％,略低于实际勘探投资年均增长幅度,而且勘探新增油气储量快速增长期明显滞后于实际勘探投资快速增长期5～6年.过去十年,全球油气名义储量发现成本虽然以年均9.7％的增幅快速增长,但剔除通胀后,实际储量发现成本仅年均增长1.5％.新的勘探技术的应用提高了钻探成功率,增加了全球油气发现的数量和储量总量,导致储量实际发现成本增长低于预期.建议:1)石油企业在制定上游勘探投资计划时,应剔除通胀影响,以实际勘探投资增幅为参考;2)克服急于求成的心理,尊重勘探规律,把投资目标放长远,保证稳定、持续增长的实际勘探投入;3)重视勘探新技术的开发和利用,形成自有核心技术.     

攻破禁区！ “深地”成为我国油气发现主阵地

<正>2023年,我国油气开发不断获得新突破,刷新多项纪录。随着我国自主研发技术的高速发展,以往的勘探禁地屡被攻破。回首2023年石油企业取得的多项成果,不难发现,“深地”已成为我国油气发现主阵地。我国渤海再获亿吨级大发现—渤中26-6油田2023年3月1日,中国海油对外宣布,我国渤海再获亿吨级大发现—渤中26-6油田。该油田为国内最大的变质岩潜山油田,也是我国第一大原油生产基地渤海油田连续3年勘探发现的亿吨级油田,进一步夯实了我国海上油气资源储量基础,对于保障国家能源安全具有重要意义。     

油田企业采油站单井成本核算方法与应用

经过40多年的勘探开发,辽河油田已进入勘探开发中后期。辽河油田油品种类多,生产工艺复杂,开采成本高,成本控制难度不断加大。细化成本管理,优化成本投入,提高投入产出效益是辽河油田实现可持续发展的客观要求。采油站是油田企业最基本的生产单元,辽河油田1万多口油井全部由采油站直接管理,1000万吨原油年产量全部由采油站生产,大部分原油操作成本直接发生在采油站,采油站是油田企业成本控制的源头。因此,采油站进行单井成本核算,对于真实记录油田企业采     

核算开发单元 细化成本管理

目前，胜利油田大多数采油厂计算油气产品丌发成本采取分油田方式核算，即以油田为基本单位归集生产费用，在一个会计期间计算出该油田的吨油气成本随着油田开发难度的不断加大，新的开发措施和科技手段的陆续应用，这种粗广核算方式的缺点逐渐显露出来，很多财务数据无法提供。