在金融海啸中，我国经济的率先复苏激发了新一轮的石油需求热潮，经济的高速增长对原油产生着巨大需求。为控制更多的油气储量，国际石油公司普遍采用并购和海外拓展战略来寻求优质油气资源，力量不断加强，其对石油资源的控制正在日益加深。与之形成对比，我国的产油能力及储油量均存在着很大缺口。数据显示，2011年，我国进口原油2.5亿吨，对外依存度达到56.5%。为此，我国正努力从储备方面和勘探方面加大石油储量，尽管如此，我国的石油储备量与发达国家的石油储备量依然存在一定差距。我国的石油公司要想在国际石油竞争中占领先机，保证国家石油安全，必须树立全球战略的经营理念，通过跨国并购突破石油资源瓶颈实现规模扩张，提升国际竞争力。

油气储量是石油公司生产经营的基础，也是评价石油公司发展潜力的重要指标之一。储量分类和储量定义的不同，使得不同评估体系下的储量评估结果不具有可比性。为了对油气储量进行科学管理，美国证券交易委员会（SEC）于2008年12月发布，并于2010年1月1日开始执行SEC油气储量新准则（以下简称“新准则”），要求在美国上市的石油公司必须遵守SEC油气储量准则，这为分析上市石油公司之间储量评估和披露的特点提供了统一的储量定义和信息来源。中石油、中石化以及中海油作为在美国上市的石油公司，应该遵循新准则，披露反映相关油气资产的信息。我国虽然于2006年2月颁布了《企业会计准则第27号——石油天然气开采》（以下简称“第27号准则”），针对我国石油天然气行业上游活动的财务会计问题进行了规范。但准则中仅规范了油气企业从事的矿区权益取得、勘探、开发和生产等油气开采活动的会计处理和相关信息披露，并没有把油气储量资产列入油气资产的范围，更没有将其在报表中进行列示。因此，目前国内还无法开展符合SEC标准的储量评估工作，三大石油公司的储量评估均由国外的评估公司承担。

由此可见，开展国内油气储量核算及信息披露等方面的研究，借鉴SEC和FASB(美国财务会计准则委员会)财务会计准则的制定方法，将我国油气会计准则的适用范围扩大到规范整个矿产资源行业，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，使我国的石油天然气行业会计尽快与国际标准接轨就显得尤为迫切。

一、油气资产的确认

油气储量是石油公司的核心资产，也是衡量石油企业财务状况的一项重要指标。随着我国石油工业的发展，油气储量的商品属性逐步凸现，需要从资产角度对油气储量进行认识、评估和管理。而石油天然气企业所拥有与控制的主要资产是油气资产，需要通过采用一定的技术手段，历经不同生产阶段而获得，这就决定了石油天然气企业与一般商业企业会计核算的不同。

一项符合资产要素定义的项目能否在资产负债表中确认为资产，需要看其是否具备确认的条件。国际会计准则委员会《关于编制和提供财务报表的框架》中关于资产的确认标准为：如果一项资产的未来经济利益很可能流入企业，其成本和价值也能够可靠地加以计量，就应该在资产负债表中确认其为资产。

在我国，具有商业开采价值的油气资源是油气企业通过政府特许的形式取得的，在遵守相关规定的前提下，能够被油气企业所控制，并可为油气企业带来未来经济利益的流入。

这样，问题就集中在可开采储量的价值能否可靠地计量上。有专家认为，由于油气储量深埋于地下，对其价值的计量很大程度上需依赖于估计，不能可靠计量，因为一方面，准确计算油气资产价值，是一门跨多学科的学问，它涉及地质勘探、油藏、油气开发、油气钻采工艺和技术领域；另一方面，不同的油气区块、油气丰度、油气品质、开发难度、开发程度和储运条件的差异，也增加油气资产的计价难度。但是有难度并不意味着不可能，国际会计准则委员会《关于编制和提供财务报表的框架》中关于计量的可靠性有如下的解释：在许多情况下，必须估计成本或价值，使用合理的估计是财务报表编制过程必不可少的部分，而且不降低财务报表的可靠性。

另外，目前国内石油企业在计算资产负债率时，计算的结果均偏高。将油气储量资产列入油气资产范围后的资产负债率会远远小于目前算法，有利于合理评价石油企业的资产负债情况。

二、油气资产的计量

（一）油气资产会计计量的特殊性

石油天然气行业是一个特殊的行业，它具有高风险、高投资、周期长和效益逐步递减的特点，这些特殊性决定了研究石油天然气资产会计计量问题的必要性和理论基础。

1．高风险、高投资

一方面，是指勘探风险高，即石油天然气生产企业所投入的勘探支出很可能没有发现商业可采储量。历史的经验和数据表明，在数额巨大的勘探支出中，能够有商业发现的还不到20%，大量的投资可能只能够发现极小的矿藏或没有任何发现；另一方面，是指政治风险高，即好不容易勘探成功的石油却由于政治因素而无法被开采。因为石油天然气是一种重要的战略资源，世界各国特别是大国为了保证本国的消费甚至不惜动用武力。正是这种高风险性，使得一些传统的会计准则难以对石油天然气生产活动加以规范。

2．周期长

石油天然气行业从地质勘探到取得收益的时间间隔很长。通常，石油天然气企业要花费几年的时间进行地质勘探，若勘探不成功，没有发现商业可采储量，企业便只有一切重新来过；即使勘探成功发现可采储量，企业还要花费很多年进行采掘、钻探等活动，最后才能将石油天然气开采出来，取得收益。

3．效益逐步递减

石油天然气投入开采以后，其产量会因为地下自然能量的不断减弱而逐渐下降，尽管为了稳定产量可以采用注水、注气等二次采油甚至三次采油工艺，但其产量递减的趋势是不可避免的。另一方面，随着开采的逐步深入，开采成本也呈现递增趋势。这种产量递减而成本递增的特性使得石油天然气行业成本的核算与其他行业成本的核算有所不同。

（二）油气储量资产的计量方法

油气储量具有信息特征，由于这种信息须通过勘探劳动才能获得，从而稀缺性决定储量信息是有价值的。储量的价值主要通过资产评估来确定，我国的三大石油企业在美国上市，油气储量资产评估都要采用SEC的储量评估方法。国外油气储量价值评估方法主要有三类：净现值法、勘探费用法和经验估算法。

1．净现值法（NPV）

也称现金流量法，主要适用于已获得探明储量的油气储量资产价值评估，建立在对油气储量未来开发、发展过程中投入产出预测的基础上，计算其油气储量未来的价值。其基本原理是投入产出平衡原理，测算出以后各年的产量，并根据预计的油价测算收入，扣除影响现金流量的税收、操作成本和开发成本后，得出所得税前现金流量，然后按照规定的折现率对未来所得税前现金流量进行折现，当净现值出现负数时就不再计算以后年度的油气产量。最后，将所得税前现金流量净现值为正数的各年油气产量累加起来得出剩余经济可采储量，而对应年份的累计净现值就是储量的价值。净现值法又可按贴现率取值的不同分为不同的方法。

2．勘探费用法

勘探费用法主要适用于尚未获得较可靠的探明储量，一般是在勘探初期难以根据储量来估算未来开发生产期的现金流及净现值，但又需要进行油气储量转让时，对其转让价格的评估方法。

3．经验估算法

西方发达国家特别是美国，在油气储量交易方面已经有了几十年甚至上百年的历史，积累了大量的经验算法。主要有以下三种方法：油当量桶价格法，利润投资比法，回收期法。

从以上三类油气储量评估方法中可以看出，在国外计算油气储量特别是探明油气储量价格时，都遵循一个原则。一般情况下，西方对油气储量评估时，并不是采用单一的方法，而是几种方法同时使用，最后选择相近的几个计算结果，作为油气储量的初步价格和谈判的依据，在此基础上，转让双方以谈判的形式确定油气储量的交易价格。

（三）油气储量资产的初始计量

油气储量资产的初始计量是指油气公司经过勘探发现了储量时，对储量入账价值的确定。在对油气储量资产进行初始计量时应该注意，这里的储量指的是已经探明的、具有商业开采价值的、经过开采会逐渐耗竭而难以恢复的石油天然气储量资源。未探明的储量不属于油气储量资产的范围，如果探明了储量但该储量不具有开采价值，也不属于油气储量资产，因为不具有开采价值说明该项资源不能为企业带来未来的经济利益流入，不符合资产的定义。按油气储量取得方式的不同，将油气储量的初始计量分为三种情况：无偿取得的油气储量，租赁方式取得的油气储量，购买或者通过投标、竞价方式获得的油气储量。下面，针对这三种情况分别探讨相应的会计处理方法。

1．通过政府特许的方式取得的油气储量资产

在我国，石油天然气资源归国家所有，具有商业开采价值的油气资源是油气企业通过政府特许的形式取得的，对于企业是一项资产的增加，而矿产资源的所有权是属于国家的，矿产资源是一项国有资产，对于企业来说又是一项权益的增加。

2．租赁方式取得的油气资产

企业通过租赁取得的油气是指资源型企业按期(一般是按年)向油气的所有者或转让者(在很多情况下，国家将矿业权出让给某一事业单位或者机构，该机构或单位再将使用权转租给资源型企业)支付租金。如果租赁年限与矿业权的法定年限相近，承租方实际拥有了租入资产在其可采期间内的经济收益权，并要承担由于地质条件变化而形成的风险。根据实质重于形式的原则，承租方要对油气进行确认，具有法律效力的租赁合同为油气的确认依据。确认的资源资产价值作为应付的租赁款，租赁取得的油气储量资产的价值是未来现金流量的折现，应付的租赁款与折现之间的差额通过“未确认融资费用”会计科目反映。

3．购买或者通过投标、竞价方式获得的油气资产

此种方式是指油气企业直接向矿产资源所有者(国家)购买油气资源的采矿权。通过购买方式取得一个矿区(或矿产权)的成本通常包括租赁定金、购买或租赁矿区选择权、购买租地和矿产权时的手续费、经纪人手续费、记账手续费、法律费用和取得矿产权时发生的其他成本，它们也属于矿产成本的组成部分。采取购买或竞价方式的前提是要确定油气储量资产的合理价格，实施完全意义上的资产化管理。购买方与拥有矿业权的企业签订油气资源使用协议，或者购买方与县级以上人民政府国土资源行政主管部门签订的成交确认书可以作为油气的确认依据。油田企业将购进采矿权发生的支出作为资本化支出处理，并在以后期间以折耗的方式分期转入产品成本，从产品收入中逐步得到补偿。

三、油气资产的折旧

企业取得各类资源的开采权必须付出一定的代价，这一代价必须要在企业所开采形成的资源产品中逐步地收回，只有这样，才能保证企业自身再生产活动的顺利进行。因此，就形成了对各类资源耗费的核算问题。从物理形态上看，油气储量资源的主要特点是其储量会随着人类开采和采伐活动的进行而逐渐减少直至枯竭，属于递耗资产。折耗是指递耗资产随着采掘、采伐工作的开展而逐渐转移到所开采的产品成本中去的那部分价值。简言之，折耗是递耗资产成本的转移价值。

油气储量资源资产折耗的计算基数是油气储量资源资产的价值。目前，递耗资产折耗的计提方法国际上通行的主要是产量法，其计算公式为：

单位产品折耗率=油气储量资源资产的价值＋估计的总开采数量=递耗资产折耗基数/估计的总开采数量

每期应提折耗额=每期开采数量×单位产品折耗率

通过以上公式可以发现，企业资产价值的补偿主要受两个方面因素的制约：油气资产价值和折耗率，而我国准则在这两方面的会计处理与国际会计准则有很大的实质性差异。

（一）油气资产计价范围不同

石油天然气生产活动包括矿区财产取得、勘探、开发和开采四个阶段，以每一阶段作为支出归集对象，形成了国际会计准则油气资产的计价范围：矿区取得成本、勘探成本、开发成本、开采成本。由于我国石油天然气行业所需矿区土地大多在探明储量后由国家无偿划拨，因此目前我国油气资产不包括矿区取得成本，即使包括价值也很小。

（二）折旧的含义不同

IAS国际会计准则折旧包括以下内容：已资本化成本的折旧折耗一般以一个单独矿区或一组地质特征相同矿区组成的油田为计算单位。矿区取得成本的折耗一般采用单位产量法；井和其他生产设备的折旧也采用单位产量法，但计算折旧率的基础不同，其计算公式为：

井和其他生产设备折旧率=当期生产量＋（本期末探明已开发储量+当期产量）

辅助设备和设施的折旧与其他行业一样，一般按照耐用年限，采用直线法计提折旧。

在我国会计准则中，油气资产只包括井和其他设备、辅助设备和设施，并采取直线法计提折旧折耗。

（三）油气储量信息反映的内容不同

我国储量的确认与国际惯例相差甚远。在探明储量概念上，我国以油气流量显示为准，而国际惯例以商业可采为准；在储量分类上，我国一般分为概算储量、控制储量和探明储量等类别，而国际惯例一般分为探明储量和未探明储量。

（四）油气资产弃置处理不同

我国企业会计制度规定油气资产报废，一般按单井进行经济评价后进行单井报废处理。即规定油气井预计清理残值收益率为零，其他设备残值率为3%，资产清理费用由残值收益补偿。国际准则不进行单井报废处理，只有整个地质区块完全枯竭方能做报废弃置处理，清理费用由当期费用承担。

四、油气资产的减值

第27号准则虽然实现了与国际惯例尤其是美英石油天然气会计准则多方面的趋同，但是在关于石油天然气资产减值的方面仍存差异：第27号准则规定“企业对于探明矿区权益的减值，应当分别不同情况确认减值损失。对于探明矿区权益的减值，应当按照《企业会计准则第8号——资产减值》进行处理；对于未探明矿区权益，应当至少每年进行一次减值测试。单个矿区取得成本较大的，应当以单个矿区为基础进行减值测试，并确定未探明矿区权益减值金额。单个矿区取得成本较小且与其他矿区具有相同或类似地质构造特征或地层条件的，可以按照具有相同或类似地质构造特征或地层条件的矿区组进行减值测试。计算未探明矿区权益减值时，将其公允价值低于账面价值的差额确认减值损失”。该制度分别对短期投资、委托收款、应收款项、其他应付款、存货、长期投资、固定资产和无形资产等八项资产确定了减值准备的计提办法，先后使用了市价、可收回金额、可变现净值等价值比较方法。但该制度没有提及油气资产，也没有提供油气资产减值准备的计提方法。

在油田企业的会计实践中，直接应用对固定资产计提减值准备的方法混淆了递耗资产与固定资产的界限，笔者认为它不具有可操作性。石油天然气资产是一种递耗资产，其价值会随着石油天然气资源的开采而逐渐降低，而不是随时间的推移而陈旧。因此，油气资产不同于固定资产，油气资产的减值准备的估计总是与石油天然气资源的发现、开采、销售联系在一起的。油气资产(不论是探明矿区权益还是未探明矿区权益或者井及相关设备设施)减值迹象的判断和资产组的认定都和其他行业不同，不能简单地规定按资产减值准则处理了事。资产减值准则毕竟是一般性的规定，对特殊资产并未进行特殊考虑。企业无法直接按其规定的减值迹象判断油气资产减值与否。而且第27号准则也没考虑相关设备和设施的减值问题，只规定了矿区权益的减值问题。所以，我国油气会计准则应借鉴国际会计的做法，对石油天然气资产的减值迹象的判断和资产组的确定做出专门规定，而不应对其减值测试、确认和计量则按一般资产减值准则进行。

五、油气资产的披露

由于油气企业活动的揭示内容、形式和范围与普通制造业不同，具有很高的油气发现成本和很大比例的不成功探井，其风险主要体现在油气储量的寻找上，因此，对石油公司来说，公司资产应该是地面资产和地下储量资产的总和，而且从某种意义上说，地下储量资产的重要性可能还要胜过地面资产，只有将储量资产价值反映出来，才能使石油公司的真实价值反映出来，便于石油企业公司进行经营活动，如资产置换、筹资等。在油气行业会计准则有关披露方面的研究上，中国与美国存在很大差距。

（一）美国现行储量信息披露方法

美国FASBNo.69公开要求，有重大石油和天然气生产活动的上市公司在其年度报告中对“储量信息”的披露应采用以历史成本为基础，非价值与价值披露相结合的模式。同时，还要求公开上市或非公开上市公司揭示用于核算石油和天然气生产活动的核算方法以及资本化成本的处理方式。FASB的这些要求都是针对石油天然气企业财务会计报告表内信息的未能完全揭示而提出的。

1．对于非价值披露的要求

评估储量数量时，SEC主要采用动态法和静态法两种。但更加注重动态法的评估结果，静态法的评估结果只是作为辅助信息。主要包括以下几点：（1）企业应在年初和年末对石油和天然气的已探明储量和探明已开发储量中的权益净额进行报告；（2）企业应对年度期间的石油和天然气已探明储量净额的变化进行披露，并对每一种情况的变化分别列出及适当说明，如探明储量原估计数的修正，因改进开采技术、购买矿区及扩展和新发现而增加的探明储量，开采、出售矿区而减少的探明储量；（3）按地理区域报告探明储量净额及其变化，即按照企业所属国和每一个外国地理区域分别加以披露。

2．对于价值披露的要求

FASBNo.69，要求上市石油公司使用标准化计量作为补充信息，即以10%的折现率将储量的未来现金流折为现值，作为储量价值披露。具体做法是，根据动态法或静态法，测算出以后各年的产量，根据预计的油价，测算收入，扣除影响现金流量的税收、操作成本和开发成本后，得出所得税前现金流量，然后按照规定的折现率(10%)，对未来所得税前现金流量进行折现，当净现值出现负数时，就不再计算以后年度的油气产量。最后，将所得税前现金流量净现值为正数的各年油气产量累加起来，得出剩余经济可采储量，对应年份的累计净现值就是储量价值。实际上，标准化计量相当于资产的现值计量，标准化计量的变动相当于现值下的收益计量。标准化计量值的计算是基于一系列数据假设的。如果没有这些假设，标准化计量就不可能进行，由此可见，标准化计量是一种主观估计。但与以往历史成本为基础的财务报表相比，这一披露可向投资者提供更相关的信息。

（二）中国现行的石油和天然气储量评估和信息披露方法

长期以来，中国对资源储量以实物量管理为主，很少涉及对储量资产价值的研究。随着对储量信息有用性的逐渐认同以及现实需要，国内学术界开始对储量资产价值评估及披露进行研究，虽然也提出了多种方法及途径，但至今尚无明确结论。第27号准则规定，“企业应当分别披露其在国内和国外拥有的油气储量的年初年末数据”。这是目前中国相关会计准则中对石油天然气储量信息使用和披露的最具体要求。显然，第27号准则对油气资产减值的披露太过简单，只规定企业应当分别披露其在国内和国外拥有的油气储量的年初年末数据，对于储量在年内的变化原因和影响因素以及储量的价值则没要求披露。这仅仅是对非价值储量数量披露的要求，这样的披露形式在广度和深度上都是不够的。

借鉴美国的经验，笔者认为，油气生产活动的信息应分两部分予以揭示，即表内信息与表外信息。表内信息主要包括三大报表，表外信息则指会计报表附注的补充说明。为了体现油气行业的特色，应在资产负债表中以“油气资产(净额)”和“油气资产减值准备”分两项从总体上反映油气资产的增减变动情况。对油气资产的详细资料，再在会计报表附注中分项补充说明，应包括对重要项目与储量信息的揭示。非价值信息应说明探明储量、探明已开发储量、探明未开发储量、估计的基准日、估计依据以及估计方法、对储量估计各因素的影响情况；价值信息应实行“历史成本+储量价值”报告模式，因为石油天然气资产历史成本计量与其价值存在很大差异，要充分考虑现值计量属性。至于利润表与现金流量表，则应随会计科目的调整在原来报表的基础上相应变动。

六、结论

通过以上对油气会计的确认、计量以及报告等特点的分析可以看出，仅靠《企业会计准则》来规范具有行业特殊性的油气会计是不够的。无论是从我国会计制度与国际趋同的总体趋势还是从油气行业的竞争环境对油气会计提出的现实要求看，我国都应尽快制定石油天然气会计准则和石油天然气会计专业核算办法。二者相互协调，相辅相成、互为补充，构成我国石油天然气会计核算新的规范体系，为油气会计信息使用者提供高质量的会计信息。