石油天然气行业作为为国民经济提供重要能源的矿产采掘行业，其生产对象是不可再生的油气资源，生产活动主要依赖埋藏于地下的油气储量。油气资产折耗的会计处理具有特殊性，涉及的折耗方法和相关会计准则对行业的财务报表具有重要影响。资产折耗的会计处理不仅关系到企业的盈利能力、资产负债表的反映，还影响到未来的税务筹划、经济评价以及绩效评价等。本文拟结合中外会计准则的不同规定，基于我国油气资产折耗的会计实践，探讨油气资产折耗的会计处理方法与实际应用。

（一）会计准则及应用指南的相关规定

我国企业对折旧折耗和摊销处理的政策依据主要是《企业会计准则第4号——固定资产》（CAS 4）和《企业会计准则第27号——石油天然气开采》（CAS 27）。CAS 27明确规定了企业可采用产量法或年限平均法计算折耗，并给出对已探明矿区权益和井及相关设施计提折耗的计算公式。《企业会计准则应用指南汇编（2024）》（以下简称应用指南）对油气资产折耗方法作了进一步说明，对产量法与年限平均法的差异进行了对比，认为产量法计提折耗较符合该类资产价值损耗的特点，油气资产的服务潜力随着使用程度而减退，特定矿区所发生的资本化成本与发现并开发该矿区的探明经济可采储量密切相关，每一产量单位应当承担相同比例的成本。

国际会计准则（IFRS）关于折旧折耗和摊销的政策主要是《国际会计准则第16号——不动产、厂房和设备》（IAS 16），产量法是其中列举出的折旧方式之一。

美国会计准则对油气行业制定了专门的准则。现行《会计准则汇编第932号——石油与天然气》（ASC 932）的历史最早可追溯到美国财务会计准则委员会（FASB）1977年发布的第19号财务会计准则文件《石油天然气生产企业财务会计核算与报告》〈SFAS 19〉）和1982年发布的第69号财务会计准则文件《石油天然气生产活动的披露》（SFAS 69），在经历多次修订后于2009年由FASB统一修订。ASC 932为美国石油和天然气公司的财务会计和报告制定了具体的规则，主要规范了勘探、开发和生产活动的成本核算方法，以及关于已探明储量的关键披露要求。此后，ASC 932继续根据各项美国会计准则的修订而同步更新，在储量评估方法、减值测试和披露要求等方面进行了修订。目前产量法是美国石油公司普遍采用的摊销方法。

美国证券交易委员会（SEC）同步于1978年和1982年通过了石油和天然气的披露要求，颁布了SEC标准。SEC标准对油气生产活动和储量估计、储量披露标准进行了定义，将储量细分为证实储量（或称SEC储量、上市储量）、概算储量和可能储量，并要求上市石油公司披露相关油气生产活动及证实储量评估结果（数量及折现后未来现金流）。2008年SEC标准更新了有关油气活动和储量披露的要求，引用了石油资源管理系统（PRMS）的概念和框架，并出于可比性的考虑对储量评估用的油价/气价、折现率等参数作了统一规定，相关标准于2010年1月1日生效。

（二）折耗计算公式

CAS 27中产量法的计算公式主要分为两种类型，一种是探明矿区权益，应用探明经济可采储量进行计算折耗；另一种是矿区井及相关设施，应用探明已开发经济可采储量进行摊销。折耗计算公式为：当期折耗额=资产账面价值×折耗率，其中，折耗率=当期产量/(期末储量+当期产量），代表了折耗速度和资源耗费。改变计算顺序可得：单位产量折耗额=资产账面价值/(期末储量+当期产量）；折耗额=单位产量折耗额×当期产量。如果用桶代表单位产量，单位产量折耗额可以理解为在未来待摊的桶油开发成本，在作经济分析和比较时比折耗率更利于理解。

（一）折耗公式的假设及经济意义

结合CAS 27中产量法的计算公式作如下假设。

假设1：不考虑会计分期，油田终止时期末储量为零，当期产量即为期初储量。单位产量折耗额=资产账面价值/当期产量，资本化成本与累计产量比值实际上就是该矿区的实际桶油开发成本。

假设2：投资已正好处于投产状态，但产量为零，产量法下没有产量时不需要摊销，当期折耗额为零。单位产量折耗额=资产账面价值/期初储量。在投产时的资产账面价值除以储量就是未来待摊的桶油开发成本。

在油气项目的经济分析中，桶油开发成本是一个用于衡量油气资源开发成本的关键指标,单个项目桶油开发成本在项目成本和油藏没有重大变化情况下相对稳定。由于会计分期使各期资本性支出以及对未来产出量估计（储量）的复杂性和不确定性进一步增加，桶油折耗计算结果存在波动性，如何在各会计期间对单位成本进行识别、分析、评价和预测成为挑战。

（二）影响折耗计算的主要因素

折耗计算公式看似只涉及资产账面价值、当期产量、期末储量三个变量，但时间（期间）和油田是其中隐藏的两个重要变量，上述三个显性变量都与之有关。

资产账面价值或摊销基础包括期初净值和本期新增记入摊销基础的资产。新增转资在会计准则上以投入使用为标准，但在产量法下还要与摊销基础上应用的储量相对应。特别是已开发与未开发、探明和可能之间，不同折耗单元（矿区）之间如何合理匹配也是一项复杂的会计估计/判断。

产量是指相关油田在一段期间的产出，是对期初储量估计的减少或折耗。油田是连接成本与储量的关键点，成本的核算和摊销单元、储量的评估单元正确匹配也是保证摊销公允合理的基础。

储量估计需要考虑已有投资和未来投资，在期末估计未来投入和未来产量。当期完成的投资能否及时在储量估计中得到体现也是折耗计算的关键，已开发和未开发部分如何与对应投资进行配比计算折耗也是实务中的难点。

（三）估计未来可采油气量（或剩余储量）存在不确定性

CAS 27对探明经济可采储量的定义是指在现有技术和经济条件下，根据地质和工程分析可合理确定的能够从已知油气藏中开采的油气数量。但对于具体的储量评估标准，CAS 27和国际会计准则均没有明确说明。目前国内行业实践中现行储量的定义和标准主要有三类：一是国家储量评估规范，以探明地质储量为主；二是SEC储量，是SEC对在美国上市石油公司的披露标准，指通过地质和工程数据估算的、可以在现有经济条件和运营方法下以合理确定的方式从已知油气藏中经济可采的原油、天然气及相关物质的量；三是PRMS，包含石油资源分类框架、相关术语定义和若干技术准则。在实务中，油气储量估算的准确性取决于许多因素、假设和变量，包括现有地质、技术和经济数据质量及其解释与判断，未来采出率、作业费和开发成本的预测，财税规则、政府法规和石油合同条款变化，钻井、测试以及生产动态等导致储量的大幅上调或下调，油气价的格变化等，这些因素使得预期未来现金流发生变化，导致储量修正。

（四）SEC储量在会计折耗计算中的局限

在会计准则中油气资产以历史成本记录，无法反映其内在价值。为弥补历史成本对油气价值反映的缺陷，SFAS 69和SEC对油气行业上游活动披露进行了规范，允许油公司披露储量和未来价值（折现现金流），便于投资者更好理解公司储量、更准确衡量公司价值。

SEC储量定义强调可靠性、合理性和可比性，对储量评估用的油价/气价、折现率等参数作了统一规定，并给了更多具体统一的评估标准。但在部分情况下，特别是在油气价格波动较大或生产情况发生重大变化时，依据SEC储量计算折耗与实际经济结果可能出现较大背离。

在实务中当出现重大偏离时，国际油公司会选用基于管理层判断的未来油气价格储量（PRMS储量）或基于前期储量计算折耗，这与IAS 16的折旧方法和CAS 4关于后续计量的规定相符。

（五）上市储量与PRMS储量估计的其他重大差异

除前述油气价格的差异外，上市储量与PRMS储量的差异体现在对未来投资估计的规定。2010年SEC《现代化石油和天然气报告》明确，如果投资决策只是用于开发一次、二次、三次可采储量的一部分，则直到管理层决定投资开发额外的储量前，剩余储量就不能被认定为证实储量。必要的确定性水准已经在开发初期或通过其他方式得到证实，且额外的开发也需要在 5 年内启动。由于SEC储量估计未来产量时只考虑已产井和未来5年内投资（井），理论上比PRMS储量的估计更加谨慎。

在历史投资一定的情况下，在项目前期用SEC储量计算的桶油折耗成本应该更加稳键。实践中也会出现新油田投产时桶油折耗成本高于投资决策时估算的桶油开发成本。这种差异主要由未来投资估计差异引起，特别是前期投入主要以设备设施为主，后期主要以钻井/调整井为主，增量储量对应桶油开发成本相对较低。

应用指南对油气开采会计核算是以矿区为基础进行了明确。矿区是指企业开展油气开采活动所处的区域，具有相同的油藏地质构造或储层条件以及独立的压力系统和集输系统。通常情况下特定矿区在勘探、开发和生产期间所发生的所有资本化成本作为一个整体产生现金流，因此计提折耗和减值测试均应以矿区作为成本中心。

根据PRMS储量的评估是基于项目的资源评估。资源评估过程包括确定一个或多个油气聚集相关的一个或多个项目，估算石油原始原地量及原地量中可由各项目开采出的部分，并根据项目成熟度或商业几率进行分类。按上市储量要求还要区分为已开发储量和未开发储量。

在油气资产核算和储量评估中油田是将两个不同概念联系在一起的纽带。油气资产核算先将相关资本性支出/活动分别按矿区取得，记录油气勘探支出和油气开发支出，归集后结转入油气资产科目及设定折耗单元（矿区、油田或油田群）进行摊销。由于产量是对已开发储量的耗减，未开发储量不会贡献产量。因此CAS 27中摊销的基础是探明已开发经济可采储量。但地面设备设施开发支出和矿区取得支出是以整个矿区的资源为目标，因此在计算折耗时还需要对油气资产与储量状态进行匹配，特别是公共设施（如管线、终端、中心处理平台等）支出可按不同油田进行分摊，或在计算折耗时考虑储量已开发和未开发比例。

按国家储量评估规范，储量计算单元(以下简称计算单元)一般是单个油气藏。理论上可以评估出单井储量或产量，但同油气藏层邻近井在生产过程中会发生相互影响或干扰，特别是对注水井等辅助井的影响很难精准判断。用产量法摊销后，整个摊销池内的资产价值是共同折耗的。

油气资产折耗是油气资源实体的直接耗减，反映了历史投资随着资源耗减转移到生产成本的过程。油气资产的净值并不能完全反映设备设施的成新率等技术状态，如需对某项投资或活动（比油田更细分）进行投入产出评价或分析，应采用管理会计方法进行演算，不宜在会计核算上违背准则要求过分细分折耗单元。

石油公司把储量估计/修正作为一项会计估计变更披露。对于当期增加的摊销资产的认定，特别是分期开发或者逐步启动项目，如何划分已开发、未开发，将资产和储量类型进行匹配也是一种会计估计，进而可以把摊销率/桶油摊销额的确认作为一项会计估计变更。

准则对于每期储量重估差异视为会计估计变更在当期调整，不进行历史的追溯调整。CAS 27及其应用指南给出的计算公式主要考虑当期（年度）调整，隐含了用期末储量结果调整当期资产转摊销基础的要求，没有就平时（月度/季度）对转固摊销作专门规定。但实务中油气资产、产量的增加及折耗计算是每月发生的，储量估计按年度至多按季度进行，两者计算频率存在差异，为月度油气资产摊销范围确认/估计带来挑战。

（一）如何确认未来适用法适用“期间”

CAS 28要求会计估计变更仅影响变更当期的，应在变更当期予以确认；既影响变更当期又影响未来期间的，应在变更当期和未来期间予以确认。对于“当期”的理解业内并不统一或没有明确披露规则。由于SEC对储量信息披露要求以年度为单位，从这个维度可以理解“当期”为“年度”。美国会计准则ASC 932要求“每当有需要修订的迹象时应当修订折耗率，至少每年一次。”但实务上各大国际油公司都是按季度披露财务信息，可以推论实践中是按季度计算。这可以从埃尼石油公司在2023年年报会计政策的披露得以证实，其产量法是按季度末的产量和储量计算。2011年普华永道发布的美国石油会计实践调查报告中提到两种常见的处理方法。第一种方法，“期间”是指储量修正/评估时点所在的第四季度，年度折耗是四个季度折耗金额总和。第二种方法，计算折耗所用的储量修正/评估只适用未来“期间”。上市公司应在所采用的方法中保持一致性。为保证财务信息的及时性，在储量波动不大的情况下利用上期期末的储量评估结果作为下期摊销基础，不对当期（季度）计算进行追溯调整，也是实务中被采用的一种方式。

（二）如何平衡时间与效率

准备储量修正/评估时要对地质、工程和经济多个方面进行重新评估，需要耗费较多的时间与资源。SEC规定按每月第1天油气价格作为评估基础的重要考虑因素之一是为储量评估留出更多时间。SEC储量评估的目的是为给投资者用于对比不同公司间商业前景储量数量信息而非公允价值。会计准则选用SEC储量为摊销基础更多考虑一惯性和客观性。

已投产油气田储量一般相对稳定，特别是如果将储量修正/评估频率从年度增加到半年甚至季度，相关变化也能较为公允和充分地反映到当期经营结果。如果波动超过一定幅度会触发减值测试，保证期末资产价值公允和当期成本费用合理。

一是在油气资产折耗的会计处理中合理储量修正/评估结果对于确保资源价值的准确反映至关重要，但目前国内尚未制定与上市储量相关的评估标准或规范，建议由相关部门尽快组织和制定相关规范，同步修订CAS 27中关于储量的定义。

二是对CAS 27及应用指南重新进行评估和细化，使折耗计算公式真正反映油气资产价值，及时反映企业资源和价值变化，为石油公司财务人员及油藏工程师加强协作和沟通提供更明确指引。

三是建议在出台新的应用指南时进一步明确折耗计算方法。考虑用期末储量、期末油气资产净值计算单位产量折耗额，用于计算下期折耗。除非有重大差异，不对储量修正/评估日所在“当期”作追溯调整。