Audit & Accounting

碳定价涉及通过对二氧化碳（CO2）的定价来考虑与排放源相关的温室气体排放的外部成本。这有助于将排放造成的损害负担转移给责任方，并鼓励改变经济行为。一个成功的碳定价体系的关键特征包括公平性、稳定性、政策与目标的一致性、成本效益、环境完整性和透明度。尽管在应对气候变化影响方面存在挑战，如政策不一致和碳泄漏的可能性，但有效的碳定价至关重要。 碳定价是指为减少碳或温室气体排放量而采取的策略。其涉及使碳污染付出成本，以激励经济行为主体减少排放。碳定价形式多样，包括碳税、信用机制、基于结果的气候融资（RBCF）、内部碳定价（ICP），及排放交易系统（ETS）。 排放交易系统（ETS）是一个排放产生者可以交易排放单位的系统，而碳税则是设定排放税率。 尽管大多数碳信用额会吸引各种类型的买家，但能与单一需求源相匹配的供应源仍然有限。一般而言，有四大细分市场在拉动需求： 碳价格组合：碳税直接设定排放价格，而信用机制则从基于项目或基于计划的活动中发放碳信用额。这些信用额度可用于履行遵守国际协定的义务或实现国内目标。基于结果的气候融资（RBCF）为实现气候目标的实体提供资金，并由第三方进行核查。 政府、企业及组织/机构的作用：关于碳定价在向脱碳经济过渡中的基础性作用，政府和企业之间正在形成越来越多的共识。政府将其视为有效的气候政策工具，而企业则将其作为一个影响和机遇评估因素。长期投资者还利用其来分析气候政策对每个投资组合的影响。 政府在根据国家和国内政治条件选择碳定价类型方面发挥着作用。排放交易系统（ETS）和碳税经常结合在一起使用。许多实体将强制性举措中的碳定价作为其内部碳定价的基础。碳定价涉及估算碳的社会成本、边际减排成本和排放配额的市场价值。金融机构越来越多地使用内部碳定价来评估计划的投资和测量碳足迹。 各种组织和机构已经发布了指南和研究报告，以支持高效和具有成本效益的碳定价工具的开发。从现有的碳定价举措中汲取经验，是设计更好的解决方案和促进向低碳和可持续发展的全球经济过渡的基础。

过去十年间，印度尼西亚的原油产量有所下降，原因是油田产量自然递减、储量替代速度放缓以及勘探和投资减少。在过去十年中，印度尼西亚西部几乎没有重大的石油发现，印度尼西亚依赖的依然是这些地区的成熟油田，而这些油田的产量在持续下降。印度尼西亚政府的目标是，到2030年，印度尼西亚的石油产量达到每天一百万桶，天然气产量达到每天120亿标准立方英尺。这一目标对印度尼西亚上游石油和天然气行业而言极具挑战性，该行业需要加大力度吸引投资者的兴趣，并加大勘探力度以增加石油和天然气储量。根据印度尼西亚油气上游业特别机构(SKK Migas)发布的数据，印度尼西亚2022年的日均石油产量为61.23万桶，这低于其2022年的目标，也低于2021年的实际石油产量。2023年的石油产量目标为每天66万桶。2022年的天然气日产量为53.5亿标准立方英尺。这低于其2022年的目标，也低于2021年的实际天然气产量。2023年的天然气产量目标为每天61.6亿标准立方英尺。 截至2022年，印度尼西亚共有128个油气藏盆地。未勘探的盆地有68个，20个盆地已进入生产阶段，8个盆地已钻探完毕并处于评估阶段。 上游石油和天然气行业生命周期 评估印度尼西亚产量分成合同（PSC）时应考虑的一些条款和条件： 印度尼西亚目前正在实施两种合同方案，即成本回收型和总分成型产量分成合同，每种方案都有自己的优点，可灵活选择。 成本回收型产量分成合同* 总分成型产量分成合同* *资料来源：印度尼西亚能源和矿产资源部 上游石油和天然气公司会计核算的独特性 石油和天然气行业在会计方面有许多独特性。 这些独特性包括但不限于： 确定性最高的储量通常被称为探明储量；确定性次之（通常为50:50）的储量通常被称为概略储量，确定性最低但仍然可能的储量称为可能储量或者或有储量。 对于折旧、损耗和摊销方法，《国际财务报告准则》(IFRS)/《财务会计准则公告》(PSAK)没有规定产量单位(UOP)计算应使用什么基础。很多实体只使用探明可开采储量，有些实体使用探明总储量，有些则同时使用探明储量和概略储量。探明可开采储量是指无需进一步资本支出即可开采的储量。产量单位(UOP)计算的基础是一项会计政策选择，应始终如一地应用。如果一个实体不使用探明可开采储量，那么在计算摊销费用时要进行调整，以涵盖获取未开发储量的预计未来开发成本。 用于受租约或许可证约束的资产的折旧、损耗和摊销的预计产量应仅限于许可证/租约期内预计的生产总产量。只有当有证据证明实体可能在没有重大成本的情况下选择续期时，才假定许可证/租约会续期。 勘探和评估支出的会计处理（资本化或费用化）会对财务报表和报告的财务结果产生重大影响，对于处于勘探阶段、没有生产活动的实体来说尤其如此。 问题： 倘若产量分成协议（”PSA”）规定私营企业是作业方且利润分成/参与权益为 60%，国有企业（”SOE”）参与权益为 40%，那么参与方/承包商应如何分配收入？ 解决方案： 以下示例阐述了如何在作业方、国有企业（”SOE”）和税务机关之间分配PSA收入。政府享有产量的 20%作为首批石油，作业方（私营企业）享有的利润分成占比 60%，国有企业占比 40%。任何未收回的成本均可结转至以后年度。 成本油的构成按优先顺序排列如下： 1) 作业费用（根据利润分成分摊）； 2) 勘探成本（全部由作业方承担）； 3) 开发成本（根据利润分成比例分摊）；  假设： 石油收入 $6,540,000 勘探成本发生额                 $900,000 Y1开发成本发生额 $500,000 Y1作业成本 $1,000,000 首批石油20% 和政府税 44% 以上是上游石油和天然气生产区块收入分配方法的简单示例，不包括 PSC 合同通常规定的国内市场义务（”DMO”）部分。 上述清单并非详尽无遗。企业在处理该行业账目时还可能面临诸多其他挑战，例如就未收回/沉没成本确认递延所得税资产、勘探和评估支出减值和油气资产弃置、企业合并的购买价格分摊、印度尼西亚政府与投资者之间各种合同的会计处理（PSC、PSC-联合作业机构、技术助理合同（TAC）、单元化合同等）以及承包商之间的联合作业安排，这些合同需要确定使用权益法核算还是按比例合并，以及总收入分成合同的收入确认。对于企业主来说，了解最新法规和最佳实践非常重要，以确保其在尽可能实现利润最大化的同时始终保持合规。 总结 石油和天然气公司的会计工作面临着其他行业所没有的一系列独特挑战。从勘探和评估资产确认、油气资产折旧、与收入确认相关的承包商分成确定以及与上游石油和天然气会计处理相关的其他具有挑战性的问题，企业在跟踪该行业的财务状况时必须尤为审慎，以便在尽可能实现利润最大化的同时保持合规。通过了解这些复杂性，企业主可以更好地管理账目，并确保账目的长期准确，这正是任何努力获取成功的关键因素。 作者：Austa Ardiawan，注册会计师 （信永中和印尼所合伙人）