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：
- 勘探阶段的期限为六（6）年，可延长一次，延长最多不超过四（4）年。
- 如果发现了商业性石油或天然气，合同期可长达30年。
- 首批石油（FTP）是在成本回收之前应从总产量中扣除的一定比例的石油（仅适用于产量分成合同成本回收）。这笔费用将由政府和承包商共同分担。
- 在第一个开发计划（POD）获得政府批准时，承包商有义务向合同区行政所在地的地方政府指定的地方政府所有公司（LGOC）提供百分之十（10%）的参与权益。
- 间接税将被视为成本，当然，可能有相关的税收优惠。
- 国内市场义务（DMO），是指从承包商的分成供应当地市场的义务。
- 石油和天然气公司可享受若干项激励措施：投资抵免、上一年未收回成本的无限期结转（仅适用于成本回收型产量分成合同），以及某些设备和资产的进口税和关税的豁免。
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*
- 利润分成从合同开始已固定，各个地区的分成通常各不相同；
- 从总产量中扣除首批石油（FTP），由承包商和国家共同分担；
- 在FTP之后扣除作业成本；
- 需要工作计划和预算授权；
- 税收优惠：土地和建筑税减免、勘探期间增值税减免、进口税减免；
- 其他激励措施：投资抵免、免收国内市场义务（DMO）费用、加速折旧。
总分成型产量分成合同*
- 合同开始时的基本分成，石油承包商分成 = 43%，天然气承包商分成 = 48%（税前）。
- 在开发计划（POD）期间，将根据实际情况（工作区状况、油田位置、储层深度、配套设施可用性、储层类型、CO2和H2S含量、HC API重力、国产化率、生产阶段、油气价格和累计产量）向承包商提供额外的可变分成。
- 作业成本包括在承包商分成中。
- 无需预算授权。
- 自主采购程序。
- 税收优惠：土地和建筑税减免、勘探期间增值税减免、进口税减免；
- 其他激励措施：根据经济情况的额外分成。
*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：
- 储量和资源：虽然储量不会直接出现在石油公司的资产负债表上，但相关数字会被用于一些重要的会计应用，其中包括折旧、减值评估、设施废弃的计提以及企业合并的购买价格分配。
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：根据《财务会计准则公告第64号》（PSAK 64），矿产资源的勘探和评估从获得合法勘探权时开始，包括地质和地球物理成本、探井钻探成本（包括勘探型地层测试井钻探成本），以及与评估开采石油和天然气的技术可行性和商业可行性有关的其他成本。在获得合法勘探权之前发生的支出一般计为费用；但单独获得的无形资产除外，例如为获得合法权利的选择权而支付的费用。评估费用用于评估所发现资源的技术可行性和商业可行性。
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。
- 油气资产：油气资产按成本减去累计损耗/折旧和累计减值损失列报。开发井和开发型地层测试井的钻探成本，及平台、钻井设备和相关生产设施的成本作为未完井、设备和设施资本化。这些费用在完工后转入油井及相关设备和设施。许多开发支出所产生的资产符合《财务会计准则公告第64号》（PSAK 64，固定资产）的确认标准。
- 上游收入确认：收入确认，尤其是上游活动的收入确认，可能面临一些挑战。通常由合资企业或以特许权方式进行生产，各实体需通过分析事实和情况来确定收入确认的时间和金额。许多合资企业（JV）将原油等实物产出分配给合资伙伴，而每一合资伙伴对各自分成的石油负有石油使用和销售责任。超采和欠采实际上是开采时欠采方向超采方出售石油。鉴于已经满足收入确认条件，因此认为超采是超采方向欠采方购买石油。
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）
