油田维护费会计问题研究

油田维护费的核算是石油天然气企业会计核算的三大难题之一。我国现行的油田维护费制度对油气田建设及发展起到了积极的作用，但也存在许多问题与缺陷本文主要在调查研究的基础上，通过分析我国油田维护费制度存在的问题，借鉴美国等国家的有关会计准则，对油田维护活动及油田维护费的若干热点问题进行探讨，对如何改革我周油田维护费会计核算体系提出设想与建议，以期有助于我国石油天然气会计准则的建立与完善。 

　　一、问题的提出 

　　我国的油田维护费制度自20世纪60年代初期开始实行。随着我国主要油气田开采难度的加深，油田维护费的列支范围几经修订，在80年代中期扩大到10项。1981年财政部和原百油部共同制定的油田维护费制度中规定，根据油气田生产特点，为了维护油田合理开采，减缓油气生产的递减速度，提高油气最终采收率，油气田生产企业需在油气生产成本中单列“油田维护费”项目，据实列支油田维护费用。 

　　油田维护费制度实施以来，在理论界与实务界褒贬不一。持褒奖态度的依据是，油田维护费从始至今在我国油田建设与发展中起到了无可替代的作用，而且在会计制度中也有较为成熟的处理方法。相反，取消油田维护费制度的呼声也时有所闻。一种观点认为，油田维护费制度是在油田生产经营以产量为中心的特殊历史条件下的产物，在整个石油工业已转到以经济效益为中心的今天，包括油田维护费处理方法在内的会计核算方法应随企业经营中心的转移而转移；还有一种观点认为，油田维护费制度使得油气生产成本受国家政策影响太大，成本计算中的人为因素较多，尤其是对勘探阶段和开发阶段投资支出的不同处理方法导致了成本的不可比和损益失真。 

　　不仅如此，关于油田维护费支出的性质也存在争议，并导致对油田维护费会计处理的不同意见。一种观点认为，油田维护费支出是收益性支出，其目的是维持简单再生产，所以应将其直接计入油气产品的成本；另一种观点认为，油田维护费支出是资本性支出，其作用是扩大再生产，所以应将其采用与固定资产、递延资产相同的处理方法通过 “折旧”、“摊销”计入以后各期产品成本；再有一种观点就是认为油田维护费支出中既有收益性支出也有资本性支出，有的起到维持简单再生产的作用而有的则起到扩大再生产的作用，因而应在会计处理上反映这个特点。 

　　究竟应如何看待现行的油田维护费制度？油田维护中的会计问题究竟是什么？如何解决？这些问题已构成油气行业会计核算的三大难题之一，而与之相关的研究和探讨无疑将有助于我国石油天然气企业会计准则的建立与完善。 

　　二、油田维护的几个问题 

　　（一）油田维护活动的性质 

　　“维护”意为“维持”、“保护”。“油田维护”可以有狭义和广义两种解释角度。狭义的“油田维护”应该是仅与油气的开采有关的“维持、保护”活动。根据油气的生产流程，石油天然气生产主要包括三个阶段：勘探 （explonration）阶段、开发 （development）阶段、开采 （production）阶段 （油气的采集及存储）。从油田维护的目的来看，油田维护应该是属于勘探、开发以后的“生产”（即油气开采）阶段中的、以保障已有油田的生产为目的的、维持和保护油气生产条件的活动。所以，同其他工业企业一样，“维护费”往往与“修理费”合为一个成本项目，比如美国有关会计准则中就将“修理与维护费”作为“生产成本。（与勘探成本、开发成本相对而言的）中的一个具体项目。 

　　我国油田维护费制度中涉及的“油田维护”概念显然超出了“开采阶段”的范围。从我国增设油田维护费成本项目的初衷来看，油田维护应属于开采阶段的活动。但实际上的油田维护费开支范围中已经包括了一部分“后续勘探”、“后续开发”活动的费用。这些活动不仅包括属于维持油气田简单再生产的“后续勘探”、“后续开发”活动 （如为适应油田地下情况的变化而为井下作业配套砂场、酸站和化堵站，为了油田调整而修建的一般道路、交通车站，为了调整油田生产而扩充土地，以及为弥补产量递减而打的调整井、补充井、检查研究井、扩边井等），还包括属于扩大再生产的“后续勘探”、“后续开发”活动（如在已开发的油田边缘进行的地质勘探活动，在井网未控制的死油、气区和未充分发挥作用的低渗透层及油气田边缘的油、气、水过渡带所打的采油、采气、注水井及相应的地面设施等活动）。如果说将投产以后发生的为适应生产条件的变化而进行的管线调整、一般道路和交通车站等的修建活动以及为井下作业配套砂场、酸站和化堵站等视为“油田维护”活动尚可以接受的话，对注水、注气井等辅助油井 （sservice well）的钻探与设备安装等活动则似乎更应归于“开发”活动，或者称为“后续开发”。 

　　可见，狭义的油田维护以维持简单再生产为目的，广义的油田维护则不排除其对扩大再生产的有利影响；狭义的油田维护是产品生产活动的辅助活动，广义的油田维护中许多维护工程本身就是开发活动。 

　　因此，有必要重新界定应由油田维护费开支的“油田维护”活动的范围，以便正确进行油田维护费的会计核算。 

　　（二）油田维护的经济后果 

　　一般认为，油田维护有利于油田的稳产、增产。对于油气行业而言，稳产指油气开采量达到探明的可开采储量 （proved developed reserves）；增产指油气开采量超过探明的可开采储量。然而，根据油气田开采的客观规律，石油天然气的产量存在自然递减问题。如果采取专门的措施，就可以弥补或减缓油气产量的递减，提高最终采收率。弥补或减缓油气产量的递减，达到预期产量，属于“稳产”；提高最终采收率，必然增加最终的抽气产量，这属于“增产”。“稳产”与“增产”二者显然具有不同的经济意义。 

　　为了达到“稳产”的目的，油气企业必须追加投资以减缓油气递减速度，其追加的投资因没有获得额外的产量而没有确定的与之配比的对象，在会计处理上，将其列人预期产量的生产成本是合理的。为了减缓油气递减速度而追加的投资如果带来 “增产”的效果，那么这部分追加投资在理论上讲可以与其将产生的油气增量相配比，在会计处理上，应予以资本化并按增加的产量进行摊销。 

　　我国现行的油田维护费制度将带来稳产、增产两种不同经济后果的油田维护费采用一次性费用化处理。目前我国油田维护费约占油气生产成本的52%，其中注气、注水井等增产性支出超过油田维护费的一半。把将带来增产的支出也当期费用化处理，无疑影响了油气企业会计信息的质量。这种做法在经济理论和会计理论上都难以找到相应的依据。 

　　（三）油田维护费的受益期间 

　　我国目前将油田维护费作为收益性支出，计入当期费用 （即使油田维护费形成的固定资产也不计提折旧，而是计入当期费用）。这种做法即使在我国现行的广义的“油田维护”前提下也有不合理之处。有些维护工程，比如为确保安全生产而修建的防洪堤、造的防风防沙林等，其对油田的保护可以延续一个会计年度以上乃至油田的整个存续期；而有些维护工程，比如为弥补产量递减而打的扩边井、补充井、注气井、注水井等，就溉与以前期间的油气开采有关又会便以后期间的生产受益。 

　　根据资产的定义，资产是过去的交易或事项形成的企业拥有或控制的、可望给企业带来未来经济利益的资源。我国现行油田维护费制度中没有将油田维护费支出形成的符合资产定义的那部分资源 （如注水井、注气井）确认为资产，也不对油田维护费支出形成的固定资产计提折旧，这显然不符合划分资本性支出和收益性支出的原则，也有悖于权责发生制原则。 

　　（四）注气、注水井的性质 

　　采油过程通常分为三种采收方法：初级、二级、三级。当通过初级开采开采出最大的油气产量时，油藏的压力已经大大地消耗，这时将运用二级、三级开采方法。 美国第19号财务会计准则公告 （Pzr 22兹）认为二级和三级开采方法是开采技术的提高 （improved recovery），规定将注气、注水井建设工程作为开发过程的一部分，对有关的费用予以资本化，并按产量法摊销。 

　　我国一方面将包括注气、注水井在内的钻井工程以及包括油气集输系统调整改造工程归为油气田投资开发活动，另一方面又将 “为保持油层压力，加强注水而打的注水井、注气井、水源水质处理及相应的地面设施和水源工程”作为油田维护活动。我们认为这里对注水井、注气井的活动性质在归类上有不一致的地方。如前所述，目前被归类为油田维护的注气、注水工程活动，包括实际上是油气田投产后的 

　　后续开发投资活动，其结果很有可能增加可开采储量或开发储量，增加储量资产及油气产量。SFAS N0.19也规定，如果以一定的合理性保证通过采用注气、注水开采方法可以获得期望的油气产量，那么，相应的探明不可开采储量 （proved undeveloped reserves）将转到探明可开采储量 （pproved developed oil and gas reserves）。实际上，美国等国家也正是把注气、注水井支出作为油田开发费用处理的。 

　　因此，我们认为，注气、注水井是在已探明储量的地方开钻的、目的在于支持生产的井，是能够提高油气采收率的井，是为油气开采服务的井，注气、注水井的开钻等活动应属于开发活动范畴。 

　　三、对我国油田维护会计的评价及构想 

　　综上所述，我国现行的油田维护费制度的主要缺陷是将一些属于开发性质的活动纳入了油田维护活动。如果说在以前油气核算只核算生产成本的情况下将这些 “开发”活动的费用采用预提油田维护费的办法还可以接受的话，那么，随着石油天然气会计核算的与国际惯例接轨，应列人开发成本的支出计入生产成本，显然不符合资产确认的原则。另外，油田维护费采用预提方式的一刀切做法，其可操作性也值得商榷。 

　　油田维护费的开支范围怎样界定？发生的油田维护支出应该资本化还是费用化？是否需要预先提取油田维护费？这就是油田维护费会计目前应解决的问题，它们直接关系到油田维护费制度的取舍抑或改革。 

　　将我国理论界、实务界关于油田维护费的争论归纳起来，不外乎两种观点。一种观点认为，油田维护费核算办法应继续采用；另一种观点认为，应取消油田维护费制度，以便与国际惯例接轨。 

　　我们认为，取消油田维护费制度的条件尚不成熟。但对现行的油田维护费制度中与会计理论相悖的内容，必须予以改革。 

　　（一）改革的指导思想 

　　构架我国的油田维护会计理论及方法体系，必须坚持从中国实际情况出发的原则。要充分考虑到我国石油天然气行业的特点，充分关注我国与美国等其他国家在石油天然气的采矿权的取得、勘探、开发及提升等各阶段政策、法规、制度及方法上的区别。也就是说，在具体确定油田维护费用的会计处理方法的时候，既要借鉴国际惯例，更要兼顾中国实际，建立一套具有中国特色的油田维护费会计体系。 

　　（二）需要明确的前提 

　　改革油田维护费制度，必须明确以下几个前提：’ 

　　1．明确“油田维护”的性质，界定 “油田维护费”的开支范围。我们认为，油田维护的主要目的应是对已探明储量的开采活动的维护，是属于开采阶段的行为，不应包括勘探和开发活动。所以，油田维护费应是在油气田进行油气开采之后对油田进行维护发生的支出。 

　　2．明确油田维护活动的基本目的。油田维护的客观结果一般是稳产，有时也能实现增产。在进行油田维护费的会计处理时，应分清具体的油田维护活动的基本目的是稳产还是增产，然后采取相应的核算办法。 

　　（三）具体建议 

　　1．在将油气田的勘探、开发、开采阶段的勘探成本、开发成本、开采成本 （生产成本）进行系统核算的前提下，对有关的维护工程或维护活动规定具体的核算方法。 

　　2．对投产以前的属于开发性质的维护工程，有关的资金来源应同其他的投资活动一样，依靠投资人的投资或债权人的贷款等来解决。而相关的支出则应予以资本化，即构成固定资产的作为固定资产管理与核算，不构成固定资产或不适合作为固定资产核算的应作为长期待摊费用处理。前者如注水井、注气井等辅助油井，后者如为确保油田安全生产而造的小型防火墙、防风防沙林等。 

　　对投产以后发生的属于后续开发性质的工程活动，也比照上述办法处理。 

　　3．对投产以后的油田维护活动的相关支出，根据具体维护活动的基本目的严格划分稳产支出与增产支出。将稳产的支出进行费用化处理，将增产性支出予以资本化处理，不能严格区分稳产与增产的，也应视有关支出金额大小、服务对象特点、受益期限长短等的不同而分别采取计入当期油气产品成本、计入固定资产取得成本、列作长期待摊费用等处理方法。比如，有关维护活动形成的资产如果在相关的油井开采完毕以后仍可移动使用的，就可以作为固定资产核算，否则可以列作长期待摊费用；再比如，根据油田生产调整的需要而扩充土地所支付的土地收购和青苗赔偿费用，如果金额不是很大可以直接计入 

　　当期生产成本，否则可以按以后预计可开采量分摊计入以后各期的油气产品成本中。 

　　4．对予以资本化的油田维护费支出，应明确规定相应的摊销方法。基本上应按预计受益期间的预计可供开采量进行摊销。 

　　5．对于预计未来将可能发生的、金额比较大的、不构成固定资产的维护费用，可以根据具体情况采用预提的办法从各期的生产成本中预先提取。 

　　6．关于成本项目。油田维护活动形成的固定资产，相关的折旧费用计入油气产品成本的“折旧费”项目；油田维护活动发生的长期待摊费用，相关的摊销金额计入有关受益期油气产品成本的“油田维护费”项目；实际发生时直接予以费用化的维护费用，计入当期产品成本中的“油田维护费”项目；预先提取的油田维护费用在预提时计入各期产品成本中的“油田维护费”项目，实际发生有关费用时冲减预提费用。