摘 要：技术服务合同是伊拉克与外国石油公司进行合作的主要模式，具备石油合作模式中风险服务合同的特点。近年来，伊拉克仍是国际油气合作的热点国家，我国多家石油公司也在伊运营多年。如何将伊石油合同所产生的现金流，准确地反映到合同者的财务报表上，在实践中仍有进一步讨论空间。本文通过模拟L项目，研究伊技术服务合同的特点及对比会计准则对收入、折旧要求，分析导致报表利润与合同利润产生差异的原因，并提出改进建议。 

关键词：伊拉克；技术服务合同；报表利润；合同利润

石油合同是资源国与合同者为共同合作开发本国石油资源为目的签订、通常涉及石油勘探、开发、生产和销售的合同。不同的石油合同类型体现着资源国政府对石油资源控制程度，石油合同中财税条款决定项目运营收益在资源国与合同者之间分配。

在国际石油经营活动中，矿税制、产品分成合同，以及服务合同为主流的合同模式。采用矿税制与产品分成合同的国家与地区远多于采用服务合同的国家，但使用服务合同的资源国主要集中于中东和南美地区。中东地区资源丰富，一直是各大国际石油公司关注的重点地区；资源国政府加强对本国石油资源控制的意图与日俱增，2008年后伊拉克、厄瓜多尔等资源国政府纷纷采取技术服务合同作为石油合作模式。

石油合同决定了资源国政府和合同者在本项目中现金流的分配，而合同者需要根据其所受会计准则的约束，将合同产生的现金流在其利润表、现金流量表上展示出来。在此过程中，可能会产生合同利润与会计利润的时间性差异，如何处理这种差异，在实践中仍有需要探讨的事宜。我们假设一家中国企业中标伊拉克L项目，其合同范本为技术服务合同，以此模拟合同利润与会计利润的差异及可能的应对方案。

一、伊拉克技术服务合同的实质及核算分析 

服务合同是指由资源国保留其油气资产的所有权和经营权，合同者提供资金及技术进行勘探开发，资源国向其支付报酬费的一种合同模式。服务合同以合同者是否承担风险为标准，分类为无风险服务合同和风险服务合同。根据伊制定的技术服务合同范本，合同者由成功中标的外国石油公司与伊政府指定的国家石油公司共同构成，外国石油公司提供勘探、开发和生产所需的全部资金和技术服务，但并不拥有任何油气资源所有权，只有在油气产量达到合同规定的条件后才能进行成本回收并收取相应的服务费。

根据成本回收条款的规定外国石油公司油气产量满足合同条款规定才能进行成本回收，若产量无法达到合同条款的规定，则外国石油公司就会面临成本无法及时回收的问题。

虽然伊优越的资源条件在一定程度上降低了外国石油公司的勘探开发风险，但伊政府通过设定基础产量、设定服务费支付上限等多种苛刻条款对外国石油公司成本回收进行限制，因此外国石油公司在投入资金、技术进行勘探开发活动时，承担了投入资金不能及时回收的风险。因此伊技术服务合同实质上具备风险服务合同的基本特点，其基本收入分配模型见图1。

技术服务合同中，合同者组建的联合作业机构并不具有独立的法人地位，因此联合账簿在核算时以石油合作项目为主体，遵循“NO GAINNOLOSS”原则，核算项目生产经营过程中合同者投入、回收，以及取得的报酬费情况。外国石油公司根据管理需求，按照国际会计准则进行核算。

目前中国企业会计准则对技术服务合同的核算无明确规定，需要根据合同条款确定其相应的核算原则。伊技术服务合同中规定：“由合同者或者操作者获取或提供的、成本能够在项目运营中实现回收的所有资产，自其到达伊国之时，所有权都属于SOC（代表伊政府）。但是，合同者和操作者有权出于本合同的目的和期限充分和自由地使用这些资产。在此期间，除非双方同意，否则SOC和合同者不得转让，出售或以其他方式处置此类资产。”外国石油公司虽然未能拥有任何资产的所有权，但在项目运营的过程中，SOC也不能单独实现对资产的处置，所以合同期内的油气资产是由合同者与SOC共同控制。中国企业会计准则第27条即石油天然气开采中，明确油气资产为油气开采企业所拥有或控制的井及相关设施和矿区权益。

基于此，伊技术服务合同具有油气生产活动实质，合同者与资源国政府对形成的油气资产共同控制。因此，中国国际石油公司在参照中国企业会计准则讲解中资产共同控制的具体规定，对联合账簿的投入按照油田生产的会计处理，确认在联合账簿中享有的油气资产份额和应承担的份额费用，以及从合同矿区取得的油气收入，均作为油气销售收入。

二、伊技术服务合同下合同利润与报表利润差异 

合同利润是指外国石油公司作为合同者通过履行相应的合同而形成的利润。伊技术服务合同详细规定了合同者有权收取的补充费，以及服务费。补充费用包括签字费、排雷费等补充成本构成，补充费在费用发生或者合同生效之后，按照合同规定的摊销比例逐期实现回收，每期回收上限为一定比例的基础油。服务费包括可回收的石油成本和报酬费，服务费通过增产油支付，因此合同者只有在产量达到合同规定要求时，才能进行成本回收并收取相应的报酬费。因此，合同收入是合同者实际取得的当期增产报酬费，成本为合同者实际支付的、但未被允许进行回收的培训费及当期摊销的进入费，所得税费用为当期增产报酬费乘以相应税率；合同利润为合同收入减去成本和所得税费用。

外国石油公司以联合账簿为基础，根据企业会计准则进行账务核算时，以权益份额还原出公司制报表。报表利润即外国石油公司报表核算的经营成果。在报表核算层面，根据会计准则规定“从合同矿区取得的油气收入，均作为油气销售收入处理”，因此合同者应当将当期实际回收的石油成本、补充费以及取得的增产报酬费均确认为当期收入。

联合作业公司根据合同条款的规定，将所有费用支出区分为可回收成本，以及不可回收成本分别进行归集，可回收成本会根据其具体支出对象被进一步区分为资本性支出（CAPEX）和收益性支出（OPEX）。合同者按照自身持有的权益份额对资本性支出确认为报表中的油气资产，以产储量法确认当期的折耗；对费用性支出确认为当期的操作费。对于不可回收成本则直接确认为当期的费用。收入扣除成本、折旧、所得税费用确认当期的报表利润。由于所得税费用的计算依据为当期的报酬费，当期所得税费用并无差异。

从合同利润与报表利润收入、成本项目对比发现，报表利润模式下，将当期实际回收的资本性支出和收益性支出确认为收入，将当期可回收资本性支出的折旧和可回收收益性支出确认为成本费用，因此合同利润和报表利润差异原因在于对当期实际回收的资本性支出的处理：在合同利润下，当期实际回收的资本性支出并不参与合同利润的计算过程；但在报表利润下，当期实际回收的资本性支出需要确认为当期的销售收入，并将资本性支出确认为油气资产，按照产储量法确认折旧折耗金额，当折耗率与资本性投入回收率之间存在较大差异时，就会导致报表利润无法准确反映当期的合同利润。

现行产储量的计算公式为：折耗率=产量/（产量+储量），因此通常情况下，折耗率小于1，因此在项目运行前期，报表利润口径下收入多计部分远大于成本中资本性支出折耗部分，因此报表利润远大于合同利润；但随着项目的执行，报表层面未计提折耗的油气资产逐渐累积，而项目运行中后期可回收成本逐渐减少，因此当期确认的折耗远大于当期实际回收的资本性支出，报表利润远低于合同利润。

从项目全运营周期来看，该会计核算方法导致收入确认基础与油气资产和成本的确认基础不一致、不配比，即：资本性支出已经回收并计入当期营业收入，而与之对应的资本性支出却在较长期间折耗。因此报表利润并不能真实反映实际执行合同过程中所带来的收益。

以某油田为例，2009年国际石油公司A公司与X国国家石油公司签订X油田石油开发、生产服务合同，合同模式为服务合同。A公司承担油田的产能开发和后续生产运营，运营过程中的投入均由国际石油公司先行垫付，所有投入通过石油成本，以及补充服务费的回收实现投资收回，通过报酬费取得项目运营收益。

合同规定人工成本、材料成本、运输成本等与石油开发有关并因石油开发带来的成本均可从石油成本中实现回收，成本回收上限为增产油收益的50%，外国石油公司从增产油进行成本回收并获取相应的报酬费；签字费、扫雷成本等可以通过补充服务费进行回收，补充服务费的支付上限是基础油的10%，均为按季回收，当季未实现回收的补充服务费可以结转下一季度继续支付。当季石油产量中基础油与增产油的划分，以及报酬费的计算都按照合同规定执行。2010年12月，A石油公司实现初始产量增产10%的目标，进入成本回收期；2011年5月开始提油实现成本回收。A石油公司2010年—2019年成本回收及获取的报酬费表1所示：

根据合同利润的计算公式，为报酬费减去不可回收成本和不可回收的进入费摊销，计算出A石油公司在2010年—2019年的合同利润如表2所示。

计算报表利润时，先确认A石油公司在2010年—2019年确认的油气资产，以及相应的折耗情况，当期新增为石油成本中资本性支出与补充成本中资本性支出之和，预先设定按照产储量法确定的折耗率为30%，油气资产折耗的计算结果列示如表3所示。

根据会计利润计算过程，收入为石油成本、补充成本及报酬费三者之和，成本费用为补充成本中费用性支出、不可回收成本及油气资产折耗额三者之和，A石油公司在2010年—2019年报表利润如表4所示。 

从图2合同利润与报表利润差异对比发现，2010年—2016年报表利润远高于合同利润，原因在于资本投入回收率高于折耗率，报表利润中确认为收入的资本性回收部分未全额计入成本；2017年开始，由于报表层面累积大量油气资产，年度油气资产折耗远大于当期资本性支出回收部分，报表利润开始低于合同利润，随着合同不断执行，报表利润持续偏离合同利润，呈逐渐扩大趋势。

三、改进建议 

报表核算层面按照会计准则的要求确认油气资产，以及以产储量法确认油气资产折耗是导致报表利润与合同利润之间产生差异的主要原因，可以从油气资产的确认及折耗确认方式两方面进行改进。 

一是要加强对油气资产的管理，根据项目合同运营的实际情况，严格把控油气资产转资时点，对于转资的条件要根据具体合同条款进行细致研究，尽可能缩小油气资产账面价值与实际资本回收情况之间的差异，避免在资本投入实现回收时账面仍累计大量油气资产情况。在油气资产管理过程中，定期评估油气资产价值。目前根据联合公司投资完成情况，在年末将油气资产按直接费用和间接费用合计后予以转资。在未发生重大生产经营形势变化情况下，并未进行资产评估，因此可能造成合同末期对账面的油气资产计提减值的情况。因此严格定期评估油气资产价值，综合考虑合同实际执行、油气市场等情况，确保使油气资产账面价值客观、真实反映内在价值。

二是油气资产折耗率方面，现行以产储量法计算折耗率，由于产量是实际发生数，储量的变化和评估值对于折耗率的准确性，以及能否准确反映出投入回收率至关重要。服务合同项目要高度重视储量评估工作,优化经济评价和储量评估模型，确保储量评估结果合理准确。

从长期看，为了更加准确反映服务合同执行过程的生产经营效益，一是考虑参照合同执行的实际情况，按联合公司的工程建设和生产情况，将对联合公司的资金拨款视为长期投资，报酬费回款视为投资收益，不再将合同利润转换成报表利润。二是如果继续确认为油气资产下，优化油气资产确认的基础及折耗的计算方式。

首先按照权责发生制，将可收回的资本性支出，按照自身的权益份额确认相应的油气资产。其次油气资产折耗方面，根据IAS16对折旧的定义：将一项资产的可折旧金额在其有用期内进行系统的分配，有用期间是指这项资产被期待可用的期间或者预期将从该资产中获取一定数量产品的期间。被使用的折旧方式应该反映出该项资产未来经济利益的消耗方式。油气资产应自其被开始开采、产生经济利益流入至开采结束的期间内计提折旧；在伊技术服务合同下，外国石油公司并不是在投产后就能获得收入，必须达到合同规定的产量要求才能进行成本回收并收取报酬费，为了体现收入成本相配比的原则，油气资产应该在外国石油公司开始进行成本回收时开始计提折耗。外国石油公司对该油气资产的消耗方式体现为通过油气资产的产出实现成本回收；外国石油公司在进行成本回收时，并不需要区分资本性支出与收益性支出，只要在成本回收池的范围内，按照合同约定的上限进行成本回收，当成本回收池足够大时，所有付现类可回收成本均可以实现当年投入、当年回收。因此，当付现资本性支出（矿区权益除外）随着成本回收进度已消耗完毕时，理应对该部分油气资产全部确认折耗，计入当期损益，这样更能反映技术服务合同的实质。

因此，可以考虑采用CostBank方法。CostBank方法是以成本回收的进度反映油气资产消耗的程度，CostBank方法下折耗率为实际可回收的资本性支出与权责制资本性支出的比例，以此确定权责发生制油气资产下当期应计提的折耗额。在报表核算中，将政府批准的可回收成本和报酬费确认为当期收入；对收益性支出，以权责制下己方权益份额确认其应承担的操作费和管理费，全部计入油气生产成本；对按照权责制己方份额下确定的油气资产，以上述折耗率计算当期的折耗额；新增不可回收矿区权益单独列示，按照直线法在合同期内平均摊销。缩小计入收入的实际可回收资本性支出与计入成本的折耗额之间的差额报表利润与合同利润更加趋同，更加准确地反映伊拉克服务合同的经营效益。

四、结语 

伊拉克油气资源富集，是国际油气合作的热点国家。分析合同特点，对照相应会计准则要求，协调两者差异，如实反映合同者效益至关重要。通过本案分析，根据合同条款、实际运营情况，确定服务合同会计核算方式，尤其是收入、成本以及折耗方式的确定，以准确、真实反映服务合同的生产经营效益，有助于我们进一步形成对其他石油合同类型此类问题的研究思路，从机制、准则上消除合同利润与会计利润可能的差异。