石油公司分析

第三节　石油公司分析

一、石油公司的竭耗资产和生产经营

石油属于自然资源（Natural　Resources），它是指原油和天然气。石油企业拥有的石油是一种竭耗资产。竭耗资产，又称递耗资产、消耗性资产（Wasting　Assets），它是指企业拥有的油田等资产，包括相关厂房、矿井设备等。竭耗资产被企业不断开采、加工销售后，而逐渐耗竭。

1．勘探和生产。它是指石油公司勘探地下油藏，并将发现的油气混合物用开发井生产出来。油藏中估计可开采的石油数量称为油气储量，储量分为探明储量和可能储量。石油公司油井可分为勘探用的探井和生产用的开发井。为勘探一个待开发的大型油藏，需要1口或多口探井；生产中需要数口或更多的开发井。一般开发井生产出原油，它是一种气、油和水的混合体，有时也仅仅产出其中的一种产品。在生产中须进行“三脱”和“三回收”，前者指油气收集和输送过程中的原油脱水、原油脱天然气，以及天然气脱轻质油；后者是指污水回收、天然气回收和轻质油回收。

2．石油天然气加工。它是指将开发生产出来的石油进行进一步加工、炼制成各种石油制品，如汽油、柴油和机油等。气体处理厂对“湿气”进行加工，首先将加工成的液态天然气对外销售，或将液态天然气再输送到炼油厂、石化厂进行进一步加工；其次将剩余下的残余气体，称其为“干气”，它含有90%以上甲烷，这就是可民用的天然气，并将它对外销售。炼油厂和石化厂对“原油”以及液态天然气进行深入炼制，制成各种石化产品，如汽油、柴油和机油等。天然气一般以立方米（1千升）计量，能量则以千兆焦耳计量。

3．运输、分配和储存。它是指勘探生产出来的石油将其从产油井区运输到天然气处理厂、炼油厂和石化厂的过程。矿区分散的油井生产出来的油气需集中起来，经过初步加工将合格的油和气分别输送到炼油厂和天然气用户，上述过程称为“油气集输”。油气集输包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定和轻烃回收等。在油气集输过程中会造成原油损耗，损耗约占原油总产量2%左右。

一般情况下，原油是采取输油管线、卡车、火车或油轮等方式运输的，天然气则通过输气管道进行运输。特殊情况下，可采用－160℃低温将天然气冷却成液态的液化天然气，并使用具有高压、低温装置的特殊油轮进行运输。

4．销售和营销。它是指将原油及其炼制的产品销售给客户的过程。储量巨大的产气矿区可通过“气转液”技术，将天然气加工成液体燃料如柴油，进行长途运输并实现对外销售。天然气中一些天然的气与油冷却后成为轻质原油液体。国际上，原油用“吨”或“千升”（相当于6．29桶）表示。欧佩克组织和英美等国常用桶表示，而中国和俄罗斯往往以吨表示。1吨约等于7桶，油质较轻（稀）的原油1吨相当于7．33桶。美欧等国加油站一般以加仑为单位，我国则用升计价。轻质原油1桶＝158．98升＝42美制加仑。美制1加仑＝3．785升，英制1加仑＝4．546升。

上述石油企业生产经营中，第一阶段“勘探和生产”也称“上游作业”；第二至第四阶段则称“下游作业”。同时经营上游和下游作业的石油企业，称为综合性石油公司。在美国，几家最大的综合性石油公司称为“大”石油公司。对于仅仅涉及上游作业的石油企业，一般称为“独立”石油公司。2006年4月，石油期货价格已突破每桶75美元，致使燃料价格逼近每升1英镑；英国BP石油公司在当年1季度从“上游”业务中已赚取68亿美元，而“炼油和销售”业务为16亿美元。在沙特，石油公司“上游”业务成本很低，每桶石油开采费不到3美元。但是，未来如从北极油田采油，推测每桶开采费将需要30美元。在美国，2006年1季度，埃克森－美孚、雪佛龙和康非三大石油公司实现总收入1　971多亿美元，缴纳的销售税就有138亿美元（1　971×7%）。

二、独立石油公司的生产特点

（一）前期准备

石油企业财务报告分析，主要是指对从事上游作业、独立石油公司的财务报告分析。石油公司必须首先进行地下资源预先勘探、摸清地质情况，探明储量并研究开采方案。评价、确定具有生产价值的矿区后，然后就需要与矿区所有者谈判。在国际地域上，矿区往往属于当地国家所有。在西方国家，矿区土地可能属于私人、托管人或企业，也可能属于政府。石油公司为取得矿区进一步勘探和开发生产的权利，必须与矿区土地拥有者进行租赁事项的谈判。承租人石油公司须向矿区支付所有的勘探、开发和生产费用，并与出租人矿区所有者商定按一定比例如70%～90%，将石油天然气的产出量拥有权转让给承租人石油公司；出租人矿区所有者则享有产出量余下部分比例的所有权。

石油公司的勘探和开发具有很高的风险性，其前期投资额巨大。在确定矿区石油储量前，一些矿区勘探和开发费用可能需要几亿美元；一片海上油田区域的勘探开发与生产租赁权往往需要2　500万美元。有资料表明，1998年美国勘探开发活动中有2／3的油井为“干井”，“干井”无开发生产价值，只能封堵后废弃。勘探和开发具有巨大风险，石油公司一般将钻井的大部分业务承包给拥有钻机的钻井公司，于是“联合作业”方式在美国应运而生。联合作业可分为合资经营、法定合伙和联合拥有的公司等三种法律形式。最重要、最通常的合资经营形式是未分权益的合资经营或联合经营，此时根据双方签订的协议，为进行钻井、开发，或在联合拥有的矿区、合资矿区、矿区上实施作业进行合作。

20世纪七八十年代，法定合伙主体较为盛行，法定合伙是指根据法律形成合伙关系，进行联合勘探和开发。那些投资于石油勘探和开发的有限合伙公司被称为钻井基金公司；而为获得已探明、正在生产的石油矿区而成立的合伙公司称为收益基金公司。联合拥有的公司，是指数家石油公司组建一个独立公司，由该公司承担石油勘探和开发前期的投资风险活动。这样对于每家公司来说，投资前期的风险得到分散，并还可在为后续石油生产而在当地设立各种新公司中方便地拥有控股权。

（二）钻井勘探

钻井勘探分为顿钻钻井和旋转钻井，前者是一种最早钻井方式，将数百磅重的钻头提升后落入井中，连续撞击地表，长期以来一直使用这种方式钻水井和盐水井，现在油气井的钻探已不采用这种方法；后者是通过钻头旋转向下穿透地层，它由钻塔或井架、动力系统等组成，需要24小时不间断工作。钻井种类有很多，如定向井，它是使井身沿着预先设计的井的斜度和方位钻达目的层的一种钻井。又如丛式井，它是在一个井场或平台上，钻出若干口甚至上百口井，各井口相距不到数米，各井底则伸向不同方位。丛式井优点在于可满足钻井工程某些特殊需要如制服井喷；或加快勘探开发速度，节约钻井成本；便于完井后油井集中管理，减少集输流程，节省投资总额。再如水平井，它是在垂直或倾斜地钻达油层后，井筒转达接近于水平，以与油层保持平行，得以长井段的在油层中钻进直到完井。水平井的水平段长度可为100米～2　000多米，这样油层中原油流入钻井的阻力就小得多，生产能力比普通直井、斜井提高数倍。

（三）完井和生产

在钻探过程中，一方面采取岩样分析，另一方面进行实测分析。当达到最终深度，对岩样和实测分析都已有明确结论，此时就须抉择是“弃井”，还是“完井”。如果探井具有开发价值，就须继续投入大量资金，使钻井成为开发井，这种过程称为“完井”。我国新疆塔河油田一口井钻探至8　400米并最终成为开发井，它是亚洲第一深井。完井后有产油、产气和既产油又产气的开发井之分，并为此配置相应设备。任何一口开发井都需要油管和管套，油管用于输送油气，管壁用于加固油井的内壁。于是，有的钻井在完井后也可能不一定会盈利。

为提高生产率，须要不断地勘探和开发，继续钻井以补充开发井，并安装和完善地面设施。完成勘探开发后就可进入大规模生产，产量往往随时间增长而下降，生产成本主要因素是固定成本。当开发井的收入低于成本时，会封井。将废弃的陆上油田设备加以再利用，可减少封堵废弃费用；但海上油田拆除成本需100万美元左右。

三、石油公司会计和税收

（一）石油公司会计核算的特点

竭耗资产的确认、计量和报告，是属于自然资源会计（Accounting　for　Natural　Resources）研究的范畴。石油公司的勘探和开发与一般企业研究和开发，在会计处理上有很大区别。石油公司财务报告信息，在很大程度上受其勘探、开发生产方法和产品成本核算方法的影响。例如，当还没有获得矿区租赁权时，预先勘探的费用应资本化处理，还是费用化处理；探井的耗费，是将其全部资本化，还是部分资本化处理；石油受政治经济等因素影响价格波动大，于是石油开采权价值波动也很大，这种价值波动是否会影响财务报表中相关资产的价值；随着石油开采，生产期将随产量而变化，则固定资产如何计提折旧，投资成本如何进行摊销；封堵和废弃井的成本是否应在发生时确认，或预测的封堵和废弃成本是否应在开发井预计生产期内摊销；如果建立合资企业，并将租赁矿区的部分租赁权转让给合资方，石油公司是否应在转让部分租赁权时确认损益等。对于上述会计事项，采用不同处理方法，对本期财务报告将会产生差异巨大的信息差异。

1982年，FASB颁布FAS　69《关于石油和天然气生产活动的揭示》（Disclosures　about　Oil and　Gas　Producing　Activities），它包含FASB以前发布的FAS　19、25、33和39对石油生产的会计准则要求的修正，并对石油天然气会计要素的确认、计量和报告做出全面规范。FAS　69要求石油公司对其经营作出补充披露，其中重要一点是要对已证实的石油天然气储备所产生的未来现金流量现值做出按规定标准计量的估计和披露。由于按历史成本计价的财务报表信息与石油、天然气的公允价值相关性较差，因此石油公司需要运用储备确认会计（Reserve Recognition　Accounting，RRA），以便披露这种现值会计现金流量方面的公允价值信息。

1．井的成本。根据1999年11月美国石油学会《联合委员会调查报告》，1口井的钻探与装备费用是随着井的深度、所处井位以及井场周围地区环境等因素不同而异的。1998年，美国每口“完井”平均指标值如下：（1）陆上。每口井均值（不包括侧钻井），深度5　776英尺、成本635　000千美元，每英尺成本92．53美元。勘探井，深度7　043英尺、成本1　159　450千美元，每英尺成本164．62美元。开发井，深度5　830英尺、成本721　059千美元，每英尺成本123．67美元。油井，深度5　014英尺、成本577　700千美元，每英尺成本115．22美元。气井，深度6　292英尺、成本822　005千美元，每英尺成本130．63美元。干井，深度6　032英尺、成本997　818千美元，每英尺成本165．43美元。（2）海上。每口井（不包括侧钻井），深度11　187英尺、成本7　314　254千美元，每英尺成本653．66美元。侧钻井，深度4　259英尺、成本2　506　669千美元，每英尺成本588．57美元。

2．竭耗资产计价。石油公司对原油天然气是按历史成本计价的，其主要内容包括：（1）取得成本（Acquisition　Costs）。它包括签订租赁或合同后取得资源开采权发生的土地购买价、登记注册，以及探测、估量，发现与寻找自然资源的前期筹建开办费用。（2）勘探成本（Explora－tion　Costs）。它是指取得生产经营权后，为进一步探明具体开采地点和蕴藏、储备数量，必须进行大量勘探和发展工作，为此所发生的全部勘探费用支出。这部分成本主要是地质和地球物理勘探支出，故又称地质和地球物理成本。勘探成本核算方法有两种：一是全部成本法（Full　Cost　Method，FCM），它是指将全部探井不管其勘探成功或不成功，把所有勘探成本全部资本化处理，并将它们列报于资产负债表相关资产项目内的核算方法；二是勘探成功法（Successful　Efforts　Method，SEM），它是指将勘探成功的探井成本予以资本化处理，将其计入资产负债表；将未勘探成功的探井支出予以费用化处理，计入本期损益。两种方法下，对于长期递延费用均采用摊销方法计入当期损益。（3）开发成本（Development　Costs）。它是指开发（挖掘、钻凿）和寻找资源的过程中发生的成本费用，主要包括两类费用：一是有形开发成本，如开发材料耗用、固定资产折旧；二是无形开发成本，如工资、办公和其他开发费用等。

3．计提折耗。折耗（Depletion），是指竭耗资产经开采耗竭而转移到产品成本费用中去的那部分价值。折耗费用相当于商品流通企业的进货费用，进货费用是销售成本的组成部分；同样，折耗也是石油产品成本的组成部分。计提折耗其实质是通过折耗费用，计入可供销售的产品成本，形成产品成本的组成部分。计提折耗时，一方面增加生产成本中产品成本价值，另一方面增加累计折耗。

计提折耗的方法一般有两种：成本折耗（Cost　Depletion　Method）和百分比折耗（Percent－age　Depletion　Method）。

（1）成本折耗。其一般计算公式如下：

单位产品折耗费用＝（竭耗资产成本－预计净残值）÷预计可开采数量

当期产品应分摊折耗费用＝单位产品折耗费用×当期开采数量

（2）法定折耗。它又称百分比折耗，是用自然资源销售收入乘以法定百分比，该百分比是税法规定的折耗比率，百分比竭耗仅适用于申报纳税时使用。美国税法规定纳税人生产经营自然资源并对该资源拥有经济利益的，在计算应缴税所得额时可用折耗扣除。税法允许采用成本折耗或百分比折耗，纳税人可选择两种折耗方法计算结果中数额较大的来扣除。

（二）对石油公司税收的规定

1．法定折耗。在美国，对石油企业有专门的联邦所得税税收法规，但目前没有开征如同英国的石油收入税、澳大利亚的石油资源租金税等特殊联邦税，对于来源于石油天然气收入，按正常所得税法规定征税。美国国内收入法典（Internal　Revenue　Code，IRC），制定了某些税收优惠来鼓励在美国的石油勘探和生产；同时，IRC也规定了很多复杂的税收优惠限制规定，限制纳税人在一些情况下利用损失享受税收优惠。抵销税政策的考虑与石油行业独特性相结合，使美国石油天然气税收成为一个复杂和专业性很强的领域。

美国所得税法规定如下：（1）因获得矿区而发生的地质和地球物理成本，必须作为该矿区的取得成本资本化；（2）资本化的非证实矿区成本，不通过减损而扣减，但在发现该矿区没有价值时全额核销；（3）全部的，或实质上全部的成功井的无形成本在其发生时可予以抵扣（记入费用）；（4）干井的开发成本，包括废弃的有形资产如套管等，在确定干井的状态后可予以抵扣；（5）抵扣可包括百分比折耗，它与实际发生的成本没有关系；（6）某些产品支付义务，对所得税会计而言被视为债务，但对GAAP而言被视为递延收入。税法规定纳税人生产经营自然资源并对该资源拥有经济利益的，其应税所得可用折耗扣除。与生产经营自然资源相关的固定资产投资的回收，仍应采用折旧方法。税法允许成本折耗或百分比折耗，企业可选择两种折耗中数额大的来扣除。这样，纳税人可在某纳税年度采用成本折耗，而在另一个纳税年度采用法定折耗。

美国税法规定的法定折耗率如下：石油与天然气、硫黄、铀22%，金、银、铜、铁矿15%，石棉、煤、盐矿10%，碎石、泥煤、沙5%等。税法还规定，百分比折耗适用于特定矿区，限定于独立生产者或矿区使用费权益拥有者日产1　000桶当量油的美国国内生产部分，并不能超过生产者该年度（百分比折耗抵扣前）全部纳税所得的65%；百分率折耗不适用于国外生产。此外，与自然资源有关的房地产、设备等固定资产应以开发矿产的年限计提折旧，计算方法与折耗计提方法相似。

2．所得税抵扣。美国IRC　43节允许对税法确认的作为提高石油“采收率”项目已付或已支出的成本进行所得税抵扣。该抵扣为合格的国内提高石油采收率项目的确认成本的15%。确认的提高石油采收率项目成本，包括确认三次注入费用、无形钻井和开发成本，以及与主要为实施一个提高石油采收率项目而使用的资产支付，或发生的相关有形矿区成本。

合格的提高石油采收率项目，是指应用合格的三次采油方法的国内项目。大规模提高采收率项目的石油公司必须位于美国，并符合所得税条例中有关规定。此外，石油工程师必须证明该提高石油采收率项目满足税法43节规定的要求。经批准，合格的三次采油方法包括：循环注蒸气、蒸气驱油、火烧油层、注气驱油、化学驱油、碱性水驱油和流度控制驱油等。

3．亏损抵补和结转。美国税法对公众公司的净营业亏损（Net　Operating　Losses，NOL），一般有“转回”（Carry　Back）和“结转”（Carry　Forward）的规定。例如税法规定，企业某年度亏损可申请过去3年已纳税款退回的“转回”；如在3年“转回期”内没有结转完，余下亏损还可在未来15年再“结转”扣减，以减少未来年度的应付税款。企业也可不“转回”，直接选择用未来年度抵扣应税利润的方案。如果企业预计未来效益好，而且预计其适用累进所得税税率会上升，便可能放弃“转回”而选择“结转”的方案。假定企业亏损时，选择用今后15年利润依次抵减的办法，这样政府将承担15年时间弥补企业亏损的责任。当然也有例外，美国有些州就不允许NOL“转回”和“结转”。英国税法对公司就同类业务继续经营的亏损允许“转回”3年，以及可无限期再“结转”。我国税法对企业年度亏损允许“结转”；“结转”抵扣的时间最长不超过5年。

四、石油公司财务报告分析的要点

（一）石油公司财务报告信息披露

在石油行业内，“大”石油公司一般采用SEM，采用这种做法既不影响发行公司债券和股票来筹措资金，也有利于降低税负，并使得“本期”财务报告信息较为稳健。投资者能鉴别废井费用化与资本化在财务报表中会计信息的差别。中小公司乐于采用FCM，因为这种方法下其“本期”财务报告信息较“漂亮”，资产金额被放大，利润数额被抬高，有利于吸引合伙人投资或从银行获取借款。

根据FAS　69，应披露以下内容：（1）会计方法。包括有关石油天然气生产活动发生成本的会计处理方法和处理资本化成本的方法，如采用的是勘探成功法。（2）资本化。包括资本化的合计数和相关累计折旧、折耗、摊销以及估计备抵；以及权益法下公司拥有被投资人年末资本化成本汇总数的份额等。（3）石油的取得、勘探和开发活动发生的成本。包括年度内发生的，按类型、地理区域、汇总计算的石油和天然气生产活动发生的成本；以及公司拥有的、按权益法计算的被投资人发生的成本份额，按地理区域以汇总数反映等。（4）经营结果。包括①年度内石油天然气生产活动的经营成果和这些活动的主要组成部分，应按地理区域以汇总数反映。②公司拥有的、按权益法计算的年度内被投资人石油和天然气生产活动经营成果的份额，按地理区域以汇总数反映。（5）储运信息。包括①已探明净储量和已探明开发净储量的年初数、年末数和已探明储量的年内变动数，按类型、地理区域以汇总数反映。②公司以生产者身份与政府或权力机构签订供给协议所购买的石油天然气的储量，以及该年根据这些协议所获得的石油天然气储量，按地理区域以汇总反映。③公司拥有的、按权益法计算的被投资人已探明储量的份额，应在年末按地理区域以汇总数列示。④附属于合并子公司的拥有重要少数股东权益的年末储量的大约份额。⑤影响企业已探明储量的重要经济因素和不确定性事项。⑥报告储量信息的政府限制。（6）净现金流量折现值。包括①标准化计量的净现金流量折现值和已探明储量计算的主要组成因素（包括有关企业作为生产商的长期供应合同）。以年末价格、成本、法定税率（永久性差异的调整）和年10%折现率为基础，按地理区域以总额列示。②公司拥有的、按权益法计算的被投资者按标准化计量的未来净现金流量折现份额，按地理区域以总额列示。③来源于有重要少数权益的企业附属机构合并的、按标准化计量的未来折现净现金流量的经济权利大致份额。④以总额列示的、标准化计量折现的未来净现金流量变化的概要情况。⑤避免引起误导的关于标准化计量折现的未来净现金流量的额外信息。（7）其他信息。包括①工程技术人员按规定程序与要求，对已探明的石油、天然气储量作出的估计数量，以及估计数量可能变化的主要因素。②应纳税款资料，包括营业亏损的抵补，是采用过去3年已纳税款的退还，还是以后15年应税利润的抵扣等。

（二）财务报告分析应注意的问题

1．收入计量和油价分析。分析销售收入时，应对石油价格未来变化有正确评价，并对油气产品不同技术折算标准有所了解。市场上，原油中的轻质原油与重质原油价格是有很大差别的。国际期货市场的石油价格主要是指轻质原油价格。重质原油加工成实用油需要很高成本，因此重质原油售价比轻质原油要低得多。以纽约市场交易数据和美国能源部提供的每桶原油价格资料来看，1983年6月为30．38美元、1986年7月为10．42美元、1990年10月为40．40美元、1998年12月为10．72美元、2002年6月为24．29美元。2003年，伊拉克战争等因素使油价开始飙升，每桶30美元；2004年5月为42．33美元；2005年8月为61．57美元；2006年6月为75．40美元；对未来油价的预测，一是估计每桶40美元，二是预测每桶可达100美元。

2．勘探成本资本化和主观判断因素。由于石油公司对勘探成本处理存在两种会计处理方法，从“长期”看，两种方法下“现金流量”不会有巨大差异，但在应计制下对“本期”财务状况和成果势必形成巨大“账面”数字差异，并造成截然不同的财务结果。显然，在“本期”会计信息披露上采用SEM比采用FCM更稳健。因此，分析时应关注企业会计政策的选择。

公司在披露有关石油和天然气估计储量、未来价值及其变化信息时，在很大程度上受其主观判断因素的影响。如探明储量是采用现有技术条件，对未来年度从已知资源储量中可开采收回储量的一个估计数。这个估计数由于受到现在和未来各种不确定因素的影响，其正确性和合理性是有限的。随着时间的推延、对储量估计的不断修整，该估计数才会逐步趋于准确。此外，采用租赁或合同方式开采时，披露的探明储量估计数往往并不包括租赁或合同到期后仍可开采的资源数量。当公司还有其他投资者权益时，还应注重分析其披露的扣除其少数股东权益后的探明储量的净估计数。分析时应注意掌握公司资产的正确价值。

3．现金流量。公司利润与现金净流量存在很大差异，其原因是从取得开采收入的前几年，公司已将大量资金投入勘探和开发成本上；另一原因是在什么时候将费用从会计报表中扣除和什么时候将费用从所得税返回中扣除之间有很大差别。因而对投资者和债权人来说，分析时应注意这个问题；对公司管理层来说，控制好现金流量同样十分重要。此外，还应注意分析与探明储量按10%贴现率贴现后未来现金净流量的估算数及其未来可能受影响的变动因素等，以便了解公司未来折现后的净现金流量，评估其利润的含金量、现金股利的分配能力、偿还债务的能力等。

此外，美国SEC要求开采石油公司应披露与开采、挖掘、探明有储量的油田及其与油田面积有关的额外经营和相关信息补充资料，这些资料应经过石油权威专家认证。如在美国上市的我国中石油公司拥有科学院院士、工程院院士，以及两院院士等专家12人。分析这部分补充资料，能揭示公司未来重大的发展趋势，如油田的储量还能开采多少年，公司未来有无重大发展项目，未来的经济效益和投资风险如何，资源是否将要耗竭。这些信息对投资集团公司来说是十分重要的，他们往往密切关注石油和天然气公司披露的这些资料，以利其投资决策。

4．期货交易。许多大石油公司都涉足石油期货包括衍生金融工具的交易。20世纪80～90年代，美国解除对管道运输管制规定，它永远地改变了天然气工业的经营状况。与此相似，20世纪90年代石油衍生产品交易的产生，也改变了整个石油工业。衍生产品作为金融工具，其价值源自于一种潜在资产、参考利率或指数的价值。石油天然气公司的衍生产品包括期货、远期、期权和掉期，在现实生活中期货交易十分普遍，但专门用于能源工业“衍生产品”期货交易，其出现的时间并不长。纽约商品交易所原油及天然气远期合同分别于1983年和1990年开始出现。纽约商品交易所标准原油期货合同，每手1　000桶原油，交货地点是俄克拉荷马州的库欣；天然气期货合同，一般单位为10　000百万英制热量单位的天然气，交货地点是在南路易斯安那州的亨利集输中心。

除大型石油工业企业外，石油勘探公司、石油销售公司、石油天然气管道公司、炼油厂及公共事业公司都在广泛应用衍生产品进行期货交易。能源类衍生产品的期货交易可广泛用于规避与石油天然气价格多变有关的风险。此外，投机者和一些公司也利用这些期货交易进行投机期望在期货商品价格波动中获利。一些大公司在衍生产品交易中已发生巨额损失，2001年末美国能源巨人安然公司被查出虚报利润和隐瞒债务30多亿美元，关于衍生产品的效益与风险的分析和控制已受到媒体和管理层极大关注。因此，分析石油公司财务报告时必须特别关注其期货交易的浮动损益，这些浮动损益往往都是表外损益，不反映在财务报表中。关于期货交易表外损益分析，见第四章和第十二章介绍。

5．分散和多样化经营。分散和多样化已是各类企业发展战略的关键，石油公司也不例外，生产经营的正确定位是石油公司成功的关键。2004年法国道达尔公司注重分散和多样化经营，因而成了石油行业最走红的企业之一。而西班牙雷普索尔公司专门从事炼油和销售业务，而且只在拉美发展，缺乏分散和多样化经营，因而成了受害者。石油公司应注重将其放在世界石油环境中进行分散和多样化经营的财务分析。

（三）石油公司主要指标分析

石油、天然气企业的指标分析，除勘探费用、成功率、投入产出率、采收率等指标外，其他如流动资产周转率、资产负债率、销售（营业）收入、利润总额、净资产收益率、总资产报酬率、销售利润率、资本保值增值率、股东权益报酬率、每股收益、每股净资产价值、股利支付率等一般企业财务指标均能适用，此处不再赘述。采收率是石油公司一个十分重要的技术经济指标，它既涉及石油勘探技术，还涉及会计确认、计量，以及税收优惠，具体说明如下：

采收率，是指可采石油储量与地质石油储量的百分比率，它反映了一个矿区石油资源的开发和生产程度。显然，该指标值越高，资源的利用效率越好，企业的效益也越好。提高采收率方法有二：一是提高一次采油的采收率；二是通过二次、三次采油提高累计采收率。一次采油是指利用自然驱动机理如天然的水驱、溶解气驱或气顶驱，作为唯一能量源引起油藏流体流入井眼，从而产出石油。二次采油是指在一次采油基础上，通过首次采用“人工驱替机理工程措施”将油藏流体流入井眼，从而产出石油。三次采油是在二次采油基础上，再次采用“人工驱替机理工程措施”生产石油。近年来，有人将用微生物方法提高采收率称为四次采油，它也可归为三次采油。自20世纪初以来，石油业一直采用人工模拟油藏方法来增加产油量、提高采收率，早期方法仅仅为注水、注天然气；以后在此基础上，再注化学剂和CO₂，以及火烧油层等方法来提高采收率。一般说，石油的采收率超过50%是极其罕见的，其均值应在25%～30%之间。为提高采收率，可通过二次、三次采油，这样往往可使采收率翻一番，达到50%～60%，有时还可能超过75%的累计采收率。我国新疆油井采收率一般有40%左右。一般天然气生产不要采取任何技术措施，其采收率就可超过70%，有时还能超过90%。

与提高采收率有关的会计确认问题主要有二：（1）新增储量确认的时间。新增相关储量应在什么时间计入已探明储量并进行披露，以及在什么时间将其计入有关的摊销计算中。（2）费用的确认和计量。安装提高采收率设施发生的费用，包括注入井的钻探费用，应作为井及相关设备和设施进行资本化处理，并随相关储量的生产进行摊销。在计算提高采收率设施的摊销时，怎样确认和计量注入油藏中的各种材料。勘探成果法是将上述费用包括在矿产或油田总开发费用中，在整个成本中心总探明开发储量（该储量包括因提高采收率而探明的增长储量）中进行摊销；全部成本法是将提高采收率设施的成本，作为资本化进行处理。此外，石油公司为提高采收率而多支付的工程成本，税法可给予税收优惠，这也给企业带来节税效益。

石油公司必须不断发展新技术，以利其提高采收率。据2004年媒体报道，我国内蒙古、陕西、新疆等能源开采中存在严重资源浪费现象。陕北一些油井的采收率不到20%，它表明1　000千克地质储量的原油开采出来不到200千克，其余800多千克就被废弃了。如果企业该指标很低，存在严重资源浪费现象，则它到底是在“生产”，还是在“破坏”，还有分析其财务报告必要吗？因此，在分析石油公司财务指标时，还应关注采收率等重要的技术经济指标。

必须指出，当前世界石油总储量有2．5万亿～2．97万亿桶，在过去150年内已开发和消耗近一半。我国“十五”期间，中国石油集团国内累计投入5　417亿元，新增探明石油地质储量24．2亿吨，天然气地质储量1．7万亿立方米；5年新增原油加工能力2　000万吨，加工能力达12　500万吨左右。大庆油田产量稳定在4　500万吨，西部新疆、长庆、塔里木油田油气当量产量超过千万吨。建成西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰线和冀宁联络线等5条干线；兰成渝成品油管道、中哈原油管道建成投产。国际业务由合作开采向跨国并购、风险勘探和上下游一体化经营跨越，建成油气生产能力5　000万吨以上，形成了非洲、中亚—俄罗斯、美洲、亚太、中东等5个油气生产区。2006年，该集团将稳定东部、发展西部，立足大盆地，坚持油气并举，并把油气勘探放在首位。重点做好大庆、辽河等东部老区调整和综合治理，加快渤海湾开采步伐，加快新疆、长庆、塔里木等西部原油产能建设。加强塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木和松辽等盆地的天然气勘探，扩大塔里木、川渝、长庆、大庆和青海等主力气区产能，加快形成天然气生产基地。到2010年，该集团目标是油气当量产量达到2亿吨水平，并形成松辽盆地、新疆地区2个油气当量5　000万吨、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地2个油气当量2　500万吨和四川盆地油气当量1　500万吨等5个重要油气生产基地。