证券代码： 600759 证券简称：ST 洲际 公告编号：2024-027号
洲际油气股份有限公司关于上海证券交易所
对公司 2023 年年度报告的信息披露问询函的
回复公告
本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，
并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。
重要提示：
1、公司完成重整后，营业收入及利润贡献将依托油气销售板块，公司业绩将受
国际油价变动、原油产销量、资源国法律法规变动等因素影响具有不确定性，国际原
油价格又受制于受全球及地区政治经济的变化、原油供需状况及具有国际影响的地缘
政治事件等多方面因素的影响。
2、根据行业特点及国际惯例，公司聘请第三方储量评估机构对公司油气储量进
行定期评估，主要基于国际通用准则石油资源管理系统（ Petroleum Resources
Management System,PRMS)的储量评估方法。PRMS 储量体系综合考虑了储量的已发现、
剩余、经济、可采四个属性，以及项目成熟度，这些因素共同影响储量评估结果。
2024 年 5 月 17 日，洲际油气股份有限公司（以下简称“洲际油气”或“公司”）
收到上海证券交易所发来的《关于洲际油气股份有限公司 2023 年年度报告的信息披
露问询函》（上证公函[2024]0584 号）（以下简称“《问询函》”），现就函件中有
关问题回复如下：
一、年报显示，2023 年度公司实现营业收入 27.26 亿元，同比下降 3.87%，扣非
前后的净利润分别为 12.70 亿元、2.19 亿元，均同比由负转正。其中，油气销售业
务均为海外收入，运营区块主要集中在哈萨克斯坦，主力在产项目为马腾油田和克山
油田，报告期内实现营收 26.92 亿元，毛利率为 61.96%，同比下降 5.78 个百分点；
公司归母净利润季度波动较大，一季度至四季度分别实现净利润为-0.25 亿元、0.094
1
亿元、0.75 亿元、12.11 亿元。报告期内，公司原油生产量 75.47 万吨，销售量 75.28
万吨，分别同比下降 9.95%、8.80%。此外，报告期内公司前五大客户销售额占比 81.05%。
请公司：（1）结合油田所处地理区位详细披露油气销售业务的开展情况，包括
油气开采、储存、运输、销售模式，收入确认方式、时点等，以及公司油气业务在哈
萨克斯坦地区所处行业位置、上下游产业情况、主要竞争对手以及公司竞争优劣势；
（2）结合公司原油生产量、销售量波动、价格变动及同行业对比情况，补充说明报
告期内营收下滑但扣非后净利润转正的具体原因及合理性，以及公司净利润季度波动
大的原因，是否与行业趋势一致，相关业绩增长是否具备可持续性；（3）补充披露
油气业务前五大客户及供应商的名称、所在地、业务往来内容、交易金额、回款情况、
收入确认金额、合作期限，说明是否存在关联关系，以及公司是否存在对单一客户较
大依赖的情形，是否符合行业惯例；（4）结合行业发展趋势、同行业可比公司情况、
原油价格波动等影响因素，补充说明油气业务毛利率下滑的具体原因，是否与行业趋
势相符并提示相关风险；（5）请公司结合哈萨克斯坦当地的税收政策及公司近三年
纳税情况补充说明对公司收入利润的影响。
请年审会计师对上述问题发表意见，并进一步结合公司海外收入占比高、客户集
中度高等情况，说明针对公司营业收入执行的审计程序，对其收入真实性、成本费用
完整性的核查手段、核查范围、核查比例及相关财务报表科目的核查覆盖率。
公司回复：
（1）结合油田所处地理区位详细披露油气销售业务的开展情况，包括油气开采、
储存、运输、销售模式，收入确认方式、时点等，以及公司油气业务在哈萨克斯坦地
区所处行业位置、上下游产业情况、主要竞争对手以及公司竞争优劣势。
目前公司的运营区块主要集中在哈萨克斯坦，马腾、克山项目油田均位于哈萨克
斯坦滨里海盆地，是国际公认的油气富集而勘探开发程度较低的区域之一。
马腾公司卡拉油田位于哈萨克斯坦阿特劳州 Zhylyoi 区，卡拉油田矿权边界拐点
坐标为：
卡拉油田拐点 经度 纬度
1 53°23'26.3702" 46°17'34.4528"
2 53°25'06.0497" 46°14'32.8680"
3 53°25'00.4776" 46°13'04.7774"
4 53°24'20.3608" 46°12'19.3963"
5 53°21'06.5010" 46°12'28.3075"
6 53°20'53.7756" 46°15'23.9820"
2
7 53°22'00.1970" 46°16'15.7699"
8 53°22'28.7729" 46°17'36.4101"
马腾公司东科油田位于哈萨克斯坦阿特劳州 Zhylyoi 区，东科油田矿权边界拐点
坐标为：
东科油田拐点 经度 纬度
1 53°16'48" 46°12'08"
2 53°15'46" 46°13'05"
3 53°16'16" 46°14'21"
4 53°17'42" 46°14'39"
5 53°18'41" 46°13'40"
6 53°18'07" 46°12'51"
马腾公司马亭油田位于哈萨克斯坦阿特劳州 Kyzylkoga 区，马亭油田矿权边界拐
点坐标为：
马亭油田拐点 经度 纬度
1 53°36'30" 47°51'15"
2 53°35'35" 47°52'45"
3 53°36'05" 47°53'20"
4 53°38'10" 47°53'30"
5 53°40'00" 47°53'10"
6 53°40'40" 47°53'15"
克山公司莫斯科耶油田位于哈萨克斯坦阿特劳州 Zhylyoi 区，莫斯科耶油田矿权
边界拐点坐标为：
莫斯科耶油田拐点 经度 纬度
1 53°07'00" 45°58'52"
2 53°08'49" 46°00'46"
3 53°11'05" 46°00'57"
4 53°12'29" 46°00'00"
5 53°13'47" 46°00'38"
6 53°14'15" 46°00'28"
7 53°12'43" 45°58'58"
8 53°11'28" 45°58'05"
9 53°07'32" 45°57'20"
10 53°06'00" 45°57'15"
11 53°07'20" 45°58'46"
12 53°07'24" 45°58'19"
13 53°07'51" 45°58'46"
3
克山公司卡拉套油田位于哈萨克斯坦阿特劳州 Makhambet 区，莫斯科耶油田矿权
边界拐点坐标为：
卡拉套拐点 经度 纬度
1 52°22'13" 47°40'04"
2 52°22'00" 47°40'13"
3 52°23'28" 47°40'09"
4 52°23'14" 47°39'51"
5 52°22'40" 47°39'37"
6 52°22'08" 47°39'41"
2023 年，马腾、克山共计产油 75.47 万吨。马腾项目以完善注采井网并配合三次
采油方法，降低综合递减为工作方向，坚持贯彻执行降本增效的经营理念，全年在钻
井、生产作业、地面工程等各项工作顺利实施的保障下，超额完成原油产量计划任务，
全年完成原油产量 26.4986 万吨，圆满完成年度各项计划生产经营指标。克山项目坚
持提升产能建设质量，以控制含水上升速度，减缓油田综合递减为工作方向，坚持贯
彻执行降本增效的经营理念，全年完成原油产量 48.9746 万吨，全面达成本年度各项
生产经营任务指标。
马腾、克山项目油田建立了完善的地面配套系统，形成了以联合站、注水站、集
油干线、注水干线为中心的油气集输系统和注水系统。油田联合站和交油点配套有
1000m3 原油储罐 12 个，2000m3 原油储罐 5 个，5000m3 原油储罐 3 个，完全满足油田日
常生产和存储需求。
马腾、克山项目油田均位于哈国国家石油运输公司(KTO)输油管道附近，公司采
用有效的原油集输和处理方式将合格的原油输送至客户约定的指定地点。油田生产的
原油，通过油田内部自有输油管道密闭输送，集输至油田联合站进行处理，经处理后
的商品油通过自有管道或租赁油罐车运输至哈萨克国家石油运输公司（KTO）的交油
点交油，进一步经 KTO 管道系统输送至出口装船港口或哈国境内炼厂。
公司销售业务分为出口和哈国内销，销售模式为自主销售。2023 年全年原油销售
量共计 75.28 万吨，其中出口原油量占比 55%，内销原油量占比 45%。2023 年公司出
口原油全部通过 CPC 里海石油管道过境俄罗斯后进入国际市场，出口的交货方式为
FOB 俄罗斯新罗西斯克港口，原油在目的港完成装船时，控制权由卖方转移至买方。
CPC 管道全称 Caspian Pipeline Consortium（里海管道财团），连接哈萨克斯坦西
部油田和俄罗斯里海沿岸油田直至黑海港口新罗西斯克，管道全长 1511 公里。通过
4
CPC 管道在黑海装船出口的原油品种为 CPC Blend，主要来自哈萨克斯坦，亦混有俄
罗斯轻质油与凝析油。CPC Blend 是典型的轻质低硫原油。CPC Blend 原油出口目的
地主要集中在欧洲国家，其中意大利 22％、荷兰 10％、法国 8％、土耳其 8％，西班
牙 7％，亚洲市场客户主要为韩国 8％、中国 6％、印度 4％。
马腾公司和克山公司原油通过 CPC 管道出口到欧洲为 CPC Blend 品种原油，按
照国际惯例 CPC Blend 品种原油以即期布伦特原油价格(Brent Dated)定价。作为世界
上最具流动性的原油之一，布伦特原油直接或间接地构成了全球 78%以上出口原油的
定价基准，包括俄罗斯乌拉尔原油、CPC Blend 原油、尼日利亚和安哥拉的西非原油，
以及欧佩克最大产油地的中东原油。
公司原油出口业务定价以《Platt’s Crude Oil Marketwire》公布的即期布伦特原油
价格（Brent Dated）为计价基准，计价方式为：海运提单日当天的即期布伦特原油价
格（Brent Dated）减去折扣（含 CPC Blend 与 Brent Dated 价差、船运费、油商利润）。
付款条件为装船海运提单日后第 30 天 100%电汇付款（海运提单日为第 0 天）。装船
后约 15-20 天与买方确认最终定价和折扣组成明细价格，向买方开具销售发票，发票
包含出口合同及附件编号、海运提单日期、提单编号、油轮名称、Brent Dated 价格
($/bbl), 折扣($/bbl)，结算单价（$/bbl）、数量（t）、数量（bbl）、总价($)等信息。
买方收到发票后在海运提单日第 30 天按期付款。以海运提单日期为确认收入的时点，
基于海运提单、价格折扣支持文件、销售发票等文件确认收入。
由于哈萨克斯坦法律环境改变，2023 年 1 月起哈萨克斯坦内销市场发生结构性
改革，马腾、克山开启内销原油加工、成品油销售新业务。内销原油由马腾、克山根
据能源部配额办理输油手续运输至哈国境内炼厂加工，然后销售成品油，主要产品包
含汽油、柴油、航煤、重油、石油焦、硫磺、液化气等。成品油客户主要为哈国境内
加油站零售商、批发商、贸易商、终端用户等。成品油销售价格参照政府指导价和 Argus
公布的哈国成品油市场交易价格区间，根据交易时哈国内成品油市场供需情况，通过
买卖双方谈判确定。付款方式为签订合同后三个工作日内买方 100%预付款。收到预付
款以后，根据买方订单发货申请，卖方开始向炼厂申请出库发货。成品油的运输方式
为铁路罐车运输或公路汽运罐车运输，根据销售合同，成品油交货方式主要为 EXW 炼
厂交货，油品从炼厂储罐完成铁路罐车或者汽运罐车装车时，实现控制权由卖方转移
至买方，此时双方确认电子运单。电子运单包含开票日期、货物品名、数量、单价、
总价、增值税等信息。同时由炼厂、卖方、承运人签署货物交接单，作为双方货物交
5
接的凭证，该交接单包含铁路或汽车运单号、罐车编号、罐车类型、油品密度、装运
数量、铅封编码等信息。基于以上电子运单和交接单，卖方向买方开具销售发票。销
售发票是确认销售收入所必须的凭证，销售发票应详细列明销售商品的名称、数量、
单价、金额等信息。电子运单、货物交接单、销售发票三者日期一致，为该批次货物
完成装车发运的日期，以该日期为确认收入的时点，基于以上文件确认收入。
2023 年哈萨克斯坦原油及凝析油产量 8990 万吨。根据哈萨克斯坦能源部统计数
据，原油开采最多地区的是阿特劳州，占 58.6%，其次是曼吉斯套州（18.5%）、西哈
州（13.65%）、阿克纠宾州（5.1%）、克孜勒奥尔达州（4.1%），江布尔州和东哈州
（0.05%）。2023 年马腾原油产量、克山原油产量共计 75.47 万吨，在哈萨克斯坦石
油公司（约 100 家）原油产量中排名第 12 位。
上下游产业情况：马腾公司和克山公司上游产业包括在哈多个油气田的勘探和开
发权益，公司在此方面投入了大量资源，从而增强其上游竞争力。中游产业涉及油气
运输和储存，马腾公司和克山公司自行建设约 45km 的油田自用输油管道和存储能力
约 3.5 万吨的储油设施，能够有效管理油气的运输和储存，确保供应链的顺畅运行。
目前公司下游业务主要为成品油销售，通过委托炼厂加工内销原油后自行销售成品油
达到拓展下游业务的目的。
公司主要竞争对手包括：Kaz Munay Gas（哈萨克斯坦国家石油公司）、中石油
（CNPC）、雪佛龙（Chevron）等。公司竞争优势主要有以下三点：1、马腾公司和克
山公司在哈萨克斯坦有较好的资源布局，能够充分利用当地的油气资源。2、通过与
国际公司合作，获得了先进的勘探开发技术，提高了采油效率。3、作为中型企业，能
够快速适应市场变化，相对灵活地调整生产和销售策略。公司劣势为：1、相较于国
家石油公司和国际石油巨头，马腾公司和克山公司的规模和资本较小，在大型项目和
市场拓展中可能处于劣势。2、公司在扩展新项目和投资新领域方面可能面临更多挑
战。3、下游产业参与度低，使得公司在油气价格波动时承受较大风险，对下游市场
的依赖性较高。
（2）结合公司原油生产量、销售量波动、价格变动及同行业对比情况，补充说
明报告期内营收下滑但扣非后净利润转正的具体原因及合理性，以及公司净利润季度
波动大的原因，是否与行业趋势一致，相关业绩增长是否具备可持续性；
报告期内公司实现营业收入 27.26 亿元，较去年减少 1.10 亿元；实现归属上市
6
公司股东扣除非经常性损益净利润 2.19 亿元，较去年增长 1.23 亿元，主要系本年度
公司实施重整计划，对重整计划内的债务于 2023 年 9 月 20 日停止计息，利息费用较
上年减少 0.96 亿元所致。
公司完成重整后，境内债务通过重整得以全部清偿，截至 2023 年 12 月 31 日，
公司的资产负债率从 69.21%降至 37.16%，在 2024 年按照重整方案清偿完毕所有债务
后，资产负债率将进一步下降，约为 34%，其中有息负债率仅为 7%，财务状况和资本
结构得到极大的改善和优化，公司的运营更加健康和稳健，降低了财务风险。公司自
2014 年收购马腾公司、2015 年收购克山公司以来，马腾公司（2015 年起含克山公司）
2014 年-2023 年实现的净利润分别为 25,871.8 万元、7,072.02 万元、2,952.16 万
元、27,843.2 万元、57,604.24 万元、55,800.84 万元、5,463.64 万元、53,303.52
万元、56,381.75 万元、51,603.58 万元，合计共 343,896.75 万元（以上数据均为扣
除苏克股权公允价值变动后的利润数据），可以看出项目公司自收购以来生产运营一
直处于稳定盈利的状态。同时随着公司负债的大幅降低，后续每年的利息费用相较
2021 年、2022 年预计将减少约 4.64 亿元（其中 2021 年、2022 年平均利息支出约
3.64 亿元，担保损失利息支出约 1 亿元），对未来年度公司的盈利水平产生持续的积
极影响。
但公司完成重整后，营业收入及利润贡献将依托油气销售板块，公司业绩将受国
际油价变动、原油产销量、资源国法律法规变动等因素影响具有不确定性，国际原油
价格又受制于受全球及地区政治经济的变化、原油供需状况及具有国际影响的地缘政
治事件等多方面因素的影响。
具体分析如下：
<1>报告期内公司原油产量、销售量、价格变动等具体情况及原因分析
项目 2023年度 2022年度 变动 变动率
原油生产量（吨） 754,731.00 838,116.00 -83,385.00 -9.95%
原油销售量 752,801.58 825,475.33 -72,673.75 -8.80%
国际布伦特原油价格均值（美元/桶）81.90 98.38 -16.48 -16.75%
营业收入 2,726,399,499.39 2,836,218,400.04 -109,818,900.65 -3.87%
营业成本 1,041,703,848.87 922,279,915.86 119,423,933.01 12.95%
税金及附加 610,460,607.63 761,194,663.42 -150,734,055.79 -19.80%
管理费用 257,925,324.11 204,240,072.52 53,685,251.59 26.29%
利息支出 412,443,505.33 508,214,109.24 -95,770,603.91 -18.84%
油气销售业务所得税费用 211,097,301.42 411,747,033.71 -200,649,732.29 -48.73%
如上表所示，公司 2023 年度营业收入 27.26 亿元，较去年减少 1.10 亿元；实现
归属于上市公司股东扣除非经常性损益净利润 2.19 亿元，较去年增长 1.23 亿元，原
7
因如下：
1、收入减少 1.1 亿元：公司 2023 年度实现营业收入 27.26 亿元，较上年减少
3.87%，其中油气销售业务收入 26.92 亿元，包含原油销售收入 20.47 亿元，成品油
销售收入 8.71 亿元，原油业务与成品油业务内部交易抵消后，油气销售业务收入
26.92 亿元，较上年减少 1.1 亿元，减少 3.75%。收入减少主要由于原油产销量下降
及国际油价下降，2023 年产量较上年减少 9.95%，导致原油销量减少 8.8%；2023 年
度国际布伦特原油均价较上年下降 16.75%，导致公司油气销售业务收入下降。
2、营业成本增长 1.2 亿元：主要由于原油销售内销部分炼化为成品油销售，成
品油加工成本增加；
3、税金及附加减少 1.5 亿元：由于国际油价下跌，销量下降，导致出口收益税、
出口关税等油气业务相关税费减少；
4、管理费用增加 0.5 亿元：由于人员增加及公司各项业务的开展，职工薪酬、
行政性费用等增加；
5、利息支出减少 0.96 亿元：2023 年度公司执行重整计划，重整日 9 月 20 日后
的纳入重整计划的债务不再计息，利息支出减少；
6、油气业务所得税费用减少 2 亿元：由于油气销售价格及销量下降，收入下降，
油气业务所得税费用及超额利润税减少。
<2>报告期内净利润波动原因及与同行业趋同情况
2023 年度，各季度实现收入分别为 5.41 亿元、7.27 亿元、7.77 亿元、6.82 亿
元，收入来源主要为油气开采、销售业务，各季度布伦特平均油价分别为 81.55 美元
/桶、77.96 美元/桶、85.49 美元/桶和 82.28 美元/桶。第一季度，由于哈萨克斯坦
法律环境改变，2023 年 1 月起哈萨克斯坦内销市场发生结构性改革，马腾、克山开启
内销原油加工、成品油销售新业务。第一季度末未完成销售的部分成品油存货约 0.55
亿元，导致第一季度收入较其他季度较少，除第一季度外，各季度收入变动与国际布
伦特油价变动趋势基本相同。
2023 年度，公司各季度净利润分别为-2,514.89 万元、940.77 万元、7,495.62 万
元和 121,081.44 万元，各季度利润不均衡，与行业变动趋势不一致的主要原因如下：
1、投资收益-重整收益的确认：2023 年 12 月公司重整计划执行完毕，在第四季
度根据企业会计准则相关规定确认重整收益 29.77 亿元。
2、利息支出全年发生不均衡：利息支出主要为洲际油气总部的利息支出及子公
8
司马腾的贷款利息支出，2023 年 9 月 20 日海口中级人民法院受理公司重整计划（以
下简称“重整受理日”），重整受理日后，纳入重整范围内的债务停止计息，所以公
司第一、二季度利息支出较大，第三季度利息支出由于重整债务停息而降低，第四季
度仅对未纳入重整计划的债务计息，导致利息支出全年发生不均衡。
3、资产减值损失的计提：第四季度，计提油气资产减值损失 0.64 亿元。
4、资产处置损失：2023 年 12 月公司重整计划执行完毕，根据重整计划处置资
产，产生资产处置损失 8.90 亿元。
（3）补充披露油气业务前五大客户及供应商的名称、所在地、业务往来内容、
交易金额、回款情况、收入确认金额、合作期限，说明是否存在关联关系，以及公司
是否存在对单一客户较大依赖的情形，是否符合行业惯例。
<1>前五大客户情况
公司前五大客户均来自公司的原油及成品油销售客户，销售回款均在合同约定的
账期内回款或 100%预收款，具体情况列示如下表：
前五大客户 单位：人民币万元
业务
所在 收入确认
名称 往来 合作期限 交易金额 回款 情况
地 金额
内容
期末应收款项已
Vitol Energy 原油销 2019 年至
瑞士 176,022.90 176,022.90 于 2024 年 2 月
Trading SA 售 今
收到全部回款
原油/ 期末应收款项已
Nur Oil Treid 哈萨克 2018 年至
成品油 24,719.27 24,719.27 于 2024 年 2 月
TOO 斯坦 今
销售 收到全部回款
本期收入已于
Green Power 哈萨克 成品油 2023 年至
9,326.65 9,326.65 2023 年 12 月收
Market TOO 斯坦 销售 今
到全部回款
期末应收款项已
哈萨克 成品油 2023 年至
LT-TRADE TOO 6,414.24 6,414.24 于 2024 年 3 月
斯坦 销售 今
收到全部回款
期末应收款项已
哈萨克 成品油 2023 年至
Petro Munai TOO 4,481.72 4,481.72 于 2024 年 1 月
斯坦 销售 今
收到全部回款
*公司与以上客户均不存在关联关系。
公司销售业务包括出口和内销两个部分。公司目前有多方向的出口销售渠道，通
过持续跟踪原油市场动态、对比分析各方向的出口效益，调整和优化出口方向。2023
9
年公司出口业务以欧洲方向为主,客户为 Vitol 集团,出口销售收入占公司总收入的
64.56%，是公司销售业务的重点。内销部分原油经炼厂加工后出售成品油，成品油销
售价格大多受哈国政府管控，与布伦特油价变动相关性较小。
公司对第一大客户 Vitol 的依赖度较高，与行业特性及惯例相关。客观上公司原
油出口占收入比重很高，为规避俄乌战争对哈萨克斯坦原油出口价值低估的影响，近
几年公司出口业务主要通过 CPC 管道出口。公司销售这一布局符合国家、地区特点和
行业惯例。销售客户较为集中的原因为：哈萨克斯坦作为典型的内陆国家，没有出海
口，其原油出口主要过境俄罗斯进入国际市场。由于俄罗斯指定港口用于装船出口哈
萨克斯坦石油，和过境运输距离长、过境运输手续复杂、单个生产商存在资源量不足
需要拼装油轮等因素，一般贸易商很难有购买实力。从 2023 年的实际情况来看，马
腾公司和克山公司的月出口量在 3 万吨左右，而原油出口均使用 13.5 万吨或 8 万吨
装载量的油轮，对于普通的石油生产商并不能在数量上满足装载要求，出口原油通常
由两家或三家石油生产商进行拼船运输。Vitol 由于具有很强的贸易实力和运输组织
能力，深谙欧亚大陆开展石油贸易的规律，长期以来获得了多个资源国政府的认可和
支持，作为固定贸易商基本垄断了大部分哈萨克斯坦矿税制石油生产商的出口资源。
因此，公司的选择立足于国际原油市场特点和哈萨克斯坦国情，符合石油行业惯例。
<2>公司前五大供应商情况
公司 2023 年度前五大供应商全部来自于油气业务供应商，主要为公司提供钻井、
管输等服务，前五大供应商均与公司无关联关系，具体情况列示如下表：
前五大供应商 单位：人民币万元
名称 所在地 业务往来内容 合作期限 交易金额
НТиИК Цинлун ТОО 哈萨克斯坦 钻井服务 2023 年至今 11,659.32
КТК-Р ЗАО 俄罗斯 管输服务 2014 年至今 9,802.20
ЕМГ СтройСервис-Атырау ТОО 哈萨克斯坦 油品拉运 2014 年至今 7,133.98
Loong Sapphire International ТОО 哈萨克斯坦 物资供应 2021 年至今 4,367.72
Премиум Ойл Транс ТОО 哈萨克斯坦 成品油铁路运输 2023 年至今 3,688.53
（4）结合行业发展趋势、同行业可比公司情况、原油价格波动等影响因素，补
充说明油气业务毛利率下滑的具体原因，是否与行业趋势相符并提示相关风险。
2023 年度公司油气业务毛利率为 61.96%，较 2022 年度下降 5.78 个百分点，其
主要原因有：1.收入受布伦特油价下降及销量下降影响，油气业务收入较上年减少
3.75%，其中由于布伦特原油价格较上年减少 16.75%，导致公司原油销售价格下降
10
7.11%；由于产量下降 9.95%，导致销量下降 8.8%；2. 由于原油销售内销部分转换为
自主炼化为成品油销售，成品油加工成本增加，导致油气业务成本增加。
在销量和价格降低的影响下马腾和克山 2023 年油气业务收入较 2022 年降低了
约 3.02 亿人民币。根据哈萨克政府法律规定，马腾和克山公司 2023 年开启了内销原
油加工、成品油销售的新业务的情况下，成本中新增了加工费、成品油运输费、炼化
添加剂等费用，致使油气行业成本增加。
与本公司可比的在哈萨克斯坦生产销售石油的公司销售毛利率列示如下：
可比公司名称 2023 年度毛利率 2022 年度毛利率 变动
ТОО Жаикмунай 33% 53% 下降 20 个百分点
АО КМК МУНАЙ 47% 56% 下降 8.86 个百分点
АО Каражанбасмунай 51% 62% 下降 11.19 个百分点
由上表可以看出，可比公司毛利率 2023 年度较 2022 年度都有所下滑，2023 年
度行业毛利率同比下滑主要是由于国际原油价格环比下降及国际经济形式放缓导致
需求减少所致。
行业情况及风险：
回顾 2022 年全球能源业呈现出 4 个方面的显著特点。一是全球能源消费量再创
新高。一是能源消费 143.66 亿吨油当量，同比增长 2.2%，基本回归至 2020 年之前平
均增长水平。二是全球能源贸易和供需格局发生深刻变化。国际油气贸易流向由“逆
时针”转向“顺时针”，亚太与欧洲供应来源转换，欧洲油气“脱俄倚美”，俄罗斯
油气出口“转东向南”。美国与欧佩克形成两极格局，成为全球新增产量的主要来源。
三是国际能源价格体系动荡紊乱。不同能源品种正常比价关系发生改变，煤价、电价、
关键矿产资源价格飙涨。四是各国政策加强对能源行业干预。维护能源供应安全成为
消费国能源政策的首要目标，从效率优先转变为安全优先，强化对能源产业链的控制。
2022 年，布伦特原油期货全年均价为 98.38 美元/桶，同比上涨 27.74 美元/桶，涨幅
39.27%，均价接近 2014 年水平。
而到了 2023 年，国际形势波谲云诡，美联储加息导致高利率冲击，以及俄乌冲
突、巴以冲突等地缘动荡的影响，需求增速放缓、上游投资减弱，而债务扩大，全球
经济风雨飘摇。作为最重要的大宗商品的原油同样经历了来自宏观经济的压力，供应
中断的风险和需求下降预期的制约，暴涨暴跌、一波三折。2023 上半年，国际原油宽
幅震荡走跌。主要受欧美通胀水平下降缓慢，美联储及欧洲央行持续加息对经济产生
负反应，全球需求前景渺茫，经济衰退风险概率加大。尤其是 3 月份，欧美银行业危
11
机爆发，更加剧了油价的跌势。期间石油输出国组织及其盟友(OPEC+)紧急对油价预
期管理，大规模减产，对油价起到托底的作用，止住了油价下滑态势。到了下半年，
在 OPEC+延续减产的背景下，叠加美国进入夏季，夏季是成品油消费旺季，市场在供
应紧张和需求旺盛的加持下，油价持续上涨，这波单边上涨行情主要集中在 7 月到 9
月中上旬。9 月中下旬以后市场进入下跌通道，主因美联储加息预期升温，以及高利
率环境对经济带来实质性的压力，需求预期下降。同时 OPEC+深化减产的力度并没有
得到市场认可，油价展开下半年最大的一波跌势。虽然 10 月初爆发了巴以冲突，供
应中断风险影响下，油价短期上涨，但依然没有挽回颓势。油价从 90 美元上方跌落
到 70 美元区间。
公司的原油销售价格参照国际原油价格确定，国际原油价格受全球及地区政治经
济的变化、原油供需状况及具有国际影响的地缘政治事件等多方面因素的影响。因此，
公司的主要产品原油存在一定的价格波动风险。公司将积极关注国内外经济和政治形
势，因势利导，以降低市场风险。
（5）请公司结合哈萨克斯坦当地的税收政策及公司近三年纳税情况补充说明对
公司收入利润的影响。
<1>公司在哈萨克斯坦开展油气勘探、开发、销售等业务，在哈萨克斯坦主要涉
及税种如下：
1．增值税：公司控股子公司马腾公司、克山公司、马腾贸易公司、克山贸易公司
根据哈萨克斯坦共和国税收条例规定，按哈萨克斯坦国内应税销售收入的 12%缴纳，
出口产品适用零税率。
2．出口收益税：马腾公司和克山公司原油产品出口适用出口收益税，出口收益
税税率随原油出口价格的波动而变动，适用全额累进税率，具体税率如下：
级次 市场价格 税率（%）
1 小于或等于40美元一桶 0
2 40美元到50美元一桶 7
3 50美元到60美元一桶 11
4 60美元到70美元一桶 14
5 70美元到80美元一桶 16
6 80美元到90美元一桶 17
7 90美元到100美元一桶 19
8 100美元到110美元一桶 21
12
级次 市场价格 税率（%）
9 110美元到120美元一桶 22
10 120美元到130美元一桶 23
11 130美元到140美元一桶 25
12 140美元到150美元一桶 26
13 150美元到160美元一桶 27
14 160美元到170美元一桶 29
15 170美元到180美元一桶 30
16 180美元以上 32
3．矿产资源开采税
马腾公司和克山公司原油开采适用矿产资源开采税，其中出口部分按以下明细适
用全额累进税率，内销部分减半征收：
级次 原油年度生产量（千吨） 税率（%）
1 小于或等于250 5
2 250到500 7
3 500到1000 8
4 1000到2000 9
5 2000到3000 10
6 3000到4000 11
7 4000到5000 12
8 5000到7000 13
9 7000到10000 15
10 10000以上 18
4．关税：原油出口关税 2016 年 1 月至 2 月适用 40 美元/吨的税率，2016 年 3 月
1 日起根据原油市场价格适用全额累进税率，税率从 0 到每吨 236 美元（油价大于每
桶 185 美元时）不等。
5. 消费税，销售成品油征收消费税，汽油：38,134 坚戈/吨、柴油：35,726 坚
戈/吨；公司自 2023 年加工成品油，开始涉及消费税。
6．企业所得税和超额利润税：马腾公司、克山公司、马腾贸易公司、克山贸易公
司按应纳税所得额的 20%缴纳企业所得税；
马腾公司和克山公司矿产资源使用合同取得的净收益（收入减去税法中规定的扣
除项目）超过税法中规定的扣除项目 25%的部分适用超额利润税，税率适用超额累进
税率，具体明细如下：
13
级次 超额利润税应税所得超过扣除项目的范围 税率（%）
1 小于或等于25%的部分 0
2 超过25%但小于或等于30%的部分 10
3 超过30%但小于或等于40%的部分 20
4 超过40%但小于或等于50%的部分 30
5 超过50%但小于或等于60%的部分 40
6 超过60%但小于或等于70%的部分 50
7 超过70%的部分 60
<2>公司近三年在哈萨克斯坦税负情况列示如下 （单位：人民币万元）
税目 2021 年度 2022 年度 2023 年度
增值税 -687 2,183 3,031
消费税 10,432
关税 24,173 26,568 22,431
出口收益税 30,725 49,199 27,787
超额利润税 2,831 17,910 4,036
企业所得税 20,903 23,265 17,074
矿产资源税 14,665 14,963 10,909
合计 92,610 134,088 95,700
占油气销售收入的比重 38.61% 48.35% 35.55%
近三年，公司在哈萨克斯坦的税负占油气销售收入的比分别为 38.61%、48.35%、
35.55%，对公司利润有较为重大的影响。影响公司税负的主要因素为国际油价水平、
原油产销量、内外销比等。2021 年至 2023 年度，国际布伦特油价均价分别为 70.64
美元/桶，98.38 美元/桶和 81.90 美元/桶，总体呈低高低的趋势；公司产量 2021 年
至 2023 年分别为 93.23 万吨，83.81 万吨，75.47 万吨，呈逐渐下降的趋势。
出口收益税和关税：由前述税种介绍可知，出口收益税和关税的税率根据国际油
价不同，适用不同的税率并且采用全额累进税率，油价越高，税率越高，税负越重，
公司近三年出口收益税和关税的变动呈现低高低，趋势与国际油价变动一致。2023 年
度出口收益税和关税较 2022 年度下降，主要由于国际油价下降、销量下降。
消费税：由于哈萨克法律法规的变动，2023 年马腾公司和克山公司在哈萨克斯坦
境内销售的原油，要炼化为成品油对外销售，所以自 2023 年开始公司在哈萨克斯坦
有消费税纳税义务，税率为：汽油：38,134 坚戈/吨、柴油：35,726 坚戈/吨。2023
年消费税税负为 10,432 万元。
矿产资源税：哈萨克斯坦矿产资源开采税出口部分以国际油价计算的销售收入为
14
税基，根据年度开采数量，确定税率，并采用全额累进税率，税率为 5%到 18%，内销
及自用部分税率减半。2022 年度矿产资源税与 2021 年度基本持平，主要由于虽然
2022 年度产量较 2021 年度下降，但是国际油价上涨，综合影响 2022 年度与 2021 年
度矿产资源税持平；2023 年度，国际油价较 2022 年度下降 16.75%，产量比 2022 年
度下降 9.95%，双重因素导致矿产资源税下降 27.09%。
超额利润税和企业所得税：马腾公司、克山公司、马腾贸易公司、克山贸易公司
按应纳税所得额的 20%缴纳企业所得税；马腾公司和克山公司矿产资源使用合同取得
的净收益（收入减去税法中规定的扣除项目）超过税法中规定的扣除项目 25%的部分
适用超额利润税，税率适用超额累进税率。对其产生影响的因素有原油的产量、销量、
销售价格、内外销比列、CAPEX 投入、生产成本、管理费用，同样是因为三年的油价
和销量的变化导致税负发生变化，另外超额利润税还与当期的资本性投入有关，投入
越大，超额利润税越低。
公司持续密切关注哈萨克斯坦税收政策的变化，并制定相应的策略来优化税收措
施，降低税务成本，提高盈利水平。
自 2022 年 2 月俄乌武装冲突爆发以来，地缘政治形势发生了急剧变化，“西方
集体”开始对俄罗斯联邦实施一揽子政治和经济制裁，直接导致波罗的海港口（乌斯
特卢加）出口的俄罗斯原油的国际价格贴水上升。公司为了避免损失，及时调整出口
路线，改变从 PJSC Transneft（阿特劳-萨马拉-乌斯特卢加）到 PJSC CPC（阿特劳-
新罗西斯克）的主要管道石油出口。从而使公司收入及利润未受到大的影响。
在 2021-2023 年期间，哈萨克斯坦政府没有对税法进行重大修改，公司的税目没
有发生重大的改变。与此同时，哈萨克斯坦共和国 2011 年 7 月 20 日通过的《关于国
家调整石油产品生产和流通的国家监管法》于 2023 年 1 月 12 日和 3 月 3 日部分生
效，后来又对该法进行了修订，以排除炼油厂石油供应系统中的中间商，保证油公司
的利益。2023 年对该法进行了修正，要求矿产资源使用者成立贸易公司，加工原油并
销售石油产品，销售净收入的部分可列入石油合同外业务，不纳入超额利润税的征收
对象，这有助于减轻公司税收负担。
会计师回复：
公司主要资产、主营业务主要集中在境外哈萨克斯坦，我们在审计过程中，对境
外公司进行了现场审计，所执行的审计程序包括但不限于管理层访谈、内部控制流程
核查、马腾克山公司及苏克公司各油田矿区现场勘查及盘点、查阅审计相关资料等。
15
同时，针对上述情况，我们执行了如下审计程序：
1. 对营业收入的主要审计程序、核查手段及核查范围如下：
（1）了解、评价和测试与收入确认相关内部控制制度的设计及执行有效性；
（2）复核收入确认的会计政策，判断管理层收入确认的会计政策运用的适当性，
收入确认的会计政策是否得到有效执行；
（3）根据销售流程，检查收入确认的相关单据及文件，根据获取的证据综合判断
收入是否实现：
a)对于原油客户：我们获取并检查了重要客户的业务合同、业务订单、管道及船
运单、出口报关提单、发票、期后回款等；
b)对于成品油客户：我们获取并检查了重要及本年新增客户的业务合同、业务订
单、预收款银行流水、装车单、发票等；
（4）根据销售流程，检查重要客户的业务合同、业务订单、管道及船运单、出口
报关单、发票、期后回款等，根据获取的证据综合判断收入是否实现；
（5）结合应收账款、合同负债及收入的函证、对重要客户的访谈、对出口配额、
管道运输文件的检查以及销售的期后回款测试等程序进一步确认收入的实现；
（6）对收入情况实施同期对比及月度分析程序，判断收入金额是否出现异常波
动的情况；
（7）执行营业收入截止性测试，以评价营业收入是否被记录于恰当的会计期间。
审计程序的核查比例以及相关财务报表科目核查覆盖率：
根据已执行的审计程序获取的证据，核查营业收入的真实性；2023年度公司营业
收入272,639.95万元，检查金额238,466.97万元1，综合检查比例87.46%；其中：通过
发函确认金额61,299.80万元，占比22.48%；通过替代测试确认金额177,167.17万元，
占比64.98%，替代测试检查资料主要包括：业务合同、业务订单、销售发票、管道及
船运单、出口报关提单、期后回款等。对公司第一大客户Vitol Energy Trading SA，
我们通过检查银行对账单确认了其全部回款情况，相关款项全部通过Vitol Energy
Trading SA公司银行账号转出，可以确认其回款的真实性。同时，我们于2024年3月
26日对公司主要客户Vitol Energy Trading SA执行了访谈程序，进一步对收入的真
1 审计程序重复确认部分已扣除
16
实性进行了确认，访谈对象为Vitol集团英国办事处负责CIS独联体国家商业运营及业
务发展的人员以及Vitol集团莫斯科办事处负责CIS独联体国家财务管理的人员。
根据已执行的审计程序获取的证据，核查应收账款的准确性；截止2023年12月31
日，应收账款账面余额10,221.00万元，检查金额7,672.77万元1，综合检查比例75.07%。
其中：通过发函确认金额1,115.38万元，占比10.91%；通过替代测试确认金额6,557.39
万元，占比64.16%，替代测试检查资料主要包括：业务合同、业务订单、销售发票、
管道及船运单、出口报关提单、期后回款、质量银行费用单等。
根据已执行的审计程序获取的证据，核查合同负债的准确性。截止2023年12月31
1
日，合同负债账面余额22,056.74万元，检查金额21,607.05万元 ，综合检查比例
97.96%。其中：通过发函确认金额1,288.65万元，占比5.84%；通过替代测试确认金额
20,318.40万元，占比92.12%，替代测试检查资料主要包括：业务合同、业务订单、期
后确认收入的销售发票、管道及船运单、装车单、出口报关提单等。
2. 对成本费用的主要审计程序、核查手段及核查范围如下：
（1）获取成本及各项期间费用的明细表，复核加计是否正确，并与总账、明细账
核对；
（2）对本期发生的成本及各期间费用，选取样本，检查其支持性文件，确定原始
凭证是否齐全、记账凭证与原始凭证是否相符以及账务处理是否正确；
（3）对运费、资产折旧及折耗、工资、税费等，整体进行测算，检查成本确认的
完整性；
（4）对各期间费用中的工资、折旧等与相关的资产、负债科目核对，检查其勾稽
关系的合理性；
（5）对成本及各期间费用进行同期及分月比较分析，检查是否存在异常；
（6）抽样检查缴税凭证以及相关支持性文件；
（7）对资产负债表日前后确认的成本及各期间费用执行截止测试，检查相关支
持性文件，以评估成本及各期间费用是否在恰当的期间内确认。
审计程序的核查比例以及相关财务报表科目核查覆盖率：
根据已执行的审计程序获取的证据，核查营业成本的完整性；2023 年度公司营业
成本 104,170.38 万元，检查金额 83,283.70 万元 1，综合检查比例 79.95%。其中：通
过发函确认金额 10,893.60 万元，占比 10.46%；通过细节测试确认金额 9,521.90 万
元，占比 9.14%；通过替代测试确认金额 10,693.59 万元，占比 10.26%，替代测试检
17
查资料主要包括：采购合同、采购订单、验收单、采购发票、银行付款单等；通过测
算及重新计算检查确认金额 52,174.61 万元，占比 50.09%，测算及重新计算主要涉及
运费、折耗摊销、工资及税费项目。
根据已执行的审计程序获取的证据，核查应付账款的准确性；截止2023年12月31
日，应付账款账面余额6,164.96万元，检查金额4,966.45万元1，综合检查比例80.56%。
其中：通过发函确认金额3,958.37万元，占比64.21%；通过替代测试确认金额1,008.08
万元，占比16.35%，替代测试检查资料主要包括：采购合同、采购订单、验收单、采
购发票、银行付款单等。
根据已执行的审计程序获取的证据，核查预付账款的准确性；截止2023年12月31
日，预付账款账面余额43,056.07万元，检查金额38,881.68万元 1 ，综合检查比例
90.03%，全部通过发函确认。同时，我们对本期新增供应商进行了背景调查，对交易
合同、银行付款单进行了检查，以确认预付账款的真实性和准确性；另外，我们对公
司新增供应商执行了访谈程序，进一步对采购及预付款的真实性进行了确认。
根据已执行的审计程序获取的证据，核查税金及期间费用的完整性。账面金额、
检查手段、检查范围及比例详见下表：
账面金额 检查金额 检查比例 细节测试检查比 测算及重新计算比
科目
（万元） （万元） （%） 例（%） 例（%）
税金及附加 61,046.06 55,587.32 91.06 0.08 90.33
销售及管理费用 26,684.40 21,262.75 79.68 24.43 55.25
财务费用 42,401.22 41,948.52 98.93 1.66 97.27
注 1：测算及重新计算包括税金及附加测算检查、销售及管理费用中工资、折旧测算检查以
及财务费用中利息支出测算检查。
注 2：审计程序中重复确认部分表内已扣除。
对于公司在哈萨克斯坦当地的税负情况，2023年与油气销售相关税费较2022年存
在大幅下降的税种包括关税、出口收益税、矿产资源税、超额利润税以及企业所得税。
我们关注了税负下降的原因并对涉及税种进行了重新计算，税负变动原因分析如下：
（1） 关税
税目 2022 年度（万元） 2023 年度（万元） 下降金额（万元） 下降比例（%）
关税 26,568 22,431 4,137.23 15.57
原油出口关税=原油出口销量*税率，而税率受原油市场价格影响，因此影响公司
原油出口关税税负的主要因素为原油出口销量及原油市场价格。
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a)原油出口销量影响分析：2023年公司原油出口销量约为41.40万吨，较2022年
外销销量47.15万吨下降12.19%；
b)原油市场价格影响分析：2023年平均国际原油价格约81.90美元/桶，对应年平
均关税税率约73.75美元/吨，2022年平均国际原油价格约98.38美元/桶，对应年平均
关税税率约85美元/吨，2023年较2022年下降13.24%。
除上述两个关键因素外，人民币兑美元汇率贬值也对2023年关税有一定影响。综
合上述三点，2023年度关税金额可以确认，下降原因合理。
（2） 出口收益税
税目 2022 年度（万元） 2023 年度（万元） 下降金额（万元） 下降比例（%）
出口收益税 49,199 27,787 21,412.70 43.52
原油出口收益税=原油出口销量*原油市场价格*税率，而税率受原油市场价格影
响，因此影响公司原油出口收益税税负的主要因素为原油出口销量及原油市场价格。
①原油出口销量影响分析：2023年公司原油外销销量约为41.40万吨，根据吨桶
换算比约1吨=7桶，2023年原油外销销量合289.80万桶。2022年公司原油外销销量约
为47.15万吨，根据吨桶比换算约为330.05万桶，2023年较2022年外销销量下降12.19%；
②原油市场价格影响分析：2023年平均国际原油价格约81.90美元/桶，较2022年
98.38美元/桶下降16.75%；
③全额累进税率影响分析：2023年国际原油价格在72.10美元/桶至94.42美元/
桶浮动，适用税率在16%~19%；2022年国际原油价格在76.45美元/桶至129.18美元/桶
浮动，适用税率在16%~23%，且2023年整体油价水平低于2022年。
除上述三个关键因素外，人民币兑美元汇率贬值也对2023年出口收益税有一定影
响。综合上述四点，2023年度出口收益税金额可以确认，下降原因合理。
（3） 矿产资源开采税
税目 2022 年度（万元） 2023 年度（万元） 下降金额（万元） 下降比例（%）
矿产资源开采税 14,963 10,909 4,053.55 27.09
矿产资源开采税=（内销原油数量*内销原油价格）*适用税率/2+（外销原有数量
*外销原油价格）*适用税率，因此影响公司矿产资源开采税税负的主要因素为原油产
量、原油内外销数量以及原油价格。
① 原油产量影响分析：
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2022 年矿产资源开采
2023 年原油产量 2023 年矿产资源开采税 2022 年原油产量
油田 税
（吨） 适用税率 （吨）
适用税率
卡拉阿尔纳油田 130,283 5%；2.5% 143,484 5%；2.5%
东科阿尔纳油田 23,527 5%；2.5% 27,447 5%；2.5%
马亭油田 111,176 5%；2.5% 112,745 5%；2.5%
莫斯科耶油田 487,539 7%；3.5% 552,202 8%；4.0%
卡拉套油田 2,206 5%；2.5% 2,238 5%；2.5%
合计 754,731 — 838,116 —
2023年原油产量较2022年减少83,385吨，莫斯科耶油田矿产资源开采税适用税率
由8%下降至7%。
② 原油内外销数量影响分析：
2023年原油销售数量为752,801.58吨，较2022年825,475.33吨下降8.80%。
原油内外销数量情况如下；
2023 年度 2022 年度
项目
数量（吨） 占比 数量（吨） 占比
外销 414,001.58 54.99% 471,475 57.12%
内销 338,800.00 45.01% 354,000 42.88%
合计 752,801.58 100.00% 825,475.33 100.00%
③原油市场价格影响分析：2023年平均国际原油价格约81.90美元/桶，较2022年
98.38美元/桶下降16.75%。
除上述三个关键因素外，人民币兑美元汇率贬值也对2023年矿产资源开采税有一
定影响。综合上述四点，2023年度矿产资源开采税金额可以确认，下降原因合理。
（4） 超额利润税
税目 2022 年度（万元） 2023 年度（万元） 下降金额（万元） 下降比例（%）
超额利润税 17,910 4,036 13,873.94 77.47
2023年马腾公司超额利润税较2022年下降70.75%，克山公司超额利润税较2022年
下降78.85%，2023年马腾及克山公司整体超额利润税较2022年下降76.94%；考虑人民
币兑美元汇率贬值的影响，整体下降比例为77.47%。
公司超额利润税的征税对象为超额利润税计税净收入超出超额利润税扣款总额
25%的部分。超额利润税计税净收入为矿产资源使用合同取得的收入-税法中规定扣除
项目-矿权合同范围内的企业所得税。因此影响公司超额利润税的因素主要包括原油
产销量、原油销售价格、生产成本费用、当年CAPEX支出等。
① 马腾公司
20
马腾公司2023年收入较2022年下降42.78%，可抵扣成本下降37.49%，企业所得税
下降54.73%，超额利润税计税净收入下降50.34%，征税金额下降62.88%；与此同时，
2023年较2022年税率范围下降，适用超额累进税率范围从10%~40%将至10%~30%。综合
上述，马腾公司2023年度超额利润税金额可以确认，下降原因合理。
② 克山公司
克山公司2023年收入较2022年基本持平，可抵扣成本增加20.88%，主要为2023年
CAPEX支出增加78%导致，企业所得税下降12.16%，超额利润税计税净收入下降26.76%，
征税金额下降54.17%；与此同时，2023年较2022年税率范围下降，适用超额累进税率
范围从10%~50%将至10%~30%。综合上述，克山公司2023年度超额利润税金额可以确认，
下降原因合理。
（5） 企业所得税
税目 2022 年度（万元） 2023 年度（万元） 下降金额（万元） 下降比例（%）
企业所得税 23,265 17,074 6,191.25 26.61
企业所得税=应纳税所得额*20%，因此影响公司企业所得税税负的主要因素为应
纳税所得额。
2023年马腾及克山公司应纳税所得额变动情况如下：
公司 2022 年度（万元） 2023 年度（万元） 下降金额（万元） 下降比例（%）
马腾公司 44,967.47 13,736.29 31,231.18 69.45
克山公司 89,873.04 59,879.86 29,993.18 33.37
除上述关键影响因素外，2023年新增马腾、克山贸易公司也对2023年企业所得税
有一定影响。综上所述，2023年度企业所得税金额可以确认、下降原因合理。
核查结论：
基于已执行的审计程序，我们认为，公司上述情况属实，公司2023年度营业收入、
成本费用的确认及计量合理、恰当，记录期间准确，符合《企业会计准则》的相关规
定。
二、年报显示，报告期末油气资产账面价值 76.45 亿元，本期计提资产减值
7265.43 万元，去年同期未计提；其他非流动金融资产账面价值 19.89 亿元，主要系
持有苏克石油天然气股份公司（以下简称苏克公司）15.66%股权，本期确认公允价值
变动损益 2444.59 万元和其他变动 3288.89 万元；其他应收款账面价值 1.62 亿元，
21
同比增长 107.04%，计提坏账准备 3637.14 万元；存货账面价值 1.32 亿元，同比增
长 83.86%，本期未计提跌价准备；在建工程账面价值 1.33 亿元，同比增长 216.55%，
本期未计提减值准备。
请公司：（1）补充披露探明矿区权益、未探明矿区权益、井及相关设施的具体
情况，包括但不限于矿区权益取得时间、取得成本、资质证明、可采储量、租约安排、
续租成本等重要信息及相应文件，并报本所备查；（2）结合近三年来油气资源的储
量报告、开采数据、原油价格波动、减值计提依据及金额、同行业可比公司情况等，
补充说明对油气资产采用的减值计提政策及是否保持一致性，是否充分计提减值，是
否与行业趋势一致；（3）补充说明其他非流动金融资产中的其他变动的具体情况，
近三年苏克公司股权评估的主要方法和评估参数是否一致；（4）结合其他应收款余
额前五名对象的形成背景、主体、所在地、金额及账龄结构、计提政策、是否为关联
方等，补充说明本期其他应收款大幅增长的原因，减值计提金额是否准确，减值计提
政策是否保持一致性；（5）结合公司近三年存货及在建工程变动的具体原因、存货
跌价准备及在建工程减值计提金额、计提政策及同行业可比公司情况，说明相关减值
计提是否充分。
请年审会计师对上述问题发表意见，并进一步结合公司油气资产规模大等情况，
说明针对公司油气资产真实性执行的审计程序，相关核查手段、核查范围、核查比例
及取得的主要审计证据。
公司回复：
（1）补充披露探明矿区权益、未探明矿区权益、井及相关设施的具体情况，包
括但不限于矿区权益取得时间、取得成本、资质证明、可采储量、租约安排、续租成
本等重要信息及相应文件，并报本所备查；
1、马腾公司
2014 年 6 月，洲际油气通过全资子公司中科荷兰能源完成收购马腾公司 95%的股
权，初始取得成本为 5.04 亿美元。购买日马腾公司资产公允价值 3,266,399,460.01
元与账面价值 276,191,373.12 之间的差额 2,990,208,086.89 元计入油气资产-探明
矿区权益和未探明矿区权益。截至 2023 年 12 月 31 日，公司持有马腾公司的股权比
例增加至 98.341%。
马腾公司拥有哈萨克斯坦卡拉油田、东科油田、马亭油田 100%的开发权益。
卡拉油田矿权面积 39 km2, 1998 年签署开发合同，全部为已探明矿区权益。截
22
至 2023 年底，卡拉油田共有在产采油井 170 口，其中螺杆泵生产 50 口，抽油泵生产
120 口。油气集输系统由 13 个计量间和 1 个联合站组成。注水系统包括 2 台高压离
心注水泵和 12 口注水井。卡拉油田开发期至 2023 年 4 月到期后，2023 年已完成矿
权延期办理，合同期延至 2038 年 4 月。办理合同延期的主要具体过程包括：（1）2022
年 2 月将弃置方案提交有关政府部门审批，6 月获得环保、卫生、国土资源、工业安
全、西哈矿委等所有部门批文；（2）2022 年 5 月卡拉油田后续开发方案及其环评报
告通过环保部审批；（3）2022 年 7 月开发方案通过能源部勘探开发委员会（CCED）
会议答辩，8 月 12 日收到会议纪要；（4）2022 年 8 月 18 日向能源部提交矿权合同
延期的正式申请；（5）2023 年 4 月 14 日签署矿权合同第 15 号补充协议，延期正式
生效。办理矿权延期不产生新增的矿区权益取得成本。
东科油田矿权面积 11 km2, 1998 年签署开发合同，全部为已探明矿区权益。截
至 2023 年底，东科油田共有在产采油井 27 口，其中螺杆泵生产 9 口，电潜泵生产 18
口。油气集输系统由 3 个计量间和 1 个中转站组成。东科油田开发期至 2028 年 2 月
到期。
马亭油田矿权面积 25.2 km2, 1997 年签署开发合同，全部为已探明矿区权益。
截至 2023 年底，马亭油田共有在产采油井 109 口，其中螺杆泵生产 69 口，抽油泵生
产 39 口，自喷生产 1 口。油气集输系统由 10 个计量间和 1 个联合站组成。注水系统
包括 2 台高压离心注水泵和 15 口注水井。与卡拉、东科油田使用电网供电不同，马
亭油田主要使用 3 台天然气发电机自发电，电网供电作为备用。马亭油田开发期至
2020 年 10 月到期后，2020 年已完成矿权延期办理，合同期延至 2043 年 12 月。办理
合同延期的主要具体过程包括：（1）2019 年 6 月将弃置方案提交有关政府部门审批，
10 月获得环保、卫生、国土资源、工业安全、西哈矿委等所有部门批文；（2）2019
年 6 月马亭油田后续开发方案及其环评报告通过环保部审批；（3）2019 年 8 月开发
方案通过能源部勘探开发委员会（CCED）会议答辩，9 月 13 日收到会议纪要；（4）
2019 年 10 月 31 日向能源部提交矿权合同延期的正式申请；（5）2020 年 9 月 16 日
签署矿权合同第 12 号补充协议，延期正式生效。办理矿权延期不产生新增的矿区权
益取得成本。
根据哈萨克斯坦储量评估机构 Optimum 研究院出具的储量报告，截至 2023 年 12
月 31 日，马腾公司各油田剩余可采储量为：卡拉油田 1P-378.52 万吨，2P-459.54 万
吨；东科油田 1P-176.08 万吨，2P-227.01 万吨；马亭油田 1P-198.26 万吨，2P-279.85
23
万吨。
2、克山公司
2015 年 8 月，洲际油气通过境外控股子公司马腾公司完成收购克山公司 100%的
股权，收购成本为 3.4 亿美元。购买日克山公司资产公允价值 2,155,539,868.47 元
与账面价值 409,096,206.54 之间的差额 1,746,443,661.93 元计入油气资产-探明矿
区权益和未探明矿区权益。
克山公司拥有哈萨克斯坦莫斯科耶油田、卡拉套油田 100%的开发权益。
莫斯科耶油田矿权面积 38.2 km2, 卡拉套油田矿权面积 1.3km2。两个油田均于
2003 年签署开发合同，全部为已探明矿区权益，开发期至 2034 年 2 月。
截至 2023 年底，莫斯科耶油田共有在产采油井 142 口，其中螺杆泵生产 106 口，
电潜泵生产 36 口。莫斯科耶油田共建有 9 座生产平台，12 个计量站、1 个中转站和
1 个联合站。注水系统包括 7 口注水井和 2 台高压注水离心泵。莫斯科耶油田主要由
8 台天然气发电机自发电，电网供电和柴油发电机为备用电源。
截至 2023 年底，卡拉套油田共有在产采油井 3 口，全部为螺杆泵生产，采用单
井罐计量。注水井 1 口。卡拉套油田使用柴油发电机供电。
根据哈萨克斯坦储量评估机构 Optimum 研究院出具的储量报告，截至 2023 年 12
月 31 日，两个油田的剩余可采储量为：莫斯科耶油田 1P-556.66 万吨，2P-867.02 万
吨；卡拉套油田 1P-6.45 万吨，2P-6.45 万吨。
此外，克山公司拥有道勒塔利区块 100%的勘探开发权益。
2019 年 2 月勘探期结束后，按照合同规定，已探明的 1.57km2 开发区域进入开发
期。克山公司编制了相应开发方案，考虑新钻 6 口新井并利用 3 口老井，以及进行配
套地面生产设施建设。由于道勒塔利区块探明储量规模小，建产能规模有限，所处地
理位置偏僻造成原油生产和运输单位成本高，经济评价测算，仍不具备商业开采条件，
故该开发方案未予以实施。
由于该区块始终未能进入实质性开发，2023 年 3 月 14 日，克山公司收到能源部
函件要求退还开发矿权。克山项目公司在收到能源部信函后，启动开发区的退还工作，
于 2023 年 11 月 17 日完成《道勒塔利开发区封存方案》的编制，经政府相关部门（工
业安全部、卫生防疫部、国土资源部、西哈州矿委、生态环保部）的审批后，于 2023
年 12 月 15 日上报能源部。区块退还的所有审批工作预计在 2024 年内完成。
24
（2）结合近三年来油气资源的储量报告、开采数据、原油价格波动、减值计提
依据及金额、同行业可比公司情况等，补充说明对油气资产采用的减值计提政策及是
否保持一致性，是否充分计提减值，是否与行业趋势一致；
公司油气资产为马腾公司、克山公司持有的位于哈萨克斯坦境内的油田区块。各
油田储量情况按照可开采性将储量分为三个类别，分别为1P（证明储量）、2P（证明
储量+概算储量）、3P（证明储量+概算储量+可能储量）。
马腾公司持有卡拉阿尔纳、东科阿尔纳以及马亭3个油田。根据哈萨克斯坦储量
评估机构Optimum研究院出具的储量报告，马腾公司2021年至2023年各区块年末储量
情况如下表所示（单位：万吨）：
卡拉阿尔纳油田 东科阿尔纳油田 马亭油田 合计
年度
1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P
2021
419.35 538.27 637.91 206.49 262.66 321.08 229.70 287.44 356.50 855.54 1088.37 1315.49
年
2022
394.97 516.52 608.75 205.00 243.13 299.65 223.25 274.87 330.14 823.22 1034.52 1238.54
年
2023
378.52 459.54 530.30 176.08 227.01 266.52 198.26 279.85 337.64 752.86 966.4 1134.46
年
马腾公司各矿区2021年至2023年产量情况如下（单位：吨）：
年度 卡拉油田 东科油田 马亭油田 合计
2021年 158,438 32,605 117,158 308,201
2022年 143,484 27,447 112,745 283,676
2023年 130,283 23,527 111,176 264,986
克山公司持有莫斯科耶、卡拉套以及道勒塔利3个油田。根据哈萨克斯坦储量评
估机构Optimum研究院出具的储量报告，克山公司2021年至2023年各区块年末储量情
况如下表所示（单位：万吨）：
莫斯科耶油田 卡拉套油田 合计
年度
1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P
2021年 611.00 1,011.50 1,340.63 0.22 0.47 0.71 611.22 1011.97 1341.34
2022年 566.35 923.18 1,245.74 2.61 5.98 11.33 568.96 929.16 1257.07
2023年 556.66 867.02 1,150.86 6.45 6.45 7.97 563.11 873.47 1158.83
克山公司各矿区2021年至2023年产量情况如下（单位：吨）：
年度 莫斯科耶油田 卡拉套油田 合计
2021年 622,060 2,005 624,065
2022年 552,202 2,238 554,440
2023年 487,539 2,206 489,745
25
由于近年公司新井产能建设投入不足，且主要集中在克山的莫斯科耶油田，因此
每年新井产量贡献不能弥补老井递减带来的产量下降，马腾、克山的储量、产量规模
也不匹配。2021年至2023年马腾、克山新钻井数、新老井产量构成对比如下（井数单
位：口；产量单位：吨）：
年度 马腾 克山
新钻井数 新井产量 老井产量 合计 新钻井数 新井产量 老井产量 合计
2021年 2 1,052 307,149 308,201 17 79,988 544,077 624,065
2022年 2 1,244 282,432 283,676 5 5,422 549,018 554,440
2023年 3 1,448 263,538 264,986 8 11,550 478,195 489,745
未来公司将合理安排和加大新钻井和增产措施工作量投入，以保证剩余可采储量
得到均衡有效的动用。哈萨克斯坦储量评估机构Optimum研究院给出的马腾公司未来
五年的新钻井和增产措施工作量如下：
卡拉阿尔纳油田 东科阿尔纳油田 马亭油田
年度
1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P
新钻井
30 32 34 22 22 22 29 36 40
（口）
措施（井
30 40 45 10 15 15 40 50 60
次）
哈萨克斯坦储量评估机构Optimum研究院给出的克山公司未来五年的新钻井和增
产措施工作量如下：
莫斯科耶油田 卡拉套油田
年度
1P 2P 3P 1P 2P 3P
新钻井（口） 46 50 52 3 4 4
措施（井次） 65 70 70 - - -
克山公司拥有的道勒塔利区块100%的勘探开发权益，由于根据该区块获得的勘探
成果研究表明该区不具备经济有效开发条件，故未编制可实施的开发方案和相应的储
量报告，未能进入实质性开发阶段。2023年3月14日，克山公司收到能源部函件要求
退还开发矿权。克山项目公司在收到能源部信函后，启动开发区的退还工作，于2023
年11月17日完成《道雷塔利开发区封存方案》的编制，经政府相关部门（工业安全部、
卫生防疫部、国土资源部、西哈州矿委、生态环保部）的审批后，于2023年12月15日
上报能源部。区块退还的所有审批工作预计在2024年内完成。基于此情况，公司对道
勒塔利区块对应的油气资产价值10,258,001.62美元全额计提减值准备。
26
2021年至2023年纳斯达克证券交易所公布的伦敦布伦特原油期货历史平均价格
如下：
年度 2021 年 2022 年 2023 年
原油历史年平均价格（美元/桶） 70.64 98.38 81.90
公司采用一贯的计提减值政策，按照中国《企业会计准则第27号——石油天然气
开采》和《企业会计准则第8号——资产减值》的规定，对马腾和克山各油田区块的
可回收金额进行评估，计算油气资产预计未来现金流量现值。评估方法为现金流折现
法，公司结合储量报告中证明储量与概算储量、公司打井计划等计算出的预计未来现
金流量现值，并与账面价值对比。其中探明储量及油井相关设施，公司结合储量报告
中证明储量（1P）进行计算测试，未探明储量结合储量报告中概算储量（P2）进行计
算测试。如预计未来现金流量现值低于账面价值，将其差额计入资产减值准备。
基于上述原则，截止2023年12月31日的油气资产减值测试过程如下：
1）减值测试过程中涉及的具体参数及选取过程如下：
①剩余可采储量规模：
公司各油田矿区储量来源于2024年初由独立第三方储量评估机构哈萨克斯坦
Optimum研究院出具的储量报告。
马腾公司与克山公司的具体储量数据如下（单位：万吨）：
项目 PD 1P 2P 3P
马腾公司 402.93 752.86 966.40 1,134.46
克山公司 379.91 563.11 873.47 1,158.83
公司储量评估采用的评估标准为国际上通用的油气资源管理系统(PRMS)。各级
别的剩余可采储量（1P、2P、3P）均采用在产井的生产动态历史资料的综合研究分析，
按照开发方案中部署的钻井计划和历年钻井工作量采用 PRMS 油气资源管理系统中
推荐的产量递减法（DCA）进行各级别可采储量的预测。
②产量规划：
充分考虑各区块剩余可采储量和公司投资策略，在油价处于合理趋势下，公司未
来产量将会呈现“升-稳”的趋势。公司各油田矿区未来产量来源于2024年初独立第三
方储量评估机构哈萨克斯坦Optimum研究院出具的储量报告，并计划原油产量实现对
外销售时内外销比例为外销占比55%，内销占比45%。
未来5年马腾及克山公司各矿区产量情况预计如下（单位：万吨）：
27
卡拉阿尔纳油田 东科阿尔纳油田 马亭油田 莫斯科耶油田 卡拉套油田
年度
1P 2P 1P 2P 1P 2P 1P 2P 1P 2P
2024 年 14.81 15.50 5.55 6.12 11.79 12.82 47.59 53.97 0.33 0.33
2025 年 18.60 21.01 10.42 11.82 13.11 15.96 49.92 60.05 0.46 0.46
2026 年 21.34 25.51 15.65 17.66 13.75 17.79 51.45 67.02 0.47 0.47
2027 年 23.85 29.19 17.25 20.06 13.73 18.42 48.14 66.83 0.43 0.43
2028 年 25.24 30.95 16.28 19.25 13.27 18.15 44.98 66.12 0.40 0.40
合计 103.85 122.16 65.15 74.92 65.64 83.15 242.08 313.99 2.09 2.09
③原油价格预期：
减值测试采用的外销油价是公司在收集并比较了国际能源署、多家国际投行等机
构对未来油价预测结果后，获得 10 家权威公司预测的未来 5 年数据，取其平均值作
为油价预测基础值，从第 6 年起使用通货膨胀率 2%作为油价增长率进行后续的油价
预测。公司未来 5 年原油价格预测参考数据如下：
年度 2024 年 2025 年 2026 年 2027 年 2028 年
原油价格预测（美元/桶） 81.00 80.00 77.00 79.33 79.33
减值测试采用的内销油价为外销油价乘以0.35计算得出。
④原油的开采成本及税费：
原油开采成本及税费主要包括生产成本、运输费用、矿产资源开采税、出口收益
税、出口关税。
公司第 1 年生产成本及运输费用为结合 2024 年的经营预算及 2023 年历史经营
数据进行预测，从第 2 年起使用通货膨胀率 2%作为成本及费用增长率进行后续的生
产成本及运输费用预测。
相关税费为依据哈国现有政策进行计算。
⑤钻井计划及资本性支出
马腾公司未来 5 年的钻井计划如下（单位：口井）：
卡拉阿尔纳油田 东科阿尔纳油田 马亭油田
年度
最低情况 最佳情况 最高情况 最低情况 最佳情况 最高情况 最低情况 最佳情况 最高情况
2024 年 8 8 8 8 8 8 11 13 13
2025 年 7 8 8 8 8 8 9 12 12
2026 年 6 7 7 6 6 6 5 6 6
2027 年 6 6 7 4 5 5
2028 年 3 3 4 4
合计 30 32 34 22 22 22 29 36 40
根据历史钻井成本数据，卡拉阿尔纳油田每口井钻井成本约为 110 万美元，东科
28
阿尔纳油田每口井钻井成本约为 203 万美元，马亭油田每口井钻井成本约为 79 万美
元。
克山公司未来 5 年的钻井计划如下（单位：口井）：
莫斯科耶油田 卡拉套油田
年度
最低情况 最佳情况 最高情况 最低情况 最佳情况 最高情况
2024 年 9 10 11 2 2 2
2025 年 9 11 11 1 1 1
2026 年 5 14 7 1 1
2027 年 5 9 4
2028 年 5 6 3
合计 33 50 36 3 4 4
根据历史钻井成本数据，莫斯科耶油田每口井钻井成本约为 203 万美元，卡拉套
油田每口井钻井成本约为 203 万美元。
⑥折现率：
根据上市公司行业信息披露指引第八号——石油和天然气开采的规定，公司采用
10%作为折现率。
⑦折现期：
公司减值测试折现期为 22 年，自 2024 年至 2045 年。与 2024 年初由独立第三方
储量评估机构哈萨克斯坦 Optimum 研究院出具的储量报告预测期保持一致。
2）油气资产减值测试结果：
根据上述计算方法，各年末油气资产的预计未来现金流量现值及期末账面价值的
明细如下（单位：万美元）：
项目 2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
2P（P1+P2）未来现金流量现
200,218.92 191,595.97 166,016.20
值
油气资产账面价值 117,738.87 111,826.96 107,945.22
若考虑人民币兑美元汇率变动影响，各年末油气资产的预计未来现金流量现值及
期末账面价值的明细如下（单位：元）：
项目 2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
2P（P1+P2）未来现金流量现值 12,765,357,475.21 13,343,892,743.19 11,758,429,571.06
油气资产账面价值 7,506,676,827.11 7,788,300,588.36 7,645,435,827.86
各年末油气资产的预计未来现金流量现值均大于账面价值，由此判断油气资产不
存在减值迹象。
29
根据同花顺行业分类，公司所属同花顺行业为石油石化-油气开采及服务，同行
业公司共19家。剔除掉不存在油气资产的公司后，还剩余7家同行业公司，包括广汇
能源、新潮能源、中国海油、新天然气、中曼石油、潜能恒信、首华燃气。其中广汇
能源、新天然气、首华燃气主要产品为天然气或煤炭，与公司主要产品不一致；潜能
恒信主要收入类别为石油勘探技术服务收入，与公司主要收入类别油气销售收入不一
致，故不将前述公司考虑为可比公司。中国海油油气相关资产及收入与公司相差较大，
相比于新潮能源以及中曼石油与公司的规模可比性较弱，所以我们选取中曼石油以及
新潮能源作为同行业可比公司进行对比分析。
同行业可比公司近三年油气资产减值情况列示如下（单位：元）：
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
公司名称
账面净值 减值准备 账面价值 账面净值 减值准备 账面价值 账面净值 减值准备 账面价值
中曼石油 1,250,338,587.29 1,250,338,587.29 2,406,505,231.83 2,406,505,231.83 3,035,181,761.98 3,035,181,761.98
新潮能源 25,573,835,599.27 2,683,928,804.82 22,889,906,794.45 29,850,414,875.04 2,931,833,454.22 26,918,581,420.82 31,464,972,117.68 3,045,247,438.04 28,419,724,679.64
中曼石油2021年至2023年未计提油气资产减值准备。新潮能源2021年、2022年未
计提油气资产减值，2023年因Hoople油气资产可收回金额低于账面价值计提减值准备。
公司与可比公司采用了相同的油气资产减值计提政策。除2023年道勒塔利区块因区块
退还计提减值外，公司2021年至2023年油气资产减值情况与同行业可比公司情况相符。
综上所述，公司对油气资产采用的减值计提政策保持了一致性，对已存在减值迹
象的油气资产已充分计提减值，与行业趋势一致。
（3）补充说明其他非流动金融资产中的其他变动的具体情况，近三年苏克公司
股权评估的主要方法和评估参数是否一致；
其他非流动金融资产主要系持有苏克石油天然气股份公司（以下简称苏克公司）
15.66%股权，该股权登记在以美元为记账本位币的子公司名下，其他非流动金融资产
中其他变动为外币报表折算差。
公司持有的苏克股权列报于其他非流动金融资产，采用公允价值计量。近三年，
公司聘请北京中企华资产评估有限责任公司（以下简称“评估公司”）对苏克公司股
权进行评估，出具了中企华评报字[2024]第 1302 号、中企华评报字[2023]第 1222 号
以及中企华评报字[2022]第 1085 号《洲际油气股份有限公司财务报告目的涉及的苏
克石油天然气股份公司 100%股权公允价值资产评估报告》，并以评估值作为公允价值
的依据。
30
（1）近三年评估方法一致
2021 至 2023 年，评估公司对苏克公司 100%股权采用收益法评估，具体采用收益
法中的现金流量折现法对企业整体价值评估，从而间接获得 100%股权的公允价值。
企业整体价值由正常经营活动中产生的经营性资产价值和与正常经营活动无关
的非经营性资产价值构成，企业整体价值的计算如下：
对于未来的计算模型如下：
股权的公允价值＝企业整体价值－付息债务价值
①企业整体价值
企业整体价值是指股东全部权益价值和付息债务价值之和。根据被评估单位的资
产配置和使用情况，企业整体价值的计算公式如下：
企业整体价值＝经营性资产价值+溢余资产价值+非经营性资产价值-非经营性负
债价值
A 经营性资产价值
经营性资产是指与被评估单位生产经营相关的，评估基准日后企业自由现金流量
预测所涉及的资产与负债。经营性资产价值的计算公式如下：
n
Fi
P (1 r)
i 1
i
其中：P：评估基准日的企业经营性资产价值；
Fi：预测期第 i 年预期的企业自由现金流量；
ri：预测期第 i 年的折现率(此处为加权平均资本成本 WACC)；
n：预测期；
i：预测期第 i 年。
其中，企业自由现金流量计算公式如下：
企业自由现金流量=现金流入-现金流出
现金流入=营业现金流入+营运资金回收
现金流出=操作成本(Opex)+销售费用+资本性支出(Capex)+税金+其他费用+营运
资金追加
其中，Opex 和 Capex 主要依据储量报告中进行预测；税金依据哈国税法进行预
测，依据哈国税法，本项目涉及主要税种包括：天然气矿产资源开采税、所得税、财
产税以及超额利润税。
31
折现率计算公式如下：
E D
WACC K e K d (1 t)
ED ED
其中：ke：权益资本成本；
kd：付息债务资本成本；
E：权益的市场价值；
D：付息债务的市场价值；
t：所得税率。
其中，权益资本成本采用资本资产定价模型(CAPM)计算。计算公式如下：
K e rf MRP β rc
其中：rf：无风险利率；
MRP：市场风险溢价；
β：权益的系统风险系数；
rc：企业特定风险调整系数。
B 溢余资产价值
溢余资产是指评估基准日超过企业生产经营所需，评估基准日后企业自由现金流
量预测不涉及的资产。本次以评估基准日账面价值确定评估值。
C 非经营性资产、非经营性负债价值
非经营性资产、非经营性负债是指与被评估单位生产经营无关的，评估基准日后
企业自由现金流量预测不涉及的资产与负债，被评估单位的非经营性资产包括货币资
金、向关联方提供的短期借款、待抵扣增值税等其他资产，非经营性负债为应付款项、
合同负债（预收账款）、罚款准备金、合同履行准备金以及员工未使用假期准备金等
其他负债。本次以评估基准日账面价值确定评估值。
此外处于勘探中的气田，所发生的成本为项目的前期勘探费用，无法有效计量未
来资金的流入，因此以核实后的账面价值计入非经营资产中。
②付息债务价值
付息债务是指评估基准日被评估单位需要支付利息的负债。评估基准日，被评估
单位的付息债务为长期借款与短期借款。本次以评估基准日核实后的账面价值确定评
估值。
32
（2）近三年，评估主要参数基本保持一致：
评估假设
各报告评估假设基本一致，以 2023 年报告为例，分析估算采用的假设条件如下：
一般假设
①假设评估基准日后评估对象所处国家和地区的政治、经济和社会环境无重大变
化；
②针对评估基准日资产的实际状况，假设企业在资源有效期内持续经营；
③假设和评估对象相关的利率、汇率、赋税基准及税率、政策性征收费用以及所
在国家或地区相关法律等评估基准日后不发生重大变化；
④假设评估基准日后被评估单位的管理层是负责的、稳定的，且有能力担当其职
务；
⑤除非另有说明，假设公司完全遵守所有有关的法律法规；
⑥假设评估基准日后无不可抗力及不可预见因素对评估对象造成重大不利影响。
特殊假设
①假设评估基准日后被评估单位采用的会计政策和编写本资产评估报告时所采
用的会计政策在重要方面保持一致；
②假设评估基准日后被评估单位在现有管理方式和管理水平的基础上，经营范围、
方式与目前保持一致；
③假设评估基准日后被评估单位的现金流入为平均流入，现金流出为平均流出；
④假定未来的生产及投资计划等与《Reserves and Resources Assessment of Sozak
Gas Fields in Kazakhstan as of 31 December 2022》中的数据不会出现较大差异；
⑤假设评估对象涉及的相关税赋标准、成本支付标准等在基准日后不发生重大
变化；
⑥假设本次将于 2026 年建成自苏克气田天然气处理站到哈南线接入点，共计 220
公里的输气管线，输送能力为 60×108m3。
投产时间
评估基准日 2021 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日
投产时间 2025 年投产 2026 年投产 2026 年投产
33
2022 年初由于哈萨克斯坦疫情的影响，专业设备及人员无法在既定时间抵达作
业现场，相应地钻井、试气改造、地面工程等现场工作未能按照原有计划开展，致使
预计投产时间延后。
天然气预测期总销量
单位：10^8 立方米
评估基准日 2021 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日
预测总销量 956.00 948.00 948.00
预测总销量是根据最新的储量报告披露的 2P 对应储量，结合预测期限确定。总
销量的变动是根据储量报告储量变动。
天然气售价
苏克公司计划通过外输天然气管道将苏克气田天然气运输到与中亚管线的接入
口，然后再通过中亚天然气管线运输到霍尔果斯口岸出口销售给中国。2021-2022 年
每年会重新分析，新增当年布伦特油价与霍尔果斯口岸管道气价格，确定新的天然气
价格计算公式，因 2022 年以后国家统计局不再公开来自中亚天然气的价格及销售量，
因此 2023 年沿用 2022 年布伦特油价预测和天然气价格公式，经多年验证，此公式已
相对可靠。
未来各年天然气售价如下：
评估基准日 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年 2027 年 2028 年 2029 年
2021 年 12 月 31 日 266.14 263.08 262.78 266.36 276.53 276.53
2022 年 12 月 31 日 320.73 310.22 299.21 288.74 277.22 275.65
2023 年 12 月 31 日 292.99 289.88 288.73 277.93 264.17 263.16
布伦特油价
布伦特油价的预测主要根据通过彭博软件查询到的评估基准日附近国际咨询机
构对油价近期及远期价格的判断，确定未来 5 年的油价水平， 年以后价格保持不变。
未来各年油价预测如下：
单位：美元/桶
评估基准日 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年 2027 年 2028 年
2021 年 12 月 31 日 73.79 72.55 72.43 73.88 78.00
2022 年 12 月 31 日 93.43 86.70 86.38 80.00 79.00
2023 年 12 月 31 日 84.55 82.56 83.81 75.65 75.00
Capex 资本性支出
34
主要包括地面设施费用、钻井费用和勘探评价投资费用，主要根据储量报告确定，
2023 年因沿用 2022 年储量报告，考虑到资产价格变动，在 2022 年 Capex 基础上考
虑一定物价增长。
金额单位：万美元
项目 2021 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日
地面设施费用 48,700.00 48,800.00 49,646.00
总钻井数量 424 425 425
钻井费用 94,128.00 94,350.00 96,900.00
勘探评价投资 925.00 1,300.00 100.00
Opex 操作费用和销售费用
Opex 操作费用和销售费用主要参照储量报告进行预测，主要包括固定操作费用
与变动操作费用，其中固定操作费用包括材料费、动力费、井下作业费、维护修理费、
测井试井费；变动操作费用包括燃料费、天然气处理、运输费、人员费。
销售费用包括天然气管输费和销售代理费。
2021-2023 年各年评估报告中预测期总操作费用和销售费用如下：
金额单位：万美元
项目 2021 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日
操作费用 177,692.46 171,060.69 172,370.18
销售费用 713,940.80 714,687.60 727,684.80
2022 年储量报告降低了 Opex 单井的操作费用，造成操作费用略减，同时销量稳
定，销售费用变动较小。
税金
依据哈国税法，本项目涉及主要税种包括：天然气矿产资源开采税、所得税、财
产税以及超额利润税。
a.天然气矿产资源开采税
天然气矿产资源开采税分外销与哈萨克国内内销。外销税率为 10%；内销采用阶
梯征收，年产量少于 10 亿立方税率为 0.5%，年产量 10-20 亿方税率为 1%，年产量大
于 20 亿方税率为 1.5%。本项目所有的天然气均为外销，税率为 10%。
b.所得税
35
根据哈萨克斯坦最新税法，企业所得税率为 20%，税基为弥补亏损后利润。
c.财产税
税基为会计核算房屋建筑物及其他与土地相关联的资产即不动产的年平均价值，
税率为 1.5%。
d.超额利润税
超额利润税是哈萨克斯坦针对企业所得税后利润的超额部分征收的税费，根据收
入扣减可抵扣项和所得税后测算。税基为税后利润大于可抵扣项 25%的部分，税率如
表所示。可抵扣项包括经营成本、新增固定资产投资、矿产资源开采税、财产税等。
超额利润税税率表
收入/可抵扣项 滑动税率
≤1.25 0%
1.251.70 60%
各年各项税额合计如下：
金额单位：万美元
项目 2021 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日
天然气矿产资源开采税 264,220.30 261,555.98 250,420.93
财产税 18,931.91 17,675.04 20,316.66
所得税 261,032.70 258,397.21 232,512.45
超额利润税 211,740.39 210,980.70 160,020.40
2023 年各项税金下滑主要是因为预测期油价下降，收入利润水平下降，以此为基
数计算的各项税金金额下降。
折现率
2021-2023 年各评估报告的折现率水平（20%所得税率下）如下：
项目 2021 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日
折现率 11.47% 12.24% 12.59%
2021 年-2023 年各参数取值方式一致，具体如下：
36
无风险报酬率经查询彭博资讯专业数据库，哈萨克斯坦发行的 10 年期以及 30 年
期美元国债到期平均收益率确定；
根据彭博资讯专业数据库查询油气行业可比上市公司 Beta 计算被评估单位 βu；
市场风险溢价 MRP 根据成熟股票市场的基本补偿额取 1928 至当年美国股票与国
债的算术平均收益差，再加哈萨克斯坦国家风险补偿额；
特定风险调整系数 Rc 主要根据评估基准日时苏克公司可预见的经营能力和经营
风险判断，2022 年末基准日评估时已基本消除疫情影响，Rc 下降；
2021-2023 年，因美元加息，造成哈国美元国债利率上升，无风险报酬率上升，
国别风险上升，折现率整体水平上涨；
折现率参数 2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
WACC=Ke×E/(D+E)
折现率即加权平均资本成本 11.47% 12.24% 12.59%
+Kd×D/(D+E)×(1－T)
权益资本成本 Ke=Rf+β×RPm+Rc 12.84% 13.45% 12.87%
无风险报酬率 Rf 2.7234% 5.1008% 4.8589%
无财务杠杆的 Beta βU 0.6649 0.6666 0.6522
有财务杠杆的 Beta βL=（1+（1-T）×D/E）×βU 0.8556 0.8042 0.6793
所得税税率 T 20.00% 20.00% 20.00%
市场风险溢价 RPm 8.31% 8.52% 9.58%
企业特定风险调整系数 Rc 3.00% 1.50% 1.50%
目标企业资本结构 D/E 35.85% 25.80% 5.19%
E/(D+E) 73.61% 79.49% 95.07%
D/(D+E) 26.39% 20.51% 4.93%
债务资本成本 Kd 9.56% 9.43% 8.99%
综上，近三年来评估公司对苏克股权评估采用的评估方法、评估假设、主要参数
取值原则，均保持了一致性原则，油价、气价、折现率等主要的参数值变化均为市场
正常变化。
（4）结合其他应收款余额前五名对象的形成背景、主体、所在地、金额及账龄
结构、计提政策、是否为关联方等，补充说明本期其他应收款大幅增长的原因，减值
计提金额是否准确，减值计提政策是否保持一致性；
<1>其他应收款增长原因
2023 年末，公司其他应收款余额为 1.82 亿元，较去年末 0.93 亿元增加 0.89 亿
元，主要由于新增以下公司往来款：
37
公司名称 报告期末余额 性质 目前余额
安东石油技术（集团）有限公司 38,813,075.22 合作伙伴往来款
宁夏马斯特能源集团有限公司 28,330,711.84 合作伙伴往来款 28,330,711.84
Priority Oil & Gas 19,632,616.16 合作伙伴往来款 19,632,616.16
安东石油技术（集团）有限公司为我公司的战略合作伙伴，其他应收款余额为我
公司与安东石油的往来款项，我公司已于 2024 年 4 月全额收到该往来款回款。
宁夏马斯特能源集团有限公司（现名“马斯特能源集团有限公司”，以下简称“马
斯特公司”）成立于 2002 年 12 月，主要从事能源和新能源项目的投资、开发、建设、
运营维护；实业投资、风险投资；企业兼并；资产重组、收购；商务信息咨询；财务
咨询；企业管理服务。截至 2022 年末，注册资本 19.5 亿元，总资产 52 亿元。其实
控人控制的哈纳斯集团聚焦清洁能源和可再生能源领域，主要布局以天然气为主的清
洁能源和风力发电为主的可再生能源。哈纳斯集团专注于布局天然气上、中、下游全
产业链，已形成天然气长途输配、天然气热电冷联产、城市燃气、液化天然气产、供、
储、运、销等全产业链，致力于成为中国领先的综合能源解决方案的提供者，以及国
内一流、在亚太地区有一定影响力的国际化大型能源企业。截至 2022 年末，哈纳斯
集团注册资本 93 亿元，资产总额 380 亿元。
马斯特公司及哈纳斯集团所布局的清洁能源、LNG 等项目是我公司后续业务的重
点发展方向，因此我公司一直有意与其进行业务合作。特别是在新能源领域，公司已
开发的哈萨克斯坦的马腾油田、克山油田及拟开发的伊拉克油田地表初步判断，具备
开发光伏、风能条件。若经论证经济可行，马斯特公司将与公司进行油田二次开发的
新能源项目合作。
据此，2023 年 10 月，公司向马斯特公司提供借款 650 万美元，并按照年率利 6%
收取借款利息。2023 年 10 月和 12 月马斯特公司合计归还 250 万美元，剩余 400 万
美元及利息尚未归还。
上述借款事项在上市公司总裁审批权限范围，因此无需履行董事会程序。
上述借款剩余款项一是马斯特公司具有偿还能力，二是公司也将积极继续向马斯
特公司予以追偿，如 6 月底仍未回款，公司将依法采取相关措施。
Priority Oil & Gas 为注册在哈萨克斯坦的石油公司，我公司与其在潜在投资
项目上有业务交流，拟利用其资源共同参与哈萨克新的油气区块的竞标，其他应收款
余额为业务往来款。
<2>其他应收款前五名主要信息及减值计提情况
38
2023 年末，公司其他应收款前五名信息补充如下：
是否
单位名称 期末余额 账龄 坏账准备期末余额 计提政策 形成原因 为关
联方
North Caspian 2-3 年 31,628,673.16
49,751,917.65 18,550,224.22 账龄组合 经营借款 是
Petroleum JSC 3 年以上 18,123,244.49
安东石油技术
合作伙伴往
（集团）有限公 38,813,075.22 3 个月以内 - 账龄组合 否
来款
司
上海基傲投资管
34,272,377.04 3 年以上 34,272,377.04 单项计提 管理服务费 是
理有限公司
陈新樑 32,750,000.00 3 年以上 32,750,000.00 单项计提 股权转让款 否
Сагынды
31,441,854.59 3 年以上 15,720,927.30 账龄组合 土地预付款 是
ТОО
合计 187,029,224.50 — 101,293,528.56
1、2015 年 3 月 30 日，公司第十届董事会第四十八次会议审议通过了《关于公司
全资子公司上海油泷管理有限公司认购上海乘祥投资中心（有限合伙）基金份额的议
案》，由上海油泷以 2.6 亿人民币认缴上海乘祥投资中心（有限合伙）（以下简称“乘
祥基金”）第一期基金 20%的基金份额，截至目前，公司实际出资 1.04 亿元，尚有
1.56 亿元未出资到位。截至目前乘祥基金持有 North Caspian Petroleum JSC 公司
65%的股权，因此公司间接持有 North Caspian Petroleum JSC13%的权益。
2016 年-2018 年期间，为了维持 North Caspian Petroleum JSC 所拥有的勘探区
块的义务工作量以及正常的生产经营，公司向 North Caspian Petroleum JSC 提供经
营性借款共 4,975.19 万元，用于油田项目的勘探、开发。
在上述借款发生期间，公司与 North Caspian Petroleum JSC 尚不存在关联关
系，借款事项在上市公司总裁审批权限范围，因此无需履行董事会程序及关联交易审
批程序。
自 2020 年起，审计事务所基于谨慎性原则，将 North Caspian Petroleum JSC
公司作为公司重要参股公司的子公司定义为关联方。
North Caspian Petroleum JSC 在哈萨克斯坦从事石油勘探业务，由于项目尚处
于勘探阶段，无正向现金流入，因此尚未归还上述借款。截至目前，上述应收款项账
面余额为 4,975.19 万元，根据公司会计政策，采用账龄分析法对相关往来计提坏账
准备 1,855.02 万元。
乘祥基金所拥有的巴雷科什区块在 2016 年即为上市公司发行股份购买资产的收
购标的之一。该区块位于哈萨克斯坦油藏丰富的滨里海盆地，目前已完成 555 平方公
39
里的三维地震采集、处理解释工作，钻探井两口，总进尺 2476 米；NB-2 井在侏罗系
试获油流，试采期间累计产油 1100 多吨。后续，通过地质和地球物理研究、钻井等
勘探工作，有望进一步扩大勘探成果；另外区块内仍有大面积未勘探但潜力巨大的区
域，未来增储潜力巨大。根据 2023 年第三方储量评估机构的评估，巴雷克什区块的
15%折现率下的估值约为 13.56 亿美元。
因此针对上述欠款的清收，公司一是将依法通过司法途径对上述借款予以追偿；
二是将与乘祥基金投资人及哈方股东予以协商，与上市公司一并加大对乘祥基金的投
入，早日实施巴雷科什区块的油藏开采，实现正现金流；三是不排除上市公司继续完
成对巴雷科什区块的收购，解决上市公司后续优质油田项目的储备，并提升上市的持
续盈利能力。
2、安东石油技术（集团）有限公司为我公司的战略合作伙伴，其他应收款余额
为我公司与安东石油的往来款项，截至目前，我公司已全额收到该往来款回款。
3、上海基傲投资管理有限公司（以下简称“基傲投资”）成立于 2014 年，现为
乘祥基金的控股子公司（乘祥基金持有基傲投资 99.9977%的股权）。
2017 年我公司与基傲投资签署了《北里海公司运营管理咨询协议》。双方一致约
定，洲际油气负责向基傲投资间接持有 65%股权的北里海公司提供运营管理咨询，并
每月向基傲投资收取固定服务费人民币 100 万元（不含增值税）且按月报销相应的垫
付服务成本。根据协议我公司在 2017 至 2018 年间确认应收基傲投资咨询服务费用及
代垫费用共计 3,427.24 万元。2018 年 11 月基傲投资向公司发出《关于提请提前终
止<北里海运营管理咨询协议>的函》，并终止了该管理咨询协议。
在上述费用发生期间，公司与基傲投资尚不存在关联关系，合同事项在上市公司
总裁审批权限范围，因此无需履行董事会程序及关联交易审批程序。
自 2020 年起，审计事务所基于谨慎性原则，将基傲投资作为公司重要参股公司
的子公司定义为关联方。
公司已多次向基傲投资要求支付该笔服务费，但由于北里海公司尚未勘探转开发，
未实现正向现金流，因此暂无力支付。洲际油气基于咨询管理服务已终止及谨慎性原
则，已于 2020 年对基傲投资的托管服务费及代垫费用单项全额计提坏账准备。
4、公司于 2011 年 8 月 23 日召开了第九届董事会第三十二次会议，审议通过了
《关于全资子公司海南正和弘毅创业投资有限公司对外投资的议案》，公司全资子公
40
司海南正和弘毅创业投资有限公司（以下简称“海南正和弘毅”）与福建西岸传媒发
展有限公司（以下简称“西岸传媒”）在福州签署《增资扩股协议》，向西岸传媒出
资人民币 30,000,000 元认购西岸传媒新增注册资本 1,627,218.94 元，占西岸传媒增
资完成后注册资本的 6.25%。详见公司于 2011 年 8 月 25 日在上海证券交易所网站对
外披露的《海南正和实业集团股份有限公司关于全资子公司海南正和弘毅创业投资有
限公司对外投资的公告》（公告临 2011-031 号）。
2016 年 3 月 10 日，海南正和弘毅与陈新樑、西岸传媒签订《股权转让协议》，
约定向其转让海南正和弘毅持有的西岸传媒 6.25%股权，交易对价 4,475 万元。根据
公司经审计的 2015 年年报数据，该项交易没有达到董事会审议的标准，因此公司无
需进行披露。
2016 年 8 月 3 日，海南正和弘毅创业投资有限公司更名为海南油泷能源投资有
限公司。
2016 年至 2017 年 1 月，海南油泷能源投资有限公司（以下简称“海南油泷”）
仅收到转让款 1,200 万元，剩余股权转让款交易对方迟迟未予以支付，已构成严重违
约。因此海南油泷于 2017 年 2 月向福建省福州市中级人民法院（以下简称“福州中
院”）就该股权转让纠纷提起了诉讼。2017 年 11 月 23 日，海南油泷公司收到福州中
院（2017）闽 01 民初 250 号民事判决书，判决陈新樑应于本判决生效之日起十日内
向海南油泷支付股份转让款 3,275 万元并支付违约金（违约金暂计至 2017 年 2 月 13
日为 245.3425 万元，此后以 3,275 万元为基数，按年利率 24%计至款项实际还清之
日止）。2018 年 10 月 31 日，海南油泷收到福建省高级人民法院（2018）闽民终 367
号民事判决书，判决维持原判。
2019 年 3 月 26 日，海南油泷向福州中级申请强制执行该生效判决。2019 年 11
月 19 日，公司收到福州中院（2019）闽 01 执 542 号执行情况告知书，福州中院依职
权分别于 2019 年 4 月 1 日、2019 年 7 月 19 日、2019 年 10 月 10 日通过执行司法查
控系统查询被执行人名下银行存款、股权、船舶、房产、车辆登记信息，未能发现其
有可供执行的财产，裁定终结本案本次执行程序。据此公司已于 2019 年末对该项应
收款项全额计提坏账准备。
5、2018 年公司子公司马腾、克山与Сагынды ТОО公司分别签署《土地
购买协议》，马腾、克山合计购买Сагынды ТОО公司拥有的 40 公顷土地，
41
其中马腾公司购买 25 公顷，克山公司购买 15 公顷，拟用于马腾、克山项目公司生产、
生活、培训基地等，根据上述协议，马腾、克山合计支付土地购买款 3,144.19 万元，
其中马腾公司支付 1,965.09 万元，克山公司支付 1,179.10 万元，截至目前因项目审批
原因尚未完成土地过户手续。因此根据公司会计政策，采用账龄分析法计提坏账准备
1,572.09 万元。公司目前也正在敦促Сагынды ТОО公司早日完成土地过户
手续。
公司采用一贯的计提信用减值损失的政策，按照中国《企业会计准则第 22 号—
—金融工具确认和计量》及公司会计估计的规定，公司的减值金额计算准确，减值计
提政策保持一致。
（5）结合公司近三年存货及在建工程变动的具体原因、存货跌价准备及在建工
程减值计提金额、计提政策及同行业可比公司情况，说明相关减值计提是否充分。
1）存货
公司2021年至2023年存货期末账面余额情况如下（单位：元）：
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
项目
账面余额 跌价准备 账面价值 账面余额 跌价准备 账面价值 账面余额 跌价准备 账面价值
原材料 36,596,589.03 536,772.67 36,059,816.36 44,079,855.18 569,818.01 43,510,037.17 70,992,256.87 538,526.79 70,453,730.08
库存商品 34,217,414.71 34,217,414.71 28,088,724.62 28,088,724.62 58,398,036.04 58,398,036.04
在产品 2,789,273.57 2,789,273.57
合计 70,814,003.74 536,772.67 70,277,231.07 72,168,579.80 569,818.01 71,598,761.79 132,179,566.48 538,526.79 131,641,039.69
2021年与2022年存货水平基本持平，2023年存货余额较前两年大幅增加，原因主
要为：①2023年公司新成立马腾、克山贸易公司，导致期末存货余额增加4,635.29万
元，其中原材料存货860.87万元，库存商品存货3,495.49万元，在产品存货278.93万
元。两家贸易公司主要业务为将原油加工为成品油后进行销售，为保证成品油产出及
销售水平，公司需结存一定量的原油，马腾、克山贸易公司期末结存原油数量共约
3,688吨，成品油数量共约21,795.67吨；②2023年马腾公司新增原材料存货816.03万
元，克山公司新增原材料存货1,014.34万元，合计共1,830.37万元，主要为正常经营
及开采油气外购管材、化学试剂等原材料，主要用于2024年正常生产、更新维护油井
及相关设施所需。
2021年至2023年公司原油及成品油期末存量及价值情况如下（单位：元）：
42
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
项目
数量（吨） 账面价值 数量（吨） 账面价值 数量（吨） 账面价值
原油 36,948.51 34,217,414.71 37,873.28 28,088,724.62 34,949.18 31,849,751.71
成品油 21,795.67 34,954,893.14
存货中原材料为开采设备使用配件、化学消耗品及办公设备耗材，账面跌价 准
备为对未来预计不会使用原材料计提的跌价准备；库存商品为原油及成品油；在产品
为2023年新成立马腾克山贸易公司转送加工材料。
公司按照《企业会计准则第1号——存货》的规定，于各资产负债表日对存货进
行跌价测试，将存货成本与可变现净值进行对比，如果存货成本高于其可变现净值，
则计提存货跌价准备，计入当期损益。
公司对原材料存货进行跌价测试，因公司原材料为加工生产原油配备的消耗性材
料，故按照产成品原油的预计售价减去至完工时估计将要发生的成本、估计的销售费
用和相关税费后的金额确定存货的可变现净值。
公司对库存商品以及在产品存货进行跌价测试。跌价测试过程中涉及的具体参数
及选取过程如下：
①存货的估计售价，即原油及成品油预期销售价格：跌价测试采用的原油市场销
售单价价格是纳斯达克证券交易所公布的伦敦布伦特原油期货价格，2023年12月31日
的价格为77.50美元/桶；2022年12月31日的价格为85.99美元/桶；2021年12月31日的
价格为77.78美元/桶。
②销售费用及相关税费：公司结合本年的经营预算及历史经营数据进行预测，税
费依据哈国政策测算。
经测试，2023年12月31日，公司账面存货可变现净值为158,777,886.19元，高于
存货成本132,179,566.48元，公司判断存货不存在减值迹象；2022年12月31日，公司
账面存货可变现净值为98,080,455.27元，高于存货成本72,168,579.80元，公司判断
存货不存在减值迹象；2021年12月31日，公司账面存货可变现净值为85,549,707.87
元，高于存货成本70,814,003.74元，因此公司判断存货不存在减值迹象。
同行业可比公司近三年存货跌价准备情况列示如下（单位：元）：
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
公司名称
跌价准 跌价准 跌价准
账面余额 账面价值 账面余额 账面价值 账面余额 账面价值
备 备 备
中曼石油 438,040,166 438,040,166 503,903,090 503,903,090 594,632,777 594,632,777
43
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
公司名称
跌价准 跌价准 跌价准
账面余额 账面价值 账面余额 账面价值 账面余额 账面价值
备 备 备
新潮能源 178,138,863 178,138,863 133,415,629 133,415,629 137,200,118 137,200,118
中曼石油、新潮能源公司在各期末，采用存货成本与可变现净值孰低进行计量的
方法，对存货进行跌价测试。2021年至2023年间，中曼石油与新潮能源公司期末存货
可变现净值大于各期末存货成本，未计提存货跌价准备。公司与可比公司采用了相同
的存货跌价测试方法，2021年至2023年存货未计提跌价准备与同行业可比公司情况相
符。
综上所述，公司对存货跌价准备采用一贯的减值测试方法，经过测试，公司主要
存货不存在减值迹象，同时基本与同行业公司存货跌价准备情况可比。
2）在建工程
公司2021年至2023年在建工程期末余额情况如下（单位：元）：
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
项目
账面余额 减值准备 账面价值 账面余额 减值准备 账面价值 账面余额 减值准备 账面价值
莫斯科耶钻井工程 73,059,665.28 73,059,665.28 5,371,359.44 5,371,359.44 18,777,857.58 18,777,857.58
奥盖钻井工程 21,759,240.30 21,759,240.30 10,664,609.30 10,664,609.30 10,991,762.89 10,991,762.89
卡拉钻井工程 8,041,281.11 8,041,281.11 3,219,668.83 3,219,668.83 4,205,547.12 4,205,547.12
马亭钻井工程 3,224,720.99 3,224,720.99 1,092,504.42 1,092,504.42 809,281.56 809,281.56
东科钻井工程 1,651,432.47 1,651,432.47 684,635.08 684,635.08 906,212.27 906,212.27
其他工程 5,760,831.00 5,760,831.00 2,094,177.56 2,094,177.56 3,154,734.03 3,154,734.03
伊拉克工程 42,797,876.63 42,797,876.63
合计 113,497,171.15 113,497,171.15 23,126,954.63 23,126,954.63 81,643,272.08 81,643,272.08
截止2021年12月31日，在建工程前5大供应商情况如下（单位：元）：
年度采购金 期末在建工
供应商名称 采购内容 是否为关联方
额 程余额
Международная Нефтяная Сервисная Компания СИНОПЭК 钻井 25,989,131.00 否
Мунай Сервис Лтд ТОО 钻井 30,084,238.48 12,328,691.28 否
Восток нефть и сервисное обслуживание ТОО 钻井 30,690,083.49 5,395,297.90 否
Проектный институт OPTIMUM, ТОО 设计 1,646,140.55 2,485,941.54 否
ПроектГеоИнжиниринг ТОО 设计 1,264,953.15 642,958.04 否
合计 — 63,685,415.68 46,842,019.76 —
截止2022年12月31日，在建工程前5大供应商情况如下（单位：元）：
年度采购金 期末在建工
供应商名称 采购内容 是否为关联方
额 程余额
Восток нефть и сервисное обслуживание ТОО 钻井 - 6,682,273.08 否
Проектный институт OPTIMUM, ТОО 设计 2,039,513.94 2,813,687.33 否
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年度采购金 期末在建工
供应商名称 采购内容 是否为关联方
额 程余额
ПроектГеоИнжиниринг ТОО 设计 1,019,310.86 702,345.71 否
KZ ПроектСтройКомплекс Атырау ТОО 设计 686,525.43 568,140.45 否
CasingSolutions ТОО 建安工程 - 317,895.55 否
合计 — 3,745,350.22 11,084,342.12 —
截止2023年12月31日，在建工程前5大供应商情况如下（单位：元）：
年度采购金 期末在建工
供应商名称 采购内容 是否为关联方
额 程余额
Цинлун НТиИК ТОО 钻井 116,593,170.76 10,302,470.98 否
Восток нефть и сервисное обслуживание ТОО 钻井 - 6,795,585.62 否
Проектный институт OPTIMUM, ТОО 设计 1,695,656.79 2,861,399.54 否
ОРДА Строй Компани ТОО 建安工程 3,351,502.83 907,101.57 否
Дианит, ТОО 维修工程 1,980,903.54 830,573.92 否
合计 — 123,621,233.93 21,697,131.64 —
莫斯科耶油田2023年期末主要增加的在建工程项目为钻井工程中的第403号评价
井，该工程期末账面价值为12,400,556.75元，占莫斯科耶期末在建工程账面价值的
66.04%。第403号评价井于2023年2月27日开始招标，钻井施工方为Цинлун Н
ТиИК ТОО，开钻时间为9月3日，完钻时间9月19日，井型为评价井，预计2025
年转为开发井计入油气资产。
期末在建工程明细如下（单位：元）：
在建工程项目名称 2023/12/31 账面价值
钻井工程 13,068,915.17
油管线 1,369,088.53
注水管线 1,161,000.86
方案 633,991.67
光纤传输线路 338,005.07
燃气发电机房建设 309,703.88
井平台 851,599.55
道路建设 542,428.72
热交换设施建设 152,981.79
注气管线 76,879.88
储土池建设 68,140.82
储碎石池建设 68,140.82
食堂建设 48,177.45
联合站消防报警系统 46,036.56
45
在建工程项目名称 2023/12/31 账面价值
加油点建设 42,766.83
合计 18,777,857.58
伊拉克在建工程项目情况如下：
2018年，公司中标伊拉克第五轮区块招标中的Huwaiza和Naft Khana两处区块的
勘探和开发权。
2018年4月，伊拉克石油部宣布公司成功中标获得伊拉克第五轮区块招标中的
Huwaiza和Naft Khana两处区块的勘探和开发权。
2023年2月，伊拉克石油部举行合同签字仪式，两个项目的石油合同正式签署。
2023年，两个项目在伊拉克当地公司完成注册；2023年8月、11月，公司伊拉克区
块管理团队与伊拉克国家石油公司分别召开两次联合管理委员会会议，会议审议了两
个项目人事、采办、会计等政策，以及2023年及2024年预算等重大事项。
Huwaiza项目，联合管理委员会批复2023年投资预算622万美元，2023年实际完成
投资308万美元，包括人工成本302万美元，租房、法律、办公等费用6万美元。
Naft Khana项目，联合管理委员会以实际发生数批复2023年投资预算，2023年实
际完成投资297万美元，包括人工成本286万美元，租房、法律、办公等费用11万美元。
公司按照《企业会计准则第8号——资产减值》的规定，于资产负债表日对在建
工程进行减值测试。公司财务部与工程管理部门配合，期末对在建工程项目进行全面
检查，对是否存在减值迹象进行判断，有迹象表明其发生减值时应当估算其可收回金
额，与账面价值进行比较，按照规定程序报批计提减值准备。针对可收回金额，公司
通过计算每桶油的现金流与历史开井吨数，确认覆盖油井成本最低开采吨数，以最低
开采吨数确定可收回金额。
经测试，2023年公司覆盖油井成本最低开采吨数为20,553.52吨，2022年公司覆
盖油井成本最低开采吨数为20,637.24吨，2021年公司覆盖油井成本最低开采吨数为
20,865.60吨，公司历史一般情况平均开采吨数情况为50,000吨，大于覆盖油井成本
最低开采吨数，因此公司判断在建工程不存在减值迹象。
同行业可比公司近三年在建工程减值情况列示如下（单位：元）：
46
2021/12/31 2022/12/31 2023/12/31
公司名称 减值准 减值准 减值准
账面余额 账面价值 账面余额 账面价值 账面余额 账面价值
备 备 备
中曼石油 205,011,581 205,011,581 459,904,650 459,904,650 423,075,958 423,075,958
因新潮能源不存在在建工程，故选取中曼石油作为公司同行业可比公司。公司与
可比公司采用相同的在建工程减值计提政策，2021年至2023年在建工程未计提减值与
同行业可比公司情况相符。
综上所述，公司对在建工程计提减值采用一贯的减值测试方法，经过测试，公司
在建工程不存在减值迹象，同时与同行业可比公司在建工程减值情况一致。
会计师回复：
针对上述情况，我们执行了如下审计程序：
1.针对油气资产减值准备的主要审计程序、核查手段及核查范围如下：
（1） 了解、评价和测试与资产减值相关的内部控制的设计及执行有效性；
（2）获取油气资产明细表、增减变动表、折耗计提表、减值测算表、储量评估报
告、油田开发方案以及井位图；
（3）对重要境外子公司马腾克山油气资产中的实物资产井及相关设施亲往实施
监盘；
（4）评估管理层油气资产减值测试现金流模型编制方法的恰当性，并测试其数
据计算的准确性及现金流模型中使用的基础数据的完整性、准确性和相关性；
（5）评估管理层油气资产减值测试现金流模型编制方法的恰当性，并测试其数
据计算的准确性及现金流模型中使用的基础数据的完整性、准确性和相关性；
（6）将公司在现金流模型中采用的未来原油价格与知名机构公布的原油预测价
格进行比较；
（7）将现金流模型中采用的未来原油产量与第三方储量专家出具的原油储量评
估报告中的相关未来产量进行比对；
（8）将现金流模型中采用的未来生产成本与历史生产成本或相关预算进行比较；
（9）将现金流模型中采用的折现率与上年减值测试模型中的折现率比较；
（10）选取了现金流模型中的其他关键数据，价格和产量，并将其与历史数据和
油田开发计划进行比较。
审计程序的核查比例及主要审计证据：
47
根据已执行的审计程序获取的证据，核查油气资产的真实性、准确性。截止 2023
年 12 月 31 日，油气资产期末账面价值 764,543.58 元，检查金额 752,383.23 万元 1，
综合检查比例 98.41%。其中：通过检查业务原始资料及重新计算确认金额 567,832.37
万元，占比 74.27%，检查资料主要包括：油气资产收购价格分摊计算表、储量评估报
告、油田开发方案、井位图等；通过实物盘点确认金额 103,286.19 万元，占比 13.51%；
通过细节测试确认金额 81,264.67 万元，占比 10.63%，细节测试检查资料主要包括：
资产安装单、核算清单、工程验收单、在建工程转入油气资产审批单、资产接收单等。
2.针对其他非流动金融资产公允价值确认的主要审计程序如下：
（1）了解与评价管理层与其他非流动金融资产公允价值计量相关的内部控制设
计的合理性，并测试相关内部控制运行的有效性；
（2）通过获取工商登记资料、最近一期的财务资料、储量报告等资料，向被投资
单位发函询证、现场走访，以核实该金融资产的初始投资额、持股比例以及被投资单
位发放股利等情况，以综合分析该类资产的真实性；
（3）对被投资单位执行延伸审计，主要程序包括：
1）获取财务报表及明细账，对主要科目进行分析性复核；
2）访谈关键管理层，了解被投资单位经营情况；
3）对重大投资筹资合同、业务合同及相关支持性文件进行抽查；
4）对重要银行执行函证程序；
5）对重要资产进行盘点，并检查其增加减少凭证；
（4）评价公司管理层对其他非流动金融资产的估值方法是否合理，使用的关键
假设、可观察和不可观察输入值、重要参数是否恰当：
1）获取管理层聘请的外部评估师出具的评估报告，对外部评估师的胜任能力、
专业素养和独立性进行评估；
2）聘请独立评估专家，对其他非流动金融资产公允价值的估值过程进行复核；
3）与管理层及评估专家沟通，比对历史财务数据、市场趋势、行业数据等，评
估管理层所采用的关键判断和假设的合理性。
（5）评估管理层对其他非流动金融资产的财务报表披露是否恰当；
（6）获取其他非流动金融资产的汇率折算过程，对汇率折算进行重新计算。
3.针对其他应收款减值的主要审计程序如下：
48
（1）了解与其他应收款减值相关的关键内部控制，评价这些控制的设计，确定其
是否得到执行，并测试相关内部控制的运行有效性；
（2）对主要债务人实施函证程序；
（3）对本报告期新增的客户进行背景调查；
（4）对本报告期的其他应收款增加减少情况执行细节测试；
（5）复核并检查预期信用损失模型中所使用的关键假设合理性及数据准确性；
（6）重新计算其他应收款的坏账准备，复核坏账准备金额的准确性；
（7）与管理层讨论、评估存在违约、减值迹象的其他应收款，检查相关支持性证
据，包括评价客户的资信状况、经营情况和还款能力等，判断管理层计提坏账准备的
合理性；
（8）检查其他应收款的期后回款情况，评价管理层计提其他应收款坏账准备的
合理性；
（9）检查与其他应收款及其减值相关的信息是否已在财务报表中做出恰当列报。
4.针对公司存货跌价准备计提的合理、审慎、恰当性，我们执行的审计程序如下：
（1）了解、评价和测试与计提存货跌价准备相关的内部控制的设计及执行有效
性；
（2）对存货亲往实施监盘：在监盘前，向公司获取资产清单，按照比例结合重要
性水平进行抽样，并与公司管理层沟通具体监盘计划；现场监盘时，检查存货的数量
及实际情况，现场确认监盘差异并获取相关支持性资料；监盘完成后，对盘点日与资
产负债表日不同产生的差异情况，获取支持性文件；
（3）获取存货跌价准备计算表，评价和复核管理层在存货减值测试中使用的相
关参数的合理性，尤其是未来国际油价、生产成本、销售所必须的估计费用等，并与
我们了解到的历史成本、相关预算以及原油价格的未来趋势情况进行比对，对存货跌
价准备进行重新计算；
（4）检查存货跌价准备相关信息在财务报表中的列报和披露。
5. 对在建工程的主要审计程序如下：
（1） 了解、评价和测试与在建工程相关的内部控制的设计及执行有效性；
（2） 对重要在建工程亲往进行实地检查，核实工程项目的实际进度及状态；
（3）对本年新增重大在建工程，抽样检查项目的合同、发票、工程结算单、付款
单据等支持性文件，复核其入账价值的准确性；
49
（4）对本年在建工程转入固定资产和油气资产的项目，检查完工验收单等资料，
判断在建工程转入固定资产、油气资产的时点是否合理、恰当；
（5）将单井开发成本的预算金额与历史单井产出进行比较，判断是否存在减值
迹象；
（6）检查与在建工程相关的信息是否已按照企业会计准则的规定在财务报表中
作出恰当列报与披露。
核查结论：
基于已执行的审计工作，我们认为，公司对油气资产减值、其他非流动金融资产
公允价值、其他应收款减值、存货跌价准备以及在建工程减值的评估是恰当、合理的，
符合企业会计准则及公司会计政策的有关规定；公司采用的减值计提政策保持了一贯
性，与行业趋势一致。
三、年报显示，控股股东广西正和实业集团有限公司承诺马腾石油股份有限公司
（以下简称马腾公司）2014 年-2023 年累计实现的合并报表的净利润总和不低于
31.46 亿元。截至 2023 年末，马腾公司累计实现净利润 34.39 亿元，占业绩承诺的
109.31%，相关业绩承诺已完成。公告显示，该业绩承诺经过多次延期，自 2016 年延
至 2023 年，其中，2023 年马腾公司实现净利润 5.32 亿元。
请公司：（1）结合马腾公司的产销量情况、毛利率、回款及收入确认情况等，
补充披露 2023 年马腾公司的主要财务数据；（2）2020 年以来，马腾公司实现的净
利润较往年大幅增长，请公司补充披露业绩承诺期内马腾公司产销量变化、国际原油
价格变动趋势、减值计提情况等，说明业绩较往期大幅增长的具体原因，是否与行业
趋势一致，是否存在不当调节利润以实现业绩承诺的情况。
公司回复：
（1）结合马腾公司的产销量情况、毛利率、回款及收入确认情况等，补充披露
2023 年马腾公司的主要财务数据；
马腾公司主要从事哈萨克斯坦境内的石油勘探开发、生产销售业务。公司持有马
腾公司98.341%股权，马腾公司持有克山公司100%股权。马腾公司拥有卡拉阿尔纳、
东科阿尔纳以及马亭3个油田；子公司克山公司持有莫斯科耶、卡拉套以及道勒塔利3
个油田。
马腾公司和克山公司2023年度产销量情况如下：
50
公司名称 产量（吨） 销量（吨）
马腾公司 264,986 475,386
克山公司 489,745 277,416
合计 754,731 752,802
注：克山公司产量大于销量的部分由马腾公司对外实现销售；马腾公司销量大于产量的
部分为克山公司原油先内部销售至马腾公司，后对外实现销售。
原油出口业务是公司销售贸易业务的重点。公司始终坚持实现原油出口效益最大
化的销售策略，通过整合马腾、克山的销售资源, 发挥马腾项目特有的 CPC 管道出口
路径优势，优化销售渠道。
CPC 管道全称 Caspian Pipeline Consortium（里海管道财团），由美国石油巨
头雪佛龙公司领衔的石油财团、俄罗斯国家石油管道运输公司、哈萨克斯坦政府共同
运营。CPC 管道是哈萨克斯坦原油出口的主要通道，输送了哈萨克斯坦 82%以上的出
口原油。哈萨克斯坦其他原油出口管道还包括通往俄罗斯方向的阿特劳-萨马拉管道，
以及通往中国方向的阿塔苏-阿拉山口管道。受俄乌战争影响，对于马腾、克山出口
业务，CPC 出口方向经济效益明显优于其他出口方向。但 CPC 并非开放的商业运营管
道，其输油权益只在管道股东或股东关联方中分配，对油品和油品所属公司资质也有
诸多要求。由于历史沿革原因，马腾是 CPC 股东指定的关联输油商，与 CPC 之间有输
油合同，而克山不具备这一条件。因此克山通过将出口原油销售给马腾，再由马腾经
CPC 运输销售给出口客户 Vitol，实现出口经济效益最大化。
经过与 CPC 管道的反复沟通自 2023 年 10 月起，克山原油销售给马腾进一步出口
的模式，优化为通过马腾为克山提供 CPC 运输代理服务的方式，成功实现克山原油经
CPC 独立出口，直接销售给出口客户 Vitol，实现了克山原油出口路径的进一步优化。
马腾公司原油销售收入确认时点为货物控制权已经转移给买家的时点。对于内销
客户，原油到达内销客户指定的哈萨克斯坦境内炼厂计量站时，控制权由卖方转移至
买方，以原油运输至内销客户指定炼厂并办理运输完工单后开具发票作为确认收入的
时点。对外销客户，公司采用FOB贸易模式，原油在装运港被装运至指定船只时，控
制权由卖方转移至买方，以公司将货物装船完毕并办理相关装运手续后开具发票作为
确认收入的时点。
马腾公司合并层面2023年度营业收入为249,847.02万元，营业成本为85,756.27
万元，毛利率为65.68%。截止2023年12月31日，马腾公司合并层面应收账款账面余额
为9,949.26万元，截止问询函公告日，期后已收回金额121.40万元，回款比例为1.22%，
51
尚未回款情况主要为应收BCM GIobal (UK) Limited质量银行收入6,460.65万元。
马腾公司2023年度主要财务信息如下（主要财务信息为公司内各企业之间相互抵
消前的金额，但经过了合并日公允价值及统一会计政策的调整）：
单位：万元
期末余额/本期发生额
项目
马腾石油股份有限公司 克山股份有限公司
流动资产 216,238.71 122,105.52
非流动资产 819,793.36 334,567.25
资产合计 1,036,032.07 456,672.77
流动负债 136,038.82 104,442.89
非流动负债 190,422.14 68,685.12
负债合计 326,460.96 173,128.01
营业收入 208,364.07 139,706.56
净利润 21,303.95 26,885.36
综合收益总额 28,891.63 31,300.07
经营活动现金流量 86,250.98 10,758.28
（2）2020 年以来，马腾公司实现的净利润较往年大幅增长，请公司补充披露业
绩承诺期内马腾公司产销量变化、国际原油价格变动趋势、减值计提情况等，说明业
绩较往期大幅增长的具体原因，是否与行业趋势一致，是否存在不当调节利润以实现
业绩承诺的情况；
2020年以来，马腾公司业绩较往期大幅增长主要受人民币兑美元汇率贬值、原油
产销量、国际原油价格、成品油销售以及资产减值计提的影响，与行业趋势一致。公
司报表真实反应公司经营成果，不存在不当调节利润以实现利润承诺的情况。各影响
因素情况具体分析如下：
业绩承诺期内，马腾公司各年实现净利润情况如下表所示：
会计年度 净利润（万元） 较上年变动比例（%）
2014 年度 25,871.80
2015 年度 7,072.02 -72.67
2016 年度 2,952.16 -58.26
2017 年度 27,843.20 843.15
2018 年度 57,604.24 106.89
2019 年度 55,800.84 -3.13
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2020 年度 5,463.64 -90.21
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2021 年度 53,303.52 875.60
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2022 年度 56,381.75 5.77
52
会计年度 净利润（万元） 较上年变动比例（%）
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2023 年度 51,603.58 -8.47
合计 343,896.75 —
注：经广西正和同意，马腾公司持有的苏克公司10%的股权在2020至2023年公允价值变动所形
成的当期损益不纳入广西正和对上市公司业绩承诺的范畴，故上表以扣除苏克公司10%股权公允
价值变动后的净利润列示。
业绩承诺期间马腾公司合并净利润变动情况（万元）
70,000.00
60,000.00
50,000.00
40,000.00
30,000.00
20,000.00
10,000.00
0.00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
马腾公司业绩承诺期内各年实现净利润呈现2014至2016年逐年下降，2017年、
2018年翻倍上涨，2019年与2018年基本持平，2020年骤降，2021至2023年回升至2019
年水平的情况，具体原因分析如下：
1）人民币兑美元汇率贬值的影响
马腾公司及克山公司所处哈萨克斯坦，以美元作为记账本位币。业绩承诺期内，
人民币兑美元汇率经历了先贬值、后反弹、再贬值的波动走势。2014年至2023年各年
人民币兑美元年平均汇率情况如下：
会计年度 人民币兑美元汇率
2014 年度 6.1428
2015 年度 6.2284
2016 年度 6.6423
2017 年度 6.7518
2018 年度 6.6174
2019 年度 6.8985
2020 年度 6.8976
2021 年度 6.4515
2022 年度 6.7261
2023 年度 7.0467
53
业绩承诺期间人民币兑美元汇率变动情况
7.2
7
6.8
6.6
6.4
6.2
6
5.8
5.6
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
在不考虑人民币兑美元汇率贬值的影响下，马腾公司各年实现净利润变动情况如
下表所示：
会计年度 净利润（万美元） 较上年变动比例（%）
2014 年度 4,211.73
2015 年度 1,135.45 -73.04
2016 年度 444.45 -60.86
2017 年度 4,123.82 827.85
2018 年度 8,704.97 111.09
2019 年度 8,088.84 -7.08
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2020 年度 792.11 -90.21
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2021 年度 8,262.19 943.06
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2022 年度 8,382.53 1.46
扣除苏克公司 10%股权公允价值变动后 2023 年度 7,323.08 -12.64
业绩承诺期间马腾公司合并净利润变动情况（万美元）
-扣除汇率变动影响
10000
8000
6000
4000
2000
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
2）原油产销量、国际原油价格以及成品油销售业务的影响
马腾及克山公司原油销售为以产定销，业绩承诺期内各年销量变动情况与产量一
致，从2015年开始逐年上升，于2019年达到最高点后逐年略有下降。
54
业绩承诺期内，马腾及克山公司整体原油产量从2015年逐渐上升，并于2019年达
到最高点104.32万吨/年，自2020年起各年稍有下降，2020年至2023年平均年产量约
87万吨。马腾及克山公司营业成本变动趋势与原油产量变动基本一致，自2014年约
3,334.75万美元逐年上升，并于2019年达到最高点约9,807.37万美元，自2020年起各
年稍有下降。2023年因马腾和克山公司开启了内销原油加工、成品油销售的新业务的
情况下，成本中新增了加工费、成品油运输费、炼化添加剂等费用，并且其它固定费
用未有显著变化，营业成本较2022年有所上涨。
2014年至2023年马腾、克山公司产销量情况如下：
原油产量（吨） 原油销量（吨）
会计年度
马腾公司 克山公司 马腾公司 克山公司
2014 年度 272,217.33 280,668.62
2015 年度 494,739.00 62,516.00 487,502.43 62,746.39
2016 年度 427,331.00 202,682.00 417,503.23 179,745.77
2017 年度 436,046.00 345,700.00 500,915.81 273,427.07
2018 年度 412,075.00 537,343.00 649,528.76 297,420.24
2019 年度 380,167.00 663,033.00 862,584.10 165,015.90
2020 年度 342,967.00 630,333.00 839,464.24 108,035.76
2021 年度 308,201.00 624,065.00 726,384.91 192,500.00
2022 年度 283,676.00 554,440.00 509,975.33 315,500.00
2023 年度 264,986.00 489,745.00 475,385.58 277,416.00
注：克山公司产量大于销量的部分由马腾公司对外实现销售；马腾公司销量大于产量的
部分为克山公司原油先内部销售至马腾公司，后对外实现销售。
业绩承诺期间马腾公司原油产销量变动情况
1,200,000.00
1,000,000.00
800,000.00
600,000.00
400,000.00
200,000.00
0.00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
原油产量（吨） 原油销量（吨）
业绩承诺期内，马腾公司合并营业收入受销量及国际原油价格变动影响较大，
55
2015年至2017年布伦特平均油价水平约52美元/桶，油价存在先降后小幅增长的变动
情况，但因2017年原油销量增长幅度较大，马腾公司合并营业收入从 2015年约
16,839.30万美元上涨至2017年约25,134.44万美元。2018年，受原油销量和国际原油
价格同步大幅上涨的影响，马腾公司合并营业收入上涨至约40,055.01万美元。2019
年，虽原油销量上涨至最高点104.32万吨/年，但油价下降10%，导致营业收入略有下
降。2020年因疫情和国际原油市场供需不稳定，国际油价骤降至平均43.76美元/桶，
为业绩承诺期最低水平，虽销量与2018年持平，但实现营业收入下降至约22,688.09
万美元。2021年至2023年虽原油销量有所下降，但国际原油价格不断上涨并维持在较
高水平，2022年高达98.38美元/桶，2021年至2023年年平均油价约83.64美元/桶，马
腾公司2021年至2023年合并实现营业收入平均约38,100万美元/年。
2014年至2023年国际原油价格变动情况如下：
会计年度 布伦特平均油价（美元/桶）
2014 年度 99.29
2015 年度 57.21
2016 年度 45.14
2017 年度 54.78
2018 年度 71.33
2019 年度 64.07
2020 年度 43.76
2021 年度 70.64
2022 年度 98.38
2023 年度 81.90
业绩承诺期间布伦特年平均油价（美元/桶）
120
100
80
60
40
20
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
同时，2023年马腾公司新增成品油销售，各月成品油销售数量、销售单价及销售
56
收入情况如下：
马腾公司 克山公司
月份 销售数量 销售单价 销售收入 销售数量 销售单价 销售收入
（吨） （元/吨） （元） （吨） （元/吨） （元）
1月 - - 416.91 218.65 91,158.65
2月 2,866.26 1,103.65 3,163,352.98 3,144.00 1,828.93 5,750,150.54
3月 11,708.90 2,812.20 32,927,741.54 17,569.55 2,783.46 48,904,046.28
4月 14,072.69 2,976.59 41,888,599.80 16,975.92 2,782.91 47,242,420.96
5月 12,771.36 2,391.91 30,547,921.56 23,943.95 2,766.00 66,229,011.95
6月 10,857.69 2,958.10 32,118,086.85 23,635.70 2,683.76 63,432,487.69
7月 3,129.09 2,647.32 8,283,687.09 10,115.57 3,437.01 34,767,320.56
8月 4,732.49 3,583.91 16,960,792.43 2,381.37 3,541.04 8,432,534.11
9月 1,391.93 2,553.82 3,554,747.07 1,097.42 1,947.40 2,137,125.50
10月 966.00 1,801.96 1,740,693.87 1,055.91 2,024.26 2,137,431.89
11月 79.55 3,838.85 305,391.72 51.14 5,568.43 284,763.91
12月 49.97 3,008.18 150,303.72 91.61 1,810.09 165,826.40
合计 62,625.91 - 171,641,318.62 100,479.05 279,574,278.43
2023年马腾公司合并层面成品油收入合计约为4.51亿元，占主营业务收入18%，
对收入存在一定影响。
3）减值计提情况的影响
2014年至2023年马腾公司合并层面减值计提情况如下（单位：美元）：
会计年度 资产减值损失 信用减值损失 合计
2014 年度 -12,628.00 -12,628.00
2015 年度 -27,722.00 -27,722.00
2016 年度 68,777.62 68,777.62
2017 年度 -292,237.03 -292,237.03
2018 年度 -2,309,579.11 -2,309,579.11
2019 年度 -4,114,455.36 -4,114,455.36
2020 年度 -3,911,619.87 -3,911,619.87
2021 年度 -1,170,392.77 -1,170,392.77
2022 年度 -905,845.80 -905,845.80
2023 年度 -9,083,021.20 1,505,995.78 -7,577,025.42
除2023年涉及油气资产减值外，马腾公司2014年至2022年减值计提主要内容为坏
账准备计提。
马腾公司2014年至2023年净利润变动趋势与哈萨克斯坦生产销售石油公司净利
润变动趋势对比如下图：
57
业绩承诺期间马腾公司及同行业可比公司净利润变动情况
200,000.00
150,000.00
100,000.00
50,000.00
0.00
(50,000.00)
(100,000.00)
(150,000.00)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
洲际油气 ТОО Жаикмунай АО КМК МУНАЙ АО Каражанбасмунай
如上图所示，马腾公司业绩承诺期间净利润变动与行业趋势一致。公司报表真实
反应公司经营成果，不存在不当调节利润以实现利润承诺的情况
会计师回复：针对马腾公司业绩承诺事项，我们执行了如下审计程序：
（1）对马腾公司 2020 年度至 2023 年度合并财务报表进行了审计；
（2）我们于 2021 年 4 月 29 日出具了大华核字[2021]005792 号非公开发行股票
业 绩 承 诺 实 现 情 况 说 明 的 审 核 报 告 、 于 2024 年 4 月 24 日 出 具 了 大 华 核 字
[2024]0011007037 号非公开发行股票业绩承诺实现情况说明的审核报告，对 2014 年
度至 2023 年度净利润的口径进行了确认；
（3）执行营业收入截止性测试，以评价营业收入是否被记录于恰当的会计期间。
核查结论：
基于已执行的审计工作，我们认为马腾公司实现的合并报表净利润各年度统计口
径保持连续一致、未发现跨期确认收入等情形，不存在不当调节利润以实现业绩承诺
的情况。
四、年报显示，报告期末公司货币资金为 12.28 亿元，较去年同期大幅增加约 10
亿元，其中受限货币资金 3332.96 万元；预付款项为 4.31 亿元，去年期末为 1.16 亿
元，公司称主要系预付工程款增加；报告期末公司长期借款 6.37 亿元，一年内到期
的非流动负债 2.34 亿元；2023 年公司财务费用支出为 4.24 亿元，较去年同期下降
3.93%，其中，利息费用 4.12 亿元，利息收入 0.25 亿元。
请公司：（1）补充披露预付款项期末余额前五大对象的名称、所在地、业务背
58
景、金额、起止期限、所属项目具体情况及进展，是否为关联方，本期较去年大幅增
长的原因及合理性；（2）补充说明报告期内货币资金受限的原因，货币资金是否存
在其他潜在的限制性安排；（3）补充披露报告期内月度货币资金余额、利率水平、
存放和使用情况，说明利息收入、支出与存贷款规模是否匹配；（4）结合公司主要
融资结构及负债情况，补充说明货币资金大额增长的情况下，借款规模及财务费用仍
较高的原因及合理性。
请年审会计师对上述问题发表意见，并进一步结合银行函证等，说明针对公司货
币资金采取的具体核查程序、覆盖比例，对无法函证对象的替代程序，说明相关权利
受限情况的披露是否完整准确。
公司回复：
（1）补充披露预付款项期末余额前五大对象的名称、所在地、业务背景、金额、
起止期限、所属项目具体情况及进展，是否为关联方，本期较去年大幅增长的原因及
合理性；
预付账款期末余额为 4.3 亿元，较去年年末增长 3.1 亿元，主要为预付海南青玉
国际科技有限公司、预付海南青玉能源集团有限公司工程款增加 1.8 亿元，预付中工
国际工程股份有限公司工程款增加 0.58 亿元，预付 Loong Sapphire International
ТОО 物资采购款 0.44 亿元等。
预付账款前五名信息如下：
合作起止期 是否关
单位名称 期末余额 后续状况 2024.5.31 余额
限 联方
项目推进受阻，
海南青玉国际科技有限公司 99,066,582.00 2022 年至今 否 0
已经收回款项
项目推进受阻，
海南青玉能源集团有限公司 82,369,842.82 2022 年至今 否 0
已经收回款项
中工国际工程股份有限公司 94,699,313.87 2017 年至今 项目推进中 否 94,699,313.87
采购货物已到
Loong Sapphire International
43,635,893.05 2021 年至今 货，冲减预付账 否 5,198,811.30
ТОО
款。
Autonomous Cluster Fund 按科研进度使用
26,174,993.35 2018 年至今 否 26,174,993.35
PIT 科研经费
合计 345,946,625.09 126,073,118.52
1.海南青玉能源集团有限公司（以下简称“海南青玉”）是一家注册在海南，专
业从事油田服务和建设企业。海南青玉的主营业务为集中采购，包括：聚合物等化学
品、石油相关配件、工具以及设备类、技术服务类的采购和技术服务。截止 2023 年
底，海南青玉未经审计的报表其资产总额约 1.67 亿，净资产约 3373 万元。 2023 年
59
收入总额 1.21 亿，净利润 1105 万元。
海南青玉国际科技有限公司（以下简称“青玉国际”）是海南青玉的全资子公司。
青玉国际的主营业务为石油相关配件、工具的物资贸易。截止 2023 年底，青玉国际
未经审计的报表其资产总额约 5603 万元，净资产约 594 万。2023 年收入总额 2888 万
元，净利润 275 万元。
油田的勘探、开发需要稳定、长期的业务合作伙伴，从而可以有效摸索、掌握每
个油田的特性和规律，有利于更加高效、低成本的进行油田的勘探、开发，因此 2022
年 7 月 11 日，我公司与海南青玉签署了《洲际油气与海南青玉战略合作协议》，（详
见公司于 2022 年 7 月 12 日在上海证券交易所网站对外披露的《洲际油气股份有限公
司关于与海南青玉签署战略合作协议的公告》（公告编号：2022-030 号）。）双方共
同致力于在油气行业进行长期发展，双方市场具有高度的一致性，业务具有互补性，
共同决定建立全方位的长期深度战略合作关系，通过合作产生协调效应。协议主要内
容：双方将长期目标确立为建立以国际油气资源业务为核心业务，以油田建设和服务
为支持性业务，以“一带一路”地区为重点的全球产业布局，力争实现各地区业务规
模化、一体化发展，成为具备使油气资源价值最大化的核心竞争力和较强的风险防范
能力的油气产业战略合作联盟。协议双方将协同发展、互相支持，全面互为优先的合
作伙伴，在各自优势市场相互帮助，形成互补，共享资源和信息。
按照历年惯例，马腾公司在 2023 年第四季度启动开发计划的滚动更新和储量复
算报告的编制，哈萨克斯坦储量评估机构 Optimum 研究院给出了 2024-2028 年未来五
年的新钻井和增产措施工作量。以此为基础，为了有效组织未来钻井工程的物资供应
和统筹施工，经过充分探讨和沟通谈判，2023 年 12 月 5 日马腾公司、公司下属公司
香港德瑞能源发展有限公司与战略合作伙伴海南青玉签署了《哈萨克斯坦油田服务协
议》，以充分发挥其在工程装备和技术服务方面的优势，负责马腾公司 2024-2026 年
主要新钻井及其配套地面工程的实施，公司于 2023 年按约定支付了工程预付款。
2018年，公司中标伊拉克第五轮区块招标中的Huwaiza和Naft Khana两处区块的
勘探和开发权。2023年2月，洲际油气与伊拉克政府正式签署了NK油气田的勘探与开
发合同，并与伊拉克政府成立了联管会。2023年11月NK项目第二次联管会批准了NK区
块的勘探计划，对2024-2028年未来五年的二维、三维地震和探井、评价井进行了部
署。以此为基础，为了有效组织未来勘探工作量的统筹实施，加快和提前勘探评价工
作进度，以尽早使油气田进入开发阶段。经过充分探讨和沟通谈判，2023年12月7日
60
公司下属公司恩凯石油天然气有限公司与战略合作伙伴海南青玉签署了《伊拉克油田
服务协议》，以充分发挥其在工程装备和技术服务方面的优势，负责NK项目2024-2025
年地震采集、新钻井及其配套地面工程的实施。公司于2023年按约定支付了工程预付
款。
但在上述服务协议签署后，因自去年 10 月巴以新一轮冲突爆发以来，也门胡塞
武装多次袭击红海、亚丁湾、阿拉伯海和阿曼湾的船只。由于阿曼湾海峡属于抵达伊
拉克乌木卡萨尔港的必经之路，目前的航运时间增加了至少 15 天以上，运输成本增
加大约 400%以上。同时随着红海事件的不断发展，大量船舶都无法按照原订的时间完
成运载，造成大量集装箱、船舶都在海上。对整体海运造成非常严重的影响，对伊拉
克项目的正常推进也产生了阻碍，海南青玉设备动迁、物资采购、人员派遣等工作出
现延迟。
同时 2024 年 2 月初，哈萨克斯坦出现政治变局，政府高层集体辞职。2 月 5 日，
总统解散内阁，2 月 6 日，任命新的总理。在此期间政府机构一直处于交接状态，对
相关政府报批实现产生影响，因此对马腾项目的顺利推进也产生了影响。
鉴于上述情况，洲际油气与海南青玉已协商一致，于 2024 年 4 月 24 日签订了上
述服务协议的解除协议，海南青玉已于 2024 年 5 月将上述预付款项予以全额返还。
公司与海南青玉不存在关联关系，除上述合作内容外，公司与海南海南青玉下属
子公司存在业务往来，具体情况如下：
（1）在疫情期间，为充分利用海南青玉在海外的业务资源，2020 年 7 月，公司
下属公司海南油泷能源投资有限公司与海南青玉及其他合作方共同投资成立融祥熔
喷高性能纤维（天津）有限公司（以下简称“融祥公司”），公司拟投资 500 万元，
占股 10%，并由公司董事长兼任该融祥公司法人，计划合作业务为日用口罩生产及销
售。后因业务停滞，预计无法继续开展，该公司已于 2022 年 3 月 7 日完成注销；
（2）2021 年，为节省公司办公费用及公司业务发展需要，公司北京办公地址从
位于北京市朝阳区的叶青大厦整体搬迁至位于北京市朝阳区孙河乡顺黄路 229 号海
德商务园，并与办公场所的出租方为海南青玉子公司北京涛铂贸易有限公司签署了相
关协议。在整体办公面积增加的情况下，办公场地租赁费用由原来的 53.27 万元/月
下降至 32.40 万元/月。
上述业务往来均属于企业间的正常运营合作，截至目前不构成关联关系和关联
交易。
61
2021 年至 2023 年，公司与海南青玉及其境内外子公司的采购情况如下（单位：
万元）：
采购业务类别 2021 年度 2022 年度 2023 年度
油田设备采购 4,699.61 6,595.80 4,386.42
租赁及其他物业管理 455.90 417.90
油田工程预付款 18,844.32
油田设备采购预付款 592.92 4,363.59
1.中工国际工程股份有限公司为注册在中国的承包境内外工程，包括工程所需材
料、设备出口等服务的公司。公司自 2017 年起一直与中工国际保持着良好的合作。
2023 年 8 月，洲际油气与中工国际又签署了《战略合作协议》，商定了双方在伊拉克
的合作计划，双方本着互惠互利、优势互补和共同发展的原则，建立起共赢合作和战
略伙伴管理的基础和原则。基于上述协议，中工国际为洲际油气在海外油气田的勘探
与开发提供技术及工程服务，目前与中工国际的合作均在有序推进之中。
2.Loong Sapphire International ТОО 为注册在哈萨克斯坦的公司，从 2021 年开始为子
公司马腾公司和克山公司提供采购油田物资服务，期末预付余额为预付物资采购款。
截至目前，已经收到大部分物资，预付账款账面余额为 5,198,811.30 元。
3.Autonomous Cluster Fund PIT 注册在哈萨克斯坦，是哈萨克斯坦政府认可的有资质
管理油气行业公司科研经费的基金公司，从 2018 年开始为子公司马腾公司和克山公
司提供科研经费管理服务，以保证满足完成每年度石油合同规定的科研义务工作量要
求。期末预付款余额为预付科研经费，2024 年度科研活动将根据项目需求与政府批示
陆续开展。
（2）补充说明报告期内货币资金受限的原因，货币资金是否存在其他潜在的限
制性安排；
其他货币资金明细如下：
项目 期末余额 期初余额
弃置义务保证金 33,095,618.57 28,426,741.17
重整管理人共管账户 948,875,910.62
合计 981,971,529.19 28,426,741.17
其中受限制的货币资金明细如下：
项目 期末余额 期初余额
弃置义务保证金 33,095,618.57 28,426,741.17
62
项目 期末余额 期初余额
冻结银行存款 233,975.69 1,163,199.55
合计 33,329,594.26 29,589,940.72
公司其他货币资金共计 9.82 亿元，其中弃置义务保证金为公司子公司马腾公司
和克山公司在哈萨克斯坦进行油气开采，对油田设施负有未来现场恢复和弃置的义务，
按照哈萨克斯坦法律规定，开立清算基金专项账户，并定期向清算基金账户注入资金
作为未来弃置义务的保证金，资金用途仅限用于弃置成本支出；冻结银行存款 23.40
万元，为公司在诉讼过程中被申请冻结的银行存款余额；重整管理人共管账户为公司
执行重整计划，设立的专用账户，公司重整过程中，该账户收到投资人投资款 13 亿
元，收到重整计划处置资产对价 4.12 亿元，按重整计划偿还部分债权人债务，拨付
公司流动资金，以及支付重整费用等，截至 2023 年 12 月 31 日管理人共管账户余额
9.49 亿元，将用于按重整计划偿还债务、支付重整费用及补充公司流动资金等。除上
述资金外，货币资金不存在其他限制性安排。
（3）补充披露报告期内月度货币资金余额、利率水平、存放和使用情况，说明
利息收入、支出与存贷款规模是否匹配；
如上图显示，公司 1-11 月资金余额比较均衡，平均余额为 1.62 亿人民币，12 月
余额同比、环比大幅增加，主要原因系公司完成司法重组工作，获得投资者的投入资
金 13 亿元。公司经营性资金流入主要在哈萨克斯坦，大部分资金也在哈萨克斯坦公
司存放，哈萨克斯坦银行活期年化利率在 10%-12%，受通胀影响，利率较高。
2023 年，公司经营性现金流入 30.2 亿元，处置固定资产收到现金 4.12 亿元，吸
收投资收到的现金 13 亿元。购买商品、接受劳务支出的现金 8.8 亿元，支付职工工
资等支出现金 2.3 亿元，支付税费 9.82 亿元，支付其他与经营性有关的现金 2.39 亿
元；购建固定资产支付的现金为 4.85 亿元；偿还债务 7.19 亿元，支付利息 0.86 亿
元，收购少数股东股权支付资金 1.31 亿元。
63
2023 年，公司产生利息收入 2,492.7 万元，利息费用 4.12 亿元，利息收入主要
为公司债权性投资利息收入，利息支出主要包括母公司截止 2023 年 9 月 20 日（2023
年 9 月 20 日海口中级人民法院受理公司重整，重整受理日后纳入重整范围内的债务
停止计息）按照贷款协议计提的有息负债利息及马腾公司 2023 年度中行贷款利息，
利息收入及支出与存款及贷款规模匹配。
（4）结合公司主要融资结构及负债情况，补充说明货币资金大额增长的情况下，
借款规模及财务费用仍较高的原因及合理性。
公司于 2023 年第四季度完成重整，根据重整计划安排，公司资本公积转增的部
分股本由投资人认购，认购总金额 13 亿元，此外公司拍卖房产所得资金 4.12 亿元，
上述资金全部计入银行存款。该认购资金主要用途为向债权人进行现金清偿、支付重
整费用和补充流动资金等。因此 2023 年底公司银行存款大幅增加。目前公司除哈萨
克斯坦中国银行贷款外，其余借款均按照重整计划于 2023 年 9 月 20 日停止计息，虽
大部分已进行债权申报并在本次重整中获得清偿，但仍需将该部分债务的利息计提至
9 月 20 日，导致 2023 年财务费用发生额较高。该部分债务已得到清偿，因此公司后
续的财务费用将大幅下降。
会计师回复：
针对上述情况，我们执行了如下审计程序：
1. 对货币资金的具体核查程序如下：
（1）了解和测试与货币资金相关的关键内部控制，评价相关控制是否恰当设计
并得到有效执行；
（2）获取银行存款明细账和银行对账单，对重要银行账户全年银行流水进行双
向核对，并检查大额收付款交易；
（3）取得已开立银行结算账户清单，并与账面记录的银行账户信息进行核对，检
查银行账户的存在性、完整性；
（4）取得全部银行账户对账单及银行存款余额调节表，对全部银行账户（包括境
外账户）实施函证，函证内容包括但不限于对银行存款余额、账户受限情况等项目，
并对函证全过程进行控制；
（5）获取企业信用报告，检查货币资金是否存在抵押、质押或冻结等情况；
（6）检查货币资金余额及受限信息披露的准确性和完整性。
审计程序的核查覆盖比例：
64
根据已执行的审计程序获取的证据，核查货币资金的存在性和完整性。截止2023
年12月31日，公司货币资金余额122,769.14万元，检查金额122,766.60万元1，综合检
查比例99.99%。其中：通过发函确认金额122,704.52万元，占比99.95%；通过替代测
试确认金额62.09万元，占比0.05%，替代测试检查过程为：（1）对截止报告出具日尚
未获取的银行回函，在年审会计师的监督下，由企业人员登录网上银行系统，导出2023
年度全年对账单，对发生额及余额与账面进行核对，结果核对一致；（2）对无法发函
的共管银行账户（户名：洲际新能科技有限责任公司，账号：630010151，截止2023年
12月31日账户余额人民币200.00元），获取了公司管理层出具的说明文件进行替代确
认。该银行账户专用于新开发项目，但因项目未具体实施尚未使用。因该银行账户预
留印鉴为共管双方印鉴，在无法获取双方授权的情况下无法发送银行函证。
2. 对预付账款的主要审计程序如下：
（1）了解和评价管理层与采购和付款相关的关键内部控制的设计和运行是否有
效；
（2）对新增供应商进行背景调查，识别是否存在关联交易情况；检查与预付款项
有关资金及货物交易，对重要供应商进行访谈，核实预付款项发生额的真实性；
（3）对交易合同、单据进行检查，分析大额预付款项的商业合理性，查验重要采
购合同条款与账面记录是否一致、收款单位和金额是否正确；
（4）实施函证程序，并将函证结果与管理层记录的金额进行核对；
（5）对管理层所编制的预付账款账龄表准确性进行测试；
（6）检查资产负债表日后的预付账款交易进展情况，评价管理层在资产负债表
日对预付账款的可收回性的判断。
对公司预付海南青玉的审计程序如下：
（1）获取并检查公司与海南青玉签订的《战略合作协议》、《油田增产服务协议》
以及《油田建设服务协议》，了解工程项目开展的背景，确认采购工程项目的真实性、
结算方式的合理性以及预付款项的准确性；
（2）与海南青玉法定代表人进行访谈，进一步了解相关业务开展的真实性；
（3）通过对海南青玉进行背景调查、查询工商信息等，识别是否存在关联交易情
况，综合以前年度与公司的合作情况，判断海南青玉执行相关工程项目的胜任能力；
（4）对公司与海南青玉的资金往来情况，包括预付工程款以及期后因项目推进
受阻后回款的情况进行核查，确认资金往来的真实性与准确性。
65
3. 对长期借款的主要审计程序如下：
（1）获取借款明细表及相应借款合同，检查借款合同的具体条款，如借款本金、
借款期间、借款利率、违约条款等；
（2）对借款余额执行函证程序；
（3）对本期减少的借款，检查相关记录和原始凭证，核实还款金额，并与相关会
计记录核对；
（4）根据借款的本金、利率和期限，对利息支出进行重新计算并与账面记录进行
核对；
（5）检查与借款相关的信息是否已按照企业会计准则的规定在财务报表中作出
恰当列报与披露。
4. 对财务费用中利息收入、支出的主要审计程序如下：
（1）获取明细表，复核其加计数是否正确，并与报表数、总账数和明细账合计数
核对是否相符；
（2）对利息收入、支出实施同期对比及月度分析程序，判断是否出现异常波动的
情况；
（3） 获取公司对于利息收入、支出的测算表，并进行重新计算；
（4）选取样本检查其支持性文件，确定原始凭证是否齐全、记账凭证与原始凭证
是否相符以及账务处理是否正确；
（5）实施截止性测试，检查相关支持性文件，以评估测试样本是否计入正确的会
计期间。
核查结论：
基于已执行的审计工作，我们认为，公司对预付账款的计量是合理、准确的，符
合《企业会计准则》的相关规定；货币资金相关受限情况的披露是完整、准确的；利
息收入、支出与存贷款规模相匹配；本期借款规模及财务费用是真实、合理的。
特此公告。
洲际油气股份有限公司董事会
2024 年 6 月 20 日
66
