“现在一提天然气管道独立,各界都将矛头指向中石油、中石化,实际上地方管网公司更加抵触改革。”8月下旬,在北京举行的一个天然气管网改革内部讨论会上,一位中石油人士列出这样的数据:中石油4000多公里的西气东输一线的平均管输费0.79元/立方米,但到用户终端,省级管网500公里加价超过0.6元/立方米。其中,天然气只是经过一个城市门站,收费就提高0.2元/立方米。
该人士认为,如果撇开了地方管网,天然气的管道独立只是个假命题。
几天后的8月31日,国家发改委发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》,直指一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题,要求各地集中摸底和梳理天然气的各环节加价,开展成本监审工作,减少供气环节,整顿规范收费行为。
这一政策并不孤立。8月16日,发改委公布了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》(以下简称《办法》)和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》,对天然气跨省管道明确了新的定价方式和标准。其中管道的收益率、折旧年限、输气损耗率等标准都和此前有较大变化。业内也预期,后期天然气跨省管输费可能出现小幅下调。
这些都表明,在天然气改革的浪潮中,“三桶油”和地方管网都将纳入,谁都难以置身事外。
虽然油气改革总方案《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》还没有公布,但天然气中游的官网价格改革已经先行。
《办法》中明确提出,管道运输业务的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离。目前生产、运输、销售一体化经营的企业暂不能实现业务分离的,应当实现管道运输业务财务核算独立。
“中石油有专门的天然气管道局,财务独立并非难事。”前述中石油人士表示,中石油和中石化长期实行的是一体化的“捆绑式”经营,改革最主要应将天然气输配业务和下游的销售分开。
长期以来,跨省天然气管道实行的是项目成本收益法,诸如西气东输、川气东送这样的主干管道都是由政府定价,且为“单线单价”。
与现行的管理相比,《办法》不再以单条管道为监管对象,对每条管道单独定价,而是以管道运输企业为监管对象,区分不同企业定价。另外,定价方法为“准许成本加合理收益”,并细化了价格成本核定的具体标准,规定了八类费用不得计入定价成本。
管道运输定价成本由折旧及摊销费、运行维护费构成。其中有三个数据值得关注,以3年为周期,将天然气管道的收益率确定为8%,确定年度准许总收入,核定企业的管道运输费用。
据了解,现行的收益率约为12%。同时,将管道资产的折旧年限提高至30年,而此前中石油和中石化的折旧年限分别是14年和20年。另外,将输气损耗率明确为0.2%,而此前中石油的这一数据约为0.2%~0.8%。
“管道资产折旧是构成管输企业成本要素中的最大头,将折旧年限大幅提高,也将压缩企业成本。”卓创资讯天然气分析师刘广彬告诉记者,成本监审的意见刚刚公布,将在9月5日完成意见征求,还没有进入操作阶段,但结合准许收益率和输气损耗率下降来看,可能意味着未来跨省天然气管输价格会出现下降。
天然气管道业务能为中石油、中石化提供稳定的现金流,在油气行业务整体低迷的情况下,天然气管道已经是石油企业为数不多的优良资产。
刘广彬认为,即使后期天然气输配价格出现下调,预计下降的幅度也不会太大。
除了对天然气输配价格进行核定,《办法》也为第三方公开准入以及天然气行业体制机制改革创造了有利条件。按照要求,石油企业在测算管道运输具体价格表后,应连同国务院价格主管部门制定的管道运价率,以及所有入口与出口的名称、 距离等相关信息,通过企业门户网站或指定平台向社会公开,同时抄报国务院价格主管部门。
另外也明确了天然气管道负荷率低于75%的,按75%负荷率对应的气量计算确定管道运价率。
中国现在的跨省天然气管道主要是由“三桶油”投资建设并运营,这些管道基础设施主要用于每个企业自己的天然气输送。但是不同企业、央企和地方之间管网的互联互通比较少,向其他天然气生产商、消费者、运输商或贸易商等第三方开放更是困难重重。
“明确计费规则,就为第三方企业准入提供了条件。”刘广彬称,有条件的企业在获得了“过网费”的收费标准等信息之后,就可以向相关部门进行申请试用管道。而将管道负荷率定位75%,也能够激励达不到这一负荷的企业,积极向第三方放开管输服务。
在上述中石油人士看来,核定天然气输配价格已经迈出了重要一步,但仍有一个问题值得关注,即《办法》中没有对地下储气库进行单独核价,这将不利于地下储气库的建设。
2015年12月持续到2016年1月,北京市出现了天然气短缺现象,北京市政不得不采取“限量保供”的应急措施,并一度暂停了工业企业生产用天然气。
“这是一种‘技术性’气荒,国内天然气供应这两年是比较充足,实际上并不是天然气真正出现了短缺。”该人士解释称,天然气管道距离长、天然气使用量在季节和每天的时间段都存在差异,这就需要调峰设施及应急系统对天然气进行调峰,保证用气高峰时的管道压力。在国内,天然气调峰设施以地下储气库为主,其具有建设成本低、储量规模大、技术成熟的特点,此外储气设施还有LNG储气调峰站以及地上储气罐等。
现在,中国的储气库“打包”在石油企业的天然气管道建设费用中。
据了解,美国的地下储气库库容1900亿立方米,形成的调峰量为1100亿立方米,调峰能力占到了消费量的15%以上。而且美国由于有峰谷气价,在用气高峰价格高,储气库中剩余的800亿立方米就可以进行套现盈利。
但在中国,地下储气库库容为150亿立方米,有效库容约为60亿立方米,占到天然气消费量的3%,调峰能力严重不足。
该人士认为,由于中国没有调峰气价机制,这次《办法》中也没有对储气库进行核价,预计未来企业建设调峰设施的积极性比较低,区域、季节气荒难以有效解决。
在国家发改委明确将对天然气输配价格核定之后,不少从业者质疑认为,只对跨省管道进行核定,不应忽视占全国27%的省级支干管道。
半个月之后,国家发改委对于地方天然气输配价格的通知下发。要求各地发改委和物价局全面梳理天然气各环节价格,厘清气源价格(购进价格)、省内管道运输价格、配气价格和销售价格。
同时,加强对省内管道运输价格和配气价格监管,及时开展成本监审,合理确定折旧年限、供销差率、职工薪酬等成本参数,对输配价格偏高的要适当降低。
其中还包括了减少供气环节、取消不合法合规的收费项目,并建立长效监管机制。
按照要求,各地发改委、物价局要在2016年年底前将有关落实情况、取得的成效及问题建议汇报给国家发改委价格司。
天然气输配价格核定,从中央走向地方,地方燃气企业都被推至改革的“风口”。
中国石油大学工商管理学院教授刘毅军告诉《中国经营报》记者,中央对于监管“三桶油”的天然气输配价格操作起来并不难,难点就在于大大小小的地方燃气企业。所以国家发改委先发布上述通知,协调地方集中开始进行成本监审工作。
“从一些地方的天然气销售价格上看,区域管网的输配价格仍有较大的下调空间,特别是配气环节要进行规范。”刘毅军认为,地方天然气管网投资建设情况复杂,投资主体多元,建设规模和时间也有较大差异,地方企业的利益诉求会更加复杂,所以地方天然气输配价格核定工作会比较困难。
由于涉及到特许权经营,地方燃气企业多垄断了下游销售环节,“坐地起价”、高价捆绑销售燃气设备、收取低于市场的安装费材料费等诟病长期存在。
根据能源机构安迅思的数据,国内省级天然气管输价格多为每立方米0.25元~0.5元,除了输气费外,还有终端燃气的配气费。以浙江省的工业天然气销售价格成本组成为例,气源价格占39%,国网的管输费占24.79%,省网管输费占5.41%,城市配气费占30.76%。
今年4月份以来,广东、浙江等省份已经开始下调天然气输配价格,为工业企业降低成本。
“国家发改委的文件刚刚公布,地方还处于摸底、征求意见阶段,并不意味着输气价格马上就会下调。”陕天然气(002267.SZ)董秘办人士表示,2015年9月,陕西省物价局已经出台文件将全省非居民用气管输费平均降低10%,预计今年再次下降的可能性小。
陕天然气是陕西省目前唯一的天然气管道运营商,主要业务是陕西省的天然气管网运营以及下游分销,其中天然气输送业务占比九成。
“地方天然气的输配价格中央管不着,也很难管。”一位不愿具名的天然气人士认为,国家发改委只是提出了指导意见,其中“适当降低”并没有明确标准,这可能给地方操作“开口子”。
“现在一提天然气管道独立,各界都将矛头指向中石油、中石化,实际上地方管网公司更加抵触改革。”8月下旬,在北京举行的一个天然气管网改革内部讨论会上,一位中石油人士列出这样的数据:中石油4000多公里的西气东输一线的平均管输费0.79元/立方米,但到用户终端,省级管网500公里加价超过0.6元/立方米。其中,天然气只是经过一个城市门站,收费就提高0.2元/立方米。
该人士认为,如果撇开了地方管网,天然气的管道独立只是个假命题。
几天后的8月31日,国家发改委发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》,直指一些地方仍然存在天然气供气环节过多、加价水平过高等问题,要求各地集中摸底和梳理天然气的各环节加价,开展成本监审工作,减少供气环节,整顿规范收费行为。
这一政策并不孤立。8月16日,发改委公布了《天然气管道运输价格管理办法(试行)》(以下简称《办法》)和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》,对天然气跨省管道明确了新的定价方式和标准。其中管道的收益率、折旧年限、输气损耗率等标准都和此前有较大变化。业内也预期,后期天然气跨省管输费可能出现小幅下调。
这些都表明,在天然气改革的浪潮中,“三桶油”和地方管网都将纳入,谁都难以置身事外。
虽然油气改革总方案《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》还没有公布,但天然气中游的官网价格改革已经先行。
《办法》中明确提出,管道运输业务的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离。目前生产、运输、销售一体化经营的企业暂不能实现业务分离的,应当实现管道运输业务财务核算独立。
“中石油有专门的天然气管道局,财务独立并非难事。”前述中石油人士表示,中石油和中石化长期实行的是一体化的“捆绑式”经营,改革最主要应将天然气输配业务和下游的销售分开。
长期以来,跨省天然气管道实行的是项目成本收益法,诸如西气东输、川气东送这样的主干管道都是由政府定价,且为“单线单价”。
与现行的管理相比,《办法》不再以单条管道为监管对象,对每条管道单独定价,而是以管道运输企业为监管对象,区分不同企业定价。另外,定价方法为“准许成本加合理收益”,并细化了价格成本核定的具体标准,规定了八类费用不得计入定价成本。
管道运输定价成本由折旧及摊销费、运行维护费构成。其中有三个数据值得关注,以3年为周期,将天然气管道的收益率确定为8%,确定年度准许总收入,核定企业的管道运输费用。
据了解,现行的收益率约为12%。同时,将管道资产的折旧年限提高至30年,而此前中石油和中石化的折旧年限分别是14年和20年。另外,将输气损耗率明确为0.2%,而此前中石油的这一数据约为0.2%~0.8%。
“管道资产折旧是构成管输企业成本要素中的最大头,将折旧年限大幅提高,也将压缩企业成本。”卓创资讯天然气分析师刘广彬告诉记者,成本监审的意见刚刚公布,将在9月5日完成意见征求,还没有进入操作阶段,但结合准许收益率和输气损耗率下降来看,可能意味着未来跨省天然气管输价格会出现下降。
天然气管道业务能为中石油、中石化提供稳定的现金流,在油气行业务整体低迷的情况下,天然气管道已经是石油企业为数不多的优良资产。
刘广彬认为,即使后期天然气输配价格出现下调,预计下降的幅度也不会太大。
除了对天然气输配价格进行核定,《办法》也为第三方公开准入以及天然气行业体制机制改革创造了有利条件。按照要求,石油企业在测算管道运输具体价格表后,应连同国务院价格主管部门制定的管道运价率,以及所有入口与出口的名称、 距离等相关信息,通过企业门户网站或指定平台向社会公开,同时抄报国务院价格主管部门。
另外也明确了天然气管道负荷率低于75%的,按75%负荷率对应的气量计算确定管道运价率。
中国现在的跨省天然气管道主要是由“三桶油”投资建设并运营,这些管道基础设施主要用于每个企业自己的天然气输送。但是不同企业、央企和地方之间管网的互联互通比较少,向其他天然气生产商、消费者、运输商或贸易商等第三方开放更是困难重重。
“明确计费规则,就为第三方企业准入提供了条件。”刘广彬称,有条件的企业在获得了“过网费”的收费标准等信息之后,就可以向相关部门进行申请试用管道。而将管道负荷率定位75%,也能够激励达不到这一负荷的企业,积极向第三方放开管输服务。
在上述中石油人士看来,核定天然气输配价格已经迈出了重要一步,但仍有一个问题值得关注,即《办法》中没有对地下储气库进行单独核价,这将不利于地下储气库的建设。
2015年12月持续到2016年1月,北京市出现了天然气短缺现象,北京市政不得不采取“限量保供”的应急措施,并一度暂停了工业企业生产用天然气。
“这是一种‘技术性’气荒,国内天然气供应这两年是比较充足,实际上并不是天然气真正出现了短缺。”该人士解释称,天然气管道距离长、天然气使用量在季节和每天的时间段都存在差异,这就需要调峰设施及应急系统对天然气进行调峰,保证用气高峰时的管道压力。在国内,天然气调峰设施以地下储气库为主,其具有建设成本低、储量规模大、技术成熟的特点,此外储气设施还有LNG储气调峰站以及地上储气罐等。
现在,中国的储气库“打包”在石油企业的天然气管道建设费用中。
据了解,美国的地下储气库库容1900亿立方米,形成的调峰量为1100亿立方米,调峰能力占到了消费量的15%以上。而且美国由于有峰谷气价,在用气高峰价格高,储气库中剩余的800亿立方米就可以进行套现盈利。
但在中国,地下储气库库容为150亿立方米,有效库容约为60亿立方米,占到天然气消费量的3%,调峰能力严重不足。
该人士认为,由于中国没有调峰气价机制,这次《办法》中也没有对储气库进行核价,预计未来企业建设调峰设施的积极性比较低,区域、季节气荒难以有效解决。
在国家发改委明确将对天然气输配价格核定之后,不少从业者质疑认为,只对跨省管道进行核定,不应忽视占全国27%的省级支干管道。
半个月之后,国家发改委对于地方天然气输配价格的通知下发。要求各地发改委和物价局全面梳理天然气各环节价格,厘清气源价格(购进价格)、省内管道运输价格、配气价格和销售价格。
同时,加强对省内管道运输价格和配气价格监管,及时开展成本监审,合理确定折旧年限、供销差率、职工薪酬等成本参数,对输配价格偏高的要适当降低。
其中还包括了减少供气环节、取消不合法合规的收费项目,并建立长效监管机制。
按照要求,各地发改委、物价局要在2016年年底前将有关落实情况、取得的成效及问题建议汇报给国家发改委价格司。
天然气输配价格核定,从中央走向地方,地方燃气企业都被推至改革的“风口”。
中国石油大学工商管理学院教授刘毅军告诉《中国经营报》记者,中央对于监管“三桶油”的天然气输配价格操作起来并不难,难点就在于大大小小的地方燃气企业。所以国家发改委先发布上述通知,协调地方集中开始进行成本监审工作。
“从一些地方的天然气销售价格上看,区域管网的输配价格仍有较大的下调空间,特别是配气环节要进行规范。”刘毅军认为,地方天然气管网投资建设情况复杂,投资主体多元,建设规模和时间也有较大差异,地方企业的利益诉求会更加复杂,所以地方天然气输配价格核定工作会比较困难。
由于涉及到特许权经营,地方燃气企业多垄断了下游销售环节,“坐地起价”、高价捆绑销售燃气设备、收取低于市场的安装费材料费等诟病长期存在。
根据能源机构安迅思的数据,国内省级天然气管输价格多为每立方米0.25元~0.5元,除了输气费外,还有终端燃气的配气费。以浙江省的工业天然气销售价格成本组成为例,气源价格占39%,国网的管输费占24.79%,省网管输费占5.41%,城市配气费占30.76%。
今年4月份以来,广东、浙江等省份已经开始下调天然气输配价格,为工业企业降低成本。
“国家发改委的文件刚刚公布,地方还处于摸底、征求意见阶段,并不意味着输气价格马上就会下调。”陕天然气(002267.SZ)董秘办人士表示,2015年9月,陕西省物价局已经出台文件将全省非居民用气管输费平均降低10%,预计今年再次下降的可能性小。
陕天然气是陕西省目前唯一的天然气管道运营商,主要业务是陕西省的天然气管网运营以及下游分销,其中天然气输送业务占比九成。
“地方天然气的输配价格中央管不着,也很难管。”一位不愿具名的天然气人士认为,国家发改委只是提出了指导意见,其中“适当降低”并没有明确标准,这可能给地方操作“开口子”。
*除《中国经营报》署名文章外,其他文章为作者独立观点,不代表中国经营网立场。
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公司代码:600339 公司简称:中油工程 中国石油集团工程股份有限公司 一、 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实、准确、完整,不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏,并承担个别和连带的法律责任。 二、 公司全体董事出席董事会会议。 (一) 立信会计师事务所(特殊普通合伙)为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。 三、 公司负责人白玉光、主管会计工作负责人穆秀平及会计机构负责人(会计主管人员)唐德宇 声明:保证年度报告中财务报告的真实、准确、完整。 四、 经董事会审议的报告期利润分配预案或公积金转增股本预案 |
新疆克拉玛依市独山子区大庆东路2号 |
公司注册地址的邮政编码 |
北京市朝阳区安定路5号恒毅大厦 |
公司办公地址的邮政编码 |
四、 信息披露及备置地点
公司选定的信息披露媒体名称 | 《上海证券报》、《证券时报》 |
登载年度报告的中国证监会指定网站的网址 | |
天利高新、G天利、*ST天利、*ST油工 |
公司聘请的会计师事务所(境内) | 立信会计师事务所(特殊普通合伙) |
上海市南京东路 61 号新黄浦金融大厦 4 楼 | |
七、 近三年主要会计数据和财务指标
单位:元 币种:人民币
本期比上年同期增减(%) |
报告期内,公司共召开 1 次年度股东大会,公司董事会提交股东大会审议的全部议案均获得股东大会审议通过。
三、 董事履行职责情况
(一) 董事参加董事会和股东大会的情况
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连续两次未亲自出席董事会会议的说明
年内召开董事会会议次数 |
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(二) 独立董事对公司有关事项提出异议的情况
四、 董事会下设专门委员会在报告期内履行职责时所提出的重要意见和建议,存在异议事项的,
五、 监事会发现公司存在风险的说明
六、 公司就其与控股股东在业务、人员、资产、机构、财务等方面存在的不能保证独立性、不能
保持自主经营能力的情况说明
存在同业竞争的,公司相应的解决措施、工作进度及后续工作计划
由于中国石油集团及其下属单位部分石油工程建设业务相关资产尚不符合注入上市公司的条件,因此上市公司的石油工程建设业务与中国石油集团控制的其他企业目前从事的工程建设类业务形成一定的竞争关系。中国石油集团已经出具承诺函,对于中国石油集团及其下属企业与上市公司的同业竞争行为进行明确限制:
1.辅业单位定位为仅从事直属单位内部的工程建设业务,为直属单位内部提供工程建设的辅助服务。中国石油集团促使辅业单位持续以与以往相一致的方式在直属单位内部从事工程建设业务,不会与除直属单位之外任何第三方新增签署任何工程建设业务方面的协议或提供工程建设业务方面的服务。
2.剥离单位及其业务、资产已自目标公司剥离或正在进行剥离、不存在实质障碍。剥离单位中中油吉林化建工程有限公司和中国寰球工程公司沙特公司的属于中国石油集团控制的股权托管权已经实质交由上市公司独家行使,且中国石油集团正在根据国有资产监督管理政策及发展战略进行妥善处置。
3.中国石油集团结合实际情况促使业务单位持续约束其工程建设业务,包括但不限于持续且逐步地按照业务地域、业务细分领域或中国石油集团不时出具的内部文件进行工程建设方面的业务或活动。
中国石油集团及业务单位从任何第三方获知的任何新增日常业务经营机会,且该等业务机会与上市公司的工程建设业务可能构成同业竞争的,在不违反相关法律法规、中国石油集团及其业务单位需承担的保密义务之前提下,中国石油集团将自身并促使该等业务单位在知悉之日起30日内通知上市公司,在同等条件下,如上市公司决议参与该等业务机会的,中国石油集团将自身并促使相关的业务单位将各自该等商业机会在上市公司要求的期限内优先全部让与上市公司;经上市公司决议不予接受该等业务机会的,方可由中国石油集团或该等业务单位进行该等业务经营。中国石油集团已将18家业务单位股权的托管权实质交由上市公司独家行使。
4.上市公司及其下属子公司参与工程建设项目总包及分包等任何环节的投/竞标时,中国石油集团促使相关单位在符合法律法规规定的情况下不参与该等工程建设项目的投/竞标。
5.中国石油集团承诺如经上市公司认定,业务单位或辅业单位具备注入上市公司的条件(包括但不限于产权清晰、资产合规完整、盈利能力不低于上市公司同类资产等),则在不迟于该等注入条件全部满足后的3年内,在符合法律法规及证券监管规则的情况下,将属于中国石油集团控制的业务单位或辅业单位的相关资产以公允价格注入至上市公司;如经上市公司决议,拟不注入上市公司的,将根据国有资产监督管理政策及发展战略采取其他方式妥善处置。
6.中国石油集团承诺除已披露的相关单位同业竞争情形外,中国石油集团及其下属企业现在及未来都不会存在与上市公司及其子公司在现有工程建设业务上的其他同业竞争情形。未来将遵守法律法规、证券监管机构规则逐渐规范直至避免、消除同业竞争。
截至目前,中国石油集团对与上市公司存在同业竞争情况的下属业务单位和辅业单位作出了妥善安排,并严格履行了承诺,不会损害上市公司及其全体股东的利益。
七、 报告期内对高级管理人员的考评机制,以及激励机制的建立、实施情况
公司建立了科学、规范的高级管理人员业绩考核体系并有效实施,发挥了激励与约束、管理与监督的积极作用,促进公司整体业绩和核心竞争力的提升,根据国家有关法律、法规和公司章程,制定了《中国石油集团工程股份有限公司企业领导人员业绩考核办法(试行)》,建立了效益类、营运类、约束类、奖励类和对标类指标考核机制,每年签订业绩合同,并按照业绩合同考核兑现。
八、 是否披露内部控制自我评价报告
董事会于2020年4月27日批准了公司内部控制自我评价报告。有关报告详情请登录上海证券交易所网站查阅。
报告期内部控制存在重大缺陷情况的说明
九、 内部控制审计报告的相关情况说明
立信会计师事务所(特殊普通合伙)对公司截止2019年12月31日的内部控制情况进行了审计,并出具了内部控制审计报告。有关报告的详情请登陆上海证券交易所网站查询。是否披露内部控制审计报告:是
第十节 公司债券相关情况
我们审计了中国石油集团工程股份有限公司(以下简称中油工程)财务报表,包括2019年12月31日的合并及母公司资产负债表,2019年度的合并及母公司利润表、合并及母公司现金流量表、合并及母公司所有者权益变动表以及相关财务报表附注。我们认为,后附的财务报表在所有重大方面按照企业会计准则的规定编制,公允反映了中油工程2019年12月31日的合并及母公司财务状况以及2019年度的合并及母公司经营成果和现金流量。
一、 形成审计意见的基础
我们按照中国注册会计师审计准则的规定执行了审计工作。审计报告的“注册会计师对财务报表审计的责任”部分进一步阐述了我们在这些准则下的责任。按照中国注册会计师职业道德守则,我们独立于中油工程,并履行了职业道德方面的其他责任。我们相信,我们获取的审计证据是充分、适当的,为发表审计意见提供了基础。
关键审计事项是我们根据职业判断,认为对本期财务报表审计最为重要的事项。这些事项的应对以对财务报表整体进行审计并形成审计意见为背景,我们不对这些事项单独发表意见。我们确定下列事项是需要在审计报告中沟通的关键审计事项。
该事项在审计中是如何应对的 | |
(一)收入确认中完工百分比法的应用 | |
2019年度,中油工程营业收入为人民币6,505,389.79万元,主要包括工程总承包收入、工程设计收入和工程施工收入等。中油工程工程总承包收入和工程施工收入按建造合同准则确认,中油工程建造合同业务复杂、类别繁多,完工进度的确定按各建造合同业务类别的实际情况确定:①根据累计实际发生的合同成本占合同预计总成本的比例确定;②根据已经完成的合同工作量占合同预计总工作量的比例确定;③根据实际测定的完工进度确定。 在应用完工百分比法时,完工进度、预计总工作量及预计总成本主要依赖管理层的重大估计和判断,因此,我们将收入确认作为关键审计事项。 相关信息披露详见财务报表附注五(36)收入,附注五(40)其他重要的会计政策和会计估计,附注七(59)营业收入和营业成本。 | (1)测试和评价与工程承包项目预算编制和收入确认相关的关键内部控制的有效性,包括与实际发生工程成本及预估总成本相关的内部控制、合同预计收入和合同预计成本编制及按照履约进度计算收入的内部控制。 (2)我们通过审阅业务合同及与管理层的访谈,了解完工进度确定方法的合理性,以及预计总收入和预计总成本的编制方法的合理性。 (3)我们针对工程总承包、工程施工类项目进行了抽样测试,核对了业务合同的关键条款和完工进度对应支持性文件。其中包括:成果交付单、业主审查会议纪要、行政主管部门或业主正式批复及交工验收报告等。核对了工程项目进度确认单,包括对项目名称、合同额及资产负债表日的项目完工进度进行查验。 (4)我们采用抽样的方式,检查项目实际发生成本的合同、结算单、发票等支持性文件,并检查薪酬计提审批文件;同时将已完 |
工项目实际发生的总成本与项目完工前管理层估计的合同总成本进行对比分析,评估管理层工程施工项目预计总成本的准确性。 (5)我们测试了收入确认金额及期间,分析其是否已根据完工进度在资产负债表日准确确认。 基于已执行的审计程序,我们认为管理层在应用完工百分比法时,完工进度、预计总工作量及预计总成本的估计和判断是合理的。 | |
(二)应收账款的可收回性 | |
中油工程对应收账款按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量损失准备。对单项金额已发生信用减值的应收账款,管理层基于已发生信用减值的客观证据并考虑前瞻性信息,通过估计预期收取的现金流量单独确定信用损失。除单独确定信用损失之外的应收账款,管理层基于共同信用风险特征采用历史信用损失经验,结合当前状况以及对未来经济状况的预测等前瞻性因素确定信用损失。应收账款信用损失准备的确定涉及管理层运用重大会计估计和判断,且应收账款的减值对于财务报表整体具有重要性。基于上述原因,我们将应收账款的可回收性确定为关键审计事项。 相关信息披露详见财务报表附注五(12)应收账款,附注七(5)应收账款。 | (1)测试和评价与应收账款日常管理及坏账准备计提相关的关键内部控制的有效性。 (2)复核管理层对应收账款进行评估的相关考虑及客观证据。 (3)对于单独确定信用损失的应收账款,选取样本复核管理层对预计未来可获得的现金流量所做评估的依据及合理性。 (4)对于以共同信用风险特征组合计算预期信用损失的应收账款,复核管理层对划分的组合以及基于历史信用损失经验并结合当前状况及对未来经济状况的预测等对不同组合估计的预期信用损失率的合理性,包括对历史损失率的重新计算,参考历史审计经验及前瞻性信息,对预期损失率的合理性进行评估,并选取样本测试应收账款的组合分类和账龄划分的准确性,重新计算预期信用损失计提金额的准确性。 |
2020第六届中国国际LNG峰会
第六届中国国际LNG峰会由DMG Events、廊坊国际管道会展有限公司主办,上海石油天然气交易中心联合主办。峰会将高端会议与企业展示相结合,经过 数年的发展,由 LNG到整个燃气领域,涵盖了交通能源、储气设施、罐箱物流、 贸易及应用等多个专题 ,已发展成为中国液化天然气行业与国际公司之间交流的绝佳平台,云集了一大批产业链中的领军企业,为您提供与行业发展决策者直接进行面对面交流及洽谈合作的机会。
· 如何在短中长期构建和提升储气能力?谁来投资储气库,以何种商业模式?
· 随着管网接入能力的改善,国际石油公司会重新定位并在中国天然气产业链中进行一体化投资么?
· 外资企业参与中国基础设施建设的机会在哪里?
· 欧洲的天然气自由化改革中有哪些经验可以借鉴?