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 ResourcesManagement 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
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" |
| 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" |
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1000m
原油储罐12个，2000m
原油储罐5个，5000m
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
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
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
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
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
| 211,097,301.42 411,747,033.71 -200,649,732.29 -48.73% | |
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
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 | ||||||
| 名称 | 所在地 | 业务往来内容 | 合作期限 | 交易金额 | 收入确认金额 | 回款 情况 |
| Vitol Energy Trading SA | 瑞士 | 原油销售 | 2019年至今 | 176,022.90 | 176,022.90 | 期末应收款项已于2024年2月收到全部回款 |
| Nur Oil Treid TOO | 哈萨克斯坦 | 原油/成品油销售 | 2018年至今 | 24,719.27 | 24,719.27 | 期末应收款项已于2024年2月收到全部回款 |
| Green Power Market TOO | 哈萨克斯坦 | 成品油销售 | 2023年至今 | 9,326.65 | 9,326.65 | 本期收入已于2023年12月收到全部回款 |
| LT-TRADE TOO | 哈萨克斯坦 | 成品油销售 | 2023年至今 | 6,414.24 | 6,414.24 | 期末应收款项已于2024年3月收到全部回款 |
| Petro Munai TOO | 哈萨克斯坦 | 成品油销售 | 2023年至今 | 4,481.72 | 4,481.72 | 期末应收款项已于2024年1月收到全部回款 |
*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
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
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
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 |
| 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：
| 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
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。
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
，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 EnergyTrading 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
审计程序重复确认部分已扣除
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
，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
，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
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
，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
，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：
| 科目 | 账面金额 （万元） | 检查金额 （万元） | 检查比例 （%） | 细节测试检查比例（%） | 测算及重新计算比例（%） |
| 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。
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：
| 油田 | 2023年原油产量 （吨） | 2023年矿产资源开采税 适用税率 | 2022年原油产量 （吨） | 2022年矿产资源开采税 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；
| 项目 | 2023年度 | 2022年度 | ||
| 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
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，
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 km
, 1998年签署开发合同，全部为已探明矿区权益。截
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 km
, 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 km
, 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
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 km
, 卡拉套油田矿权面积1.3km
。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1.57km
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。
（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）：
| 年度 | 卡拉阿尔纳油田 | 东科阿尔纳油田 | 马亭油田 | 合计 | ||||||||
| 1P | 2P | 3P | 1P | 2P | 3P | 1P | 2P | 3P | 1P | 2P | 3P | |
| 2021年 | 419.35 | 538.27 | 637.91 | 206.49 | 262.66 | 321.08 | 229.70 | 287.44 | 356.50 | 855.54 | 1088.37 | 1315.49 |
| 2022年 | 394.97 | 516.52 | 608.75 | 205.00 | 243.13 | 299.65 | 223.25 | 274.87 | 330.14 | 823.22 | 1034.52 | 1238.54 |
| 2023年 | 378.52 | 459.54 | 530.30 | 176.08 | 227.01 | 266.52 | 198.26 | 279.85 | 337.64 | 752.86 | 966.4 | 1134.46 |
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）：
| 年度 | 莫斯科耶油田 | 卡拉套油田 | 合计 | ||||||
| 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 |
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：
| 年度 | 卡拉阿尔纳油田 | 东科阿尔纳油田 | 马亭油田 | ||||||
| 1P | 2P | 3P | 1P | 2P | 3P | 1P | 2P | 3P | |
| 新钻井（口） | 30 | 32 | 34 | 22 | 22 | 22 | 29 | 36 | 40 |
| 措施（井次） | 30 | 40 | 45 | 10 | 15 | 15 | 40 | 50 | 60 |
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：
| 年度 | 莫斯科耶油田 | 卡拉套油田 | ||||
| 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。
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）：
| 年度 | 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 | |||||
| 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）：
| 年度 | 卡拉阿尔纳油田 | 东科阿尔纳油田 | 马亭油田 | ||||||
| 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
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）：
| 年度 | 莫斯科耶油田 | 卡拉套油田 | ||||
| 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）未来现金流量现值 | 200,218.92 | 191,595.97 | 166,016.20 |
| 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。
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）：
| 公司名称 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | ||||||
| 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。
（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：
????
n1i
ii
r)(1FP
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。
折现率计算公式如下：
DEDt)(1KDEEKWACC
de
????????
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：
cferβMRPrK????
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。
（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 SozakGas 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60×10
m
。
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 |
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，5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
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
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% |
| 1.25<to≤1.3 | 10% |
| 1.3<to≤1.4 | 20% |
| 1.4<to≤1.5 | 30% |
| 1.5<to≤1.6 | 40% |
| 1.6<to≤1.7 | 50% |
| >1.70 | 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：
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 | |
| 折现率即加权平均资本成本 | WACC=Ke×E/(D+E) +Kd×D/(D+E)×(1－T) | 11.47% | 12.24% | 12.59% |
| 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：
| 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
2023年末，公司其他应收款前五名信息补充如下：
| 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 | 是否为关联方 |
| North Caspian Petroleum JSC | 49,751,917.65 | 2-3年31,628,673.16 3年以上18,123,244.49 | 18,550,224.22 | 账龄组合 | 经营借款 | 是 |
| 安东石油技术（集团）有限公司 | 38,813,075.22 | 3个月以内 | - | 账龄组合 | 合作伙伴往来款 | 否 |
| 上海基傲投资管理有限公司 | 34,272,377.04 | 3年以上 | 34,272,377.04 | 单项计提 | 管理服务费 | 是 |
| 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 ТОО | 31,441,854.59 | 3年以上 | 15,720,927.30 | 账龄组合 | 土地预付款 | 是 |
| 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
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
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，
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）：
| 项目 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | ||||||
| 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）：
| 项目 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | |||
| 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）：
| 公司名称 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | ||||||
| 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 | |
| 中曼石油 | 438,040,166 | 438,040,166 | 503,903,090 | 503,903,090 | 594,632,777 | 594,632,777 | |||
| 公司名称 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | ||||||
| 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 | |
| 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）：
| 项目 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | ||||||
| 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）：
| 供应商名称 | 采购内容 | 年度采购金额 | 期末在建工程余额 | 是否为关联方 |
| 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）：
| 供应商名称 | 采购内容 | 年度采购金额 | 期末在建工程余额 | 是否为关联方 |
| 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 |
| 供应商名称 | 采购内容 | 年度采购金额 | 期末在建工程余额 | 是否为关联方 |
| 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）：
| 供应商名称 | 采购内容 | 年度采购金额 | 期末在建工程余额 | 是否为关联方 |
| 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 НТиИК 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 |
| 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）：
| 公司名称 | 2021/12/31 | 2022/12/31 | 2023/12/31 | ||||||
| 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 | |
| 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：
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
，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：
（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；
（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：
| 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%，
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
| 项目 | 期末余额/本期发生额 | |
| 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 |
| 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。
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 |
0.00
10,000.0020,000.0030,000.0040,000.0050,000.0060,000.0070,000.00
2014201520162017201820192020202120222023
业绩承诺期间马腾公司合并净利润变动情况（万元）
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 |
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。
5.6
5.8
6.2
6.4
6.6
6.8
7.2
2014201520162017201820192020202120222023
业绩承诺期间人民币兑美元汇率变动情况
200040006000800010000
2014201520162017201820192020202120222023
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
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：
| 会计年度 | 原油产量（吨） | 原油销量（吨） | ||
| 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，
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 |
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
收入情况如下：
| 月份 | 马腾公司 | 克山公司 | ||||
| 销售数量 （吨） | 销售单价 （元/吨） | 销售收入 （元） | 销售数量 （吨） | 销售单价 （元/吨） | 销售收入 （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：
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
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 InternationalТОО物资采购款0.44亿元等。预付账款前五名信息如下：
| 单位名称 | 期末余额 | 合作起止期限 | 后续状况 | 是否关联方 | 2024.5.31余额 |
| 海南青玉国际科技有限公司 | 99,066,582.00 | 2022年至今 | 项目推进受阻，已经收回款项 | 否 | 0 |
| 海南青玉能源集团有限公司 | 82,369,842.82 | 2022年至今 | 项目推进受阻，已经收回款项 | 否 | 0 |
| 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 |
| Loong Sapphire International ТОО | 43,635,893.05 | 2021年至今 | 采购货物已到货，冲减预付账款。 | 否 | 5,198,811.30 |
| Autonomous Cluster Fund PIT | 26,174,993.35 | 2018年至今 | 按科研进度使用科研经费 | 否 | 26,174,993.35 |
| 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
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
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。
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 |
| 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。
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：
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
，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。
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