潜能恒信：2024年半年度报告

潜能恒信能源技术股份有限公司

2024年半年度报告

披露时间：2024年8月28日

第一节 重要提示、目录和释义

公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证半年度报告内容的真实、准确、完整，不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。

公司负责人周锦明、主管会计工作负责人布艳会及会计机构负责人(会计主管人员)李素芳声明：保证本半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。

所有董事均已出席了审议本次半年报的董事会会议。公司面临的风险与应对措施详见本报告第三节“管理层讨论与分析”之十“公司面临的风险和应对措施”。敬请广大投资者关注，并注意投资风险。

公司计划不派发现金红利，不送红股，不以公积金转增股本。

目录

第一节 重要提示、目录和释义 ...... 2

第二节 公司简介和主要财务指标 ...... 6

第三节 管理层讨论与分析 ...... 9

第四节 公司治理 ...... 33

第五节 环境和社会责任 ...... 34

第六节 重要事项 ...... 35

第七节 股份变动及股东情况 ...... 41

第八节 优先股相关情况 ...... 46

第九节 债券相关情况 ...... 47

第十节 财务报告 ...... 48

备查文件目录

一、载有法定代表人签名的半年度报告文本；

二、载有单位负责人、主管会计工作负责人、会计机构负责人签名并盖章的财务报告文本；

三、报告期内在中国证监会指定报刊上公开披露过的所有文件的正本及公告的原稿；

四、其他相关文件。

释义

释义项	指	释义内容
本公司/公司/潜能恒信	指	潜能恒信能源技术股份有限公司
报告期	指	2024年1月1日至2024年6月30日
中国证监会	指	中国证券监督管理委员会
元	指	人民币元
石油勘探	指	为了寻找和查明油气资源，利用各种地球物理技术手段了解地下构造和油藏，认识生油、储油、油气运移、聚集、保存等条件，综合评价含油气远景，确定油气聚集的有利地区，发现储油气的圈闭，并探明油气田面积，确定油气层情况和产出能力的过程
地震数据采集	指	设计、实施野外人工地震，利用地震采集系统获取地震数据处理所需的反射波数据
地震数据处理	指	对野外地震采集数据做各种信号处理，提高反射波数据的信噪比、分辨率和保真度，恢复得到地下的图像，以便于发现地下构造和油气
井位部署	指	在地震地质分析等综合解释基础上，结合含油气经济评价的结果及风险评估，做出确定钻井位置的决策
东方证券、保荐机构	指	东方证券承销保荐有限公司
缝洞储层	指	碳酸盐岩初级空间，主要由大小不等的溶洞、裂缝和溶蚀孔隙组成。分为洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型和多缝洞连通型5种类型的储层。
潜山	指	亦称潜山构造，指由于古地层长期受到风化、侵蚀、断裂、褶皱作用形成的古地貌残丘、断块山、残余背斜等，而后被新的沉积物所覆盖。
探井	指	初探井或评价井
明化镇组	指	明化镇组是第三纪上新世地层。是中国河北平原第三系顶部的一个组以杂色砂岩、泥岩为主，两者常以互层出现，一般厚556-1100米，最大厚度为1653米。与下伏馆陶组呈整合接触。
馆陶组	指	馆陶组属于第三纪中新世。最初命名地点在中国河北馆陶,故名。岩性为杂色(灰白、灰绿、暗紫红等色)砂岩、泥岩为主,夹含砾砂岩、砾岩。厚79-956米。与其下伏第三系各组呈不整合接触。馆陶组作为渤海东部新近系重要的勘探层系,垂向上岩性组合变化明显,岩性特征的精细研究具有重要成藏意义。馆陶组内部地层，自上往下为馆一段，馆二段，馆三段及馆四段 。
沙河街组	指	沙河街组属于始新世，是第三纪早期的一个地质时期。沙河街组自下而上分为四段，每段具有不同的岩石组合和化石特征。沙河街组的沉积环境多样，包括河湖相和海陆交互相沉积，反映了当时复杂的地质环境和气候变化。岩性以砂岩、泥岩、油页岩互层为主，是主要的油气储集层之一，同时也是最好的烃源岩。与下伏地层成角度不整合接触。
奥陶系	指	奥陶系是指奥陶纪时期形成的地层，这一时期位于古生代的第二个纪。渤海湾奥陶系地层厚度约1000米，自下而上可划分为四段，分别为冶里组、亮甲山组、马家沟组、峰峰组，岩性主要为碳酸盐岩，孔、洞、缝储层发育，是主要的油气储集层之一。与下伏地层成平行不整合接触，与上伏地层成角度或平行不整合接触。

第二节 公司简介和主要财务指标

一、公司简介

股票简称	潜能恒信	股票代码	300191
股票上市证券交易所	深圳证券交易所
公司的中文名称	潜能恒信能源技术股份有限公司
公司的中文简称（如有）	潜能恒信
公司的外文名称（如有）	SINO GEOPHYSICAL CO., LTD
公司的外文名称缩写（如有）	SINOGEO
公司的法定代表人	周锦明

二、联系人和联系方式

	董事会秘书	证券事务代表
姓名	张志坚	吴丽琳
联系地址	北京市朝阳区北苑路甲13号北辰新纪元大厦2塔22层	北京市朝阳区北苑路甲13号北辰新纪元大厦2塔22层
电话	010-84922368	010-84922368
传真	010-84922368-6001	010-84922368-6001
电子信箱	[e-mail]	[e-mail]

三、其他情况

1、公司联系方式

公司注册地址、公司办公地址及其邮政编码、公司网址、电子信箱等在报告期是否变化

□适用 ?不适用

公司注册地址、公司办公地址及其邮政编码、公司网址、电子信箱等在报告期无变化，具体可参见2023年年报。

2、信息披露及备置地点

信息披露及备置地点在报告期是否变化?适用 □不适用

公司披露半年度报告的证券交易所网址	《中国证券报》、《证券时报》
公司披露半年度报告的媒体名称及网址	www.cninfo.com.cn
公司半年度报告备置地点	公司证券部

3、注册变更情况

注册情况在报告期是否变更情况

□适用 ?不适用

公司注册情况在报告期无变化，具体可参见2023年年报。

四、主要会计数据和财务指标

公司是否需追溯调整或重述以前年度会计数据

□是 ?否

	本报告期	上年同期	本报告期比上年同期增减
营业收入（元）	240,780,747.64	217,561,344.01	10.67%
归属于上市公司股东的净利润（元）	-30,020,382.39	-88,634,758.16	66.13%
归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润（元）	-30,070,151.90	-88,457,030.04	66.01%
经营活动产生的现金流量净额（元）	120,816,923.25	64,419,688.72	87.55%
基本每股收益（元/股）	-0.0938	-0.2770	66.14%
稀释每股收益（元/股）	-0.0938	-0.2770	66.14%
加权平均净资产收益率	-2.69%	-7.28%	4.59%
	本报告期末	上年度末	本报告期末比上年度末增减
总资产（元）	2,569,034,889.87	2,261,364,541.90	13.61%
归属于上市公司股东的净资产（元）	1,099,788,107.10	1,130,370,583.27	-2.71%

五、境内外会计准则下会计数据差异

1、同时按照国际会计准则与按照中国会计准则披露的财务报告中净利润和净资产差异情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在按照国际会计准则与按照中国会计准则披露的财务报告中净利润和净资产差异情况。

2、同时按照境外会计准则与按照中国会计准则披露的财务报告中净利润和净资产差异情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在按照境外会计准则与按照中国会计准则披露的财务报告中净利润和净资产差异情况。

六、非经常性损益项目及金额

?适用 □不适用

单位：元

项目	金额	说明
除上述各项之外的其他营业外收入和支出	-8,599.57
其他符合非经常性损益定义的损益项目	67,252.62
减：所得税影响额	8,876.70
少数股东权益影响额（税后）	6.84

合计

49,769.51

其他符合非经常性损益定义的损益项目的具体情况：

□适用 ?不适用

公司不存在其他符合非经常性损益定义的损益项目的具体情况。将《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益》中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益项目的情况说明

□适用 ?不适用

公司不存在将《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益》中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益的项目的情形。

第三节 管理层讨论与分析

一、报告期内公司从事的主要业务

2024年上半年全球原油价格经历了波动，但总体呈现横盘态势。地缘政治风险与全球经济变局是影响市场的主要因素。上半年布伦特原油均价为83.39美元/桶，价格波动主要受地缘冲突加剧和全球经济复苏缓慢等因素影响。国内方面，中国油气能源市场呈现积极的发展态势，原油产量增速加快。公司抓住有利时机，加快勘探开发的步伐，按照整体规划，积极推进各区块年度计划的运行，充分利用现代油气系统勘探理论和三大核心找油技术，创新油气成藏新模式，深入开展油气勘探开发地震地质工程一体化研究与实践，在南海合作区块勘探转开发、储量申报和渤海合作区块勘探油气发现等方面均取得重要进展。报告期内公司实现营业收入24,078.07万元，同比增加10.67%；实现营业利润-2,768.86万元，同比亏损收窄66.88%；实现归属于母公司股东的净利润-3,002.04万元，同比亏损收窄66.13%。上述指标的变动主要原因为上年同期渤海05/31合同区部分暂时资本化的相关钻井勘探支出根据勘探进展计入损益；本报告期原油销售收入增加，相应税金及附加增加；本报告期加快勘探开发，勘探费用增加；本报告期利息支出增加。

报告期内，在中外双方共同努力下，公司重点油气项目均取得了不同程度的进展，具体情况如下：

1、渤海05/31合同区

报告期内智慧石油与中海油天津分公司研究院深化曹妃甸1-2油田总体开发方案的地质油藏部分可行性研究相关工作，进一步落实曹妃甸1-2油田的构造特征、储层特征、油藏特征，对油田的动用储量、开发井网部署方案、预期开发指标等进行细致分析论证，针对油田采用采储一体化移动生产平台结合穿梭油轮的开发模式，智慧石油同步开展周边可依托设施的调研、海洋工程方案的可行性论证、市场资源调研及商务询价等基础工作，以进一步确认曹妃甸1-2油田商业性并为总体开发方案的编制工作提供更为充分的依据。

2、渤海09/17合同区

渤海09/17合同区，在地震地质工程一体化系统勘探学理论的指导下，充分利用WEFOX成像的高分辨率三维地震数据平台，开展奥陶系、侏罗系、沙河街组、明化镇组四大勘探层系的综合含油气评价，发现多个有利油气聚集带。按照“整体部署、立体评价、分步实施”的工作原则，报告期内，合同区按照“整体部署、立体评价、分步实施、突出重点、逐步探明、分期开发”的整体思路，确定奥陶系碳酸盐岩潜山为主要勘探目的层，侏罗系、沙河街组、明化镇组为兼探目的层，为扩大合同区含油气储量规模，开展了地震地质深化研究、摸清油藏规律认识，优化钻井井位及钻完井等一系列勘探开发评价工作，具体工作如下：

①充分利用了公司三大核心找油技术，开展《渤海09/17合同区奥陶系潜山深度域精细成像处理及解释》、《渤海09/17合同区2024年度地质综合研究及井位部署》等基础研究工作，不断深化奥陶系、侏罗系、沙河街组、明化镇组四大勘探层系的构造特征、储层预测、油气成藏规律、综合含油气评价及井位部署等方面的研究工作，为合同区立体勘探评价、井位整体部署、含油气规模落实提供必要的技术支撑。

②在前期QK18-9-3井、QK18-9-5井奥陶系获得了勘探突破和油气发现后，为了进一步落实奥陶系潜山整体含油气规模及其油气成藏规律，扩大勘探成果，在距离QK18-9-3初探井西北方向7.6公里的较低位置潜山部署了初探井QK17-1-4井。该井在沙河街组、侏罗系和奥陶系地层中均发现了油气层。特别是在奥陶系碳酸盐岩潜山目的层，该井钻进378米，并钻遇厚层油气层。针对潜山的裸眼段进行了地层测试（DST），采用7.14mm油嘴进行自喷求产，获得日产气21万立方米。该井的成功试油，明确了深层奥陶系碳酸盐岩潜山油气差异运移成藏规律的模式，证明了深层奥陶系潜山具备整体含油气连片条件。

下一步公司将加快潜山的整体部署评价钻探和分步滚动勘探开发工作，为整体储量估算、申报及效益开发提供充足科学依据，同时也为公司高质量发展奠定物质基础。

3、南海北部湾涠洲22/04合同区

南海北部湾涠洲 22/04 合同区，利用现代系统石油勘探理论，创建了石炭系碳酸盐岩潜山多期逆冲沉积断层控制的构造新样式及成藏新模式，部署实施的初探井WZ5-3E-1井在石炭系碳酸盐岩潜山钻遇优质缝洞储层，通过两套油层分三段试油测试均取得了高产工业油气流，创造了公司探井最高试油日产记录，开创了公司海洋石油勘探开发领域新局面。

进一步部署的评价井WZ5-3E-2井，在流沙港组砂岩和石炭系碳酸盐岩地层均再次取得油气发现。石炭系碳酸盐岩潜山的成功钻探，证实了地质认识的准确性、技术的先进性及储量的规模性，为未来合同区开发方案编制和实施奠定理论、技术和物质基础。

本报告期内，合同区遵循“整体规划、分步探明、分期开发、快速建产”的思路，重点推进了涠洲5-3油田储量估算及申报、涠洲5-3油田开发方案的可行性研究基本设计前期研究等工作，同步开展了相关项目的采办。同时加强基础研究工作，充分利用公司三大核心找油技术，借助新钻井的成果认识，加强合同区地质综合研究、石炭系碳酸盐岩潜山和流沙港组等领域勘探滚动评价及井位部署工作。具体情况如下：

①顺利完成了涠洲5-3油田WZ5-3E-1井区、WZ5-3E-2井区石炭系黄龙组和古近系流沙港组石油探明储量估算及申报。经自然资源部油气储量评审办公室组织评审专家审查，通过评审备案，原油探明地质储量1347.98万吨。

②开展了涠洲5-3油田开发方案的可行性研究工作。在涠洲5-3油田的储量估算成果基础上，开展了开发油藏地质方案研究、钻完井工程方案、海工建设方案、投资与经济评价方案等多个方面的开发方案可行性研究，为后续涠洲5-3油田开发方案的基本设计编制以及油田的快速建产奠定了坚实基础。

③开展《南海22/04合同区地质综合研究及井位部署方案研究》、《南海涠洲22/04合同区石炭系缝洞储层预测技术研究》等基础研究工作，不断深化对石炭系碳酸盐岩潜山构造和碳酸盐岩缝洞储层的预测研究、流沙港组勘探评价及井位部署工作。这些研究成果将为合同区石炭系和流沙港组的滚动勘探评价、井位的整体部署以及涠洲5-3油田高效开发井位的部署提供基础和必要的技术支撑。

4、南海22/05合同区

南海北部湾涠洲22/05合同区，在现代系统石油勘探理论的指导下，创建了石炭系碳酸盐岩潜山多期逆冲断层控制的构造新样式，部署实施的探井WZ10-11-1井钻遇石炭系碳酸盐岩和长流组砂岩两套油层，试油测试均获工业油流，为22/05合同区潜山带东段长流组砂岩油藏与石炭系碳酸盐岩油藏的滚动评价打开了新局面。报告期内，充分利用公司三大核心找油技术，借助钻井取得新的成果认识，加强了合同区石炭系碳酸盐岩和长流组砂岩两大领域的整体勘探评价及井位部署研究工作。同时，正积极推进合同区油藏评价及井位部署工作，具体情况如下：

①开展《南海22/05合同区地质综合研究及井位部署方案研究》等研究工作，针对合同区内石炭系碳酸盐岩潜山油藏和长流组砂岩油藏两大重点领域，深入开展了构造解释及圈闭特征分析、沉积环境及沉积相再认识、碳酸盐岩缝洞储层预测研究、油气成藏模式及成藏规律研究、综合含油气性评价等工作。这些研究成果将为合同区下一步的整体勘探评价、储量复算、开发方案制定及井位部署奠定了坚实基础。

②公司正积极与中海油相关单位合作，共同推进涠洲10-3N油田的油藏评价及潜力分析工作，旨在为后续的涠洲10-3N油田储量复算、开发方案编制、油田效益开发及安全生产提供有力的技术支撑。

5、南海北部湾涠洲10-3西油田

报告期内，南海北部湾涠洲10-3西油田的最终投资决策已获得中国海油的正式批准并随即启动开发工作，已经完成基础设计和采购谈判等工作，井口平台陆地建造于7月1日开工，涠洲10-3西油田的开发建产工作正在有序推进中。

6、蒙古Ergel-12区块

报告期内，公司精准捕捉市场机遇，充分发挥主观能动性，积极推进勘探项目的各项审批及执行工作。公司充分利用蒙古区块2023年度三维地震采集数据，开展了高精度三维地震处理工作，并获得了覆盖面积573.8平方公里的高品质三维地震资料。通过整体评价，建立了凹陷的结构和填充模式，明确了主生烃凹陷及勘探潜力，发现了有利的勘探区带与目标。以“规模发现、多领域突破”的思路，提出了油气勘探整体部署方案。具体情况如下：

①今年4月向蒙古国石油局提交了蒙古国Ergel-12区块《资料评估及数据库建立报告》、《构造历史事件与年代地层学研究》、《地质研究资料解释》和《盆地填充与含油气系统研究》，并通过评审。

②完成了6个层全区构造精细解释，为后续构造、地质综合研究和目标评价奠定了坚实基础。

③开展了研究区勘探潜力评价分析。通过借鉴邻区和类似盆地钻井化验分析数据，结合三维地震资料，预测了成熟烃源岩范围和厚度，并利用资源丰度法和有机碳法计算凹陷资源量，为后期勘探部署提供了依据。

④以石油地质综合研究为基础，创新地质认识，构建了多种成藏模式，预测了油气富集带，为该区油气勘探规模发现、实现多领域突破打下基础。

⑤优化并部署了3口井位的论证，为下一步钻井做好充足准备。目前，公司正积极协调并组织钻前各类设备、物资的进出口、道路修建、新营地建设等工作，力争尽快启动探井钻探作业。

7、准噶尔盆地九1-九5区块

合同区遵循“精细管理、技术创新、效益开发”的原则，围绕“增储、上产、降本”的总目标，充分利用高精度全息三维开发地震技术和精细油藏再评价手段，不断夯实油田稳产基础，并积极探索油田开发与发展新路径。

报告期内，合同区围绕总目标，通过优化生产运行和科学评估，实现了SEC储量零修正，并依据油藏精描和剩余油认识指导老区后续开发调整方向与稳产。加大石炭系稀油开发力度，高质量、高效地完成了钻井任务，有效保障年度产能建设任务的完成。注重老井潜力挖掘，实施了一系列增产措施，均取得了良好的增产效果。在降本方面，通过注汽井检管、封窜调剖及汽驱综合治理等专项治理措施，显著降低了蒸汽注入和天然气用量，实现了降本目标。此外，积极开展春季稳产劳动竞赛，合理安排现场生产工作，使原油产量保持平稳态势。

展望下半年，合同区将继续深化油藏研究，优化生产运行，加大新技术应用力度，不断提升油田开发效益。同时，合同区也将持续注重安全环保工作，确保合同区平稳运行，为全年生产经营目标的顺利完成奠定坚实基础。

二、核心竞争力分析

1、技术创新及经营模式创新的优势

公司凭借二十多年积累的勘探开发和技术研发经验形成自主创新的核心找油技术，并在石油勘探开发理论、技术、生产、投资、管理等方面都取得了显著成效，创新地震地质与人工智能融合技术、提升勘探精度和成功率，已逐步由单一的服务型公司向石油勘探开发综合性国际化能源公司转型。公司拥有众多技术发明专利及软件著作权，能提供完整的油气勘探开发一体化高端工程技术服务，为公司油气勘探开发全产业链发展提供技术保障，已形成三大板块：1）基于高成功率独特找油技术的完整油气勘探开发技术服务板块，涵盖地下三维地震数据采集、处理成像、地震地质解释、油藏建模、油藏工程等技术服务，2）油气勘探开发生产板块，充分利用差异化独特油气勘探开发技术和现代系统石油勘探理论，精准评价常规和非常规油气田，结合公司自身特点，“技术换权益”油气勘探开发生产经营模式和投资模式，凭借精准区块评价理论和高成功率找油技术，获得8个油气区块。3）逐步创建智慧油田板块，创建高精度地下三维空间大数据软件平台，建设智慧油田，为降低勘探风险，低成本发现油田、高效益开发油气田提供技术支撑。

2、油气区块资源优势

截至报告期内公司共拥有8个石油区块，其中6个国内石油区块和2个海外石油区块，包括：中国渤海05/31区块、中国渤海09/17区块、中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04合同区、中国南海22/05合同区、中国准噶尔盆地九1-九5区块；美国Reinecke区块、蒙古国Ergel-12区块。公司经营已经从单纯技术服务模式成功走向技术服务+勘探开发区块权益+油气生产区块权益相结合的一体化经营，实现公司战略转型。

2.1中国渤海05/31区块

2013年9月16日，公司海外全资公司智慧石油与中国海洋签订为期30年的产品分成合同《中国渤海05/31合同区石油合同》，合同区面积211.6平方公里。石油合同签署后，智慧石油组织专家及技术人员开展系列三维处理解释一体化和地震地质一体化综合研究工作，明确了中浅层馆陶组和东营组、深层奥陶系3个含油气层系，综合地质评价发现了一批潜力含油气目标。智慧石油按照“整体部署、分步实施、先浅后深”的勘探思路，先后对合同区3个含油气层组开展了7口探井的钻探作业，其中6口井测试获工业油流，针对CFD1-2构造钻探2口初探井（CFD1-2-1井、CFD1-2-2D井）及2口评价井（CFD1-2-3井、CFD1-2-4井)，成功发现了CFD1-2构造馆陶组、东营组油藏。智慧石油对局部 CFD1-2 构造油藏地质储量进行了分批论证，2021年度已通过自然资源部主管部门评审备案新增原油探明地质储量450.94万吨，溶解气探明地质储量 5.82 亿立方米，海油备案探明+控制储量1600多万吨。

2.2中国渤海09/17区块

2019年4月12日智慧石油与中国海油签订了为期30年的产品分成合同《中国渤海09/17合同区石油合同》，合同区面积 509.3 平方公里，该区块位于渤海湾盆地歧口凹陷南坡，水深 5-20 米。该区块经公司潜能恒信及智慧石油内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估：该合同区油气总资源量超6亿吨，规划勘探期探明

油气地质储量5000-25000万吨，预计建成油气年生产能力50-250万吨。经过公司组织专家团队开展油气勘探技术攻关，开展了三维地震数据叠前WEFOX智能成像及精细地震地质综合解释，融合智能油气预测技术，整体系统地评价了渤海09/17区块油气成藏规律和资源量规模，揭示了渤海09/17区块油气勘探潜力巨大。公司抓住逆周期市场机遇，本着“整体评价、整体部署、分步实施、精准钻探”原则，优选了第一批钻探目标，统筹社会各方海上钻探技术队伍力量，通力合作开展渤海湾海上油气钻探作业。针对奥陶系潜山、侏罗系潜山、沙河街组、明化镇组四个主要勘探层系部署并钻探了6口初探井（QK18-3-1井、QK17-1-3d井、QK18-9-3井、QK18-9-4d井、QK18-9-5井、QK17-1-4井），发现了以奥陶系为主的四套含油气层系。结合新钻井信息，针对四个主要勘探层系的构造特征、储层特征、成藏主控因素、油气藏运移模式和油藏类型等进行了重新认识，为下一步的含油气评价和井位部署提供了充足的依据。

2.3中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04合同区

2018年7月3日智慧石油和洛克石油与中国海油签订了为期30年的产品分成合同《中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04区域合同区石油合同》。 涠洲10-3油田西区开发项目环境评价报告已获得国家生态环境部的批复，项目总体开发方案和基本设计方案已通过中国海油专家审查，与主要承包商的合同商业谈判已经完成。项目计划钻井26口，并预留14个井口槽，以满足未来增产扩能的需求。项目将新建一座井口架平台和租赁一座自安装生产处理平台，并配套建设油水混输海管、输气海管及海底电缆等设施。整个开发工程建设周期约为2年，计划于2026年初投产。 中国南海北部湾涠洲22/04区块属于北部湾盆地涠西南凹陷西部潜山凸起，位于涠洲10-3油田东北侧 4km处，面积80平方公里。经公司内部地质、油藏专家团队根据22/04区块公开资料及区块周边探明情况预估涠西南凹陷油气总资源量12.5亿方，预计22/04 区块探明油气地质储量3500-5000万方、建成油气年生产能力 100-150万方。截至目前，该区块部署并钻探了两口初探井（WZ5-3-1、WZ5-3E-1）和一口评价井（WZ5-3E-2），均获得油气发现，特别是智慧石油在涠洲5-3潜山带中段部署探井WZ5-3E-1井钻探两套油层分三段试油测试均取得了高产工业油气流。基于已钻探3口井资料，对涠洲5-3构造的WZ5-3E-1井区和WZ5-3E-2井区开展储量估算及申报工作，根据自然资源部下发的《涠洲5-3油田WZ5-3E-1井区、WZ5-3E-2井区石炭系黄龙组和古近系流沙港组石油探明储量新增报告》，原油探明地质储量1347.98万吨。

2.4中国南海22/05合同区

2022年2月15日智慧石油与中国海油正式签订了为期30年的产品分成合同《中国南海22/05合同区石油合同》，中国南海22/05合同区位于中国南海北部湾、涠洲岛西南方向海域，紧邻智慧石油担任联合作业者的南海涠洲10-3西油田和22/04区块，水深40米左右。合同区面积102平方公里，经母公司潜能恒信及智慧石油地质、油藏专家团队根据该区块勘探开发情况及联合研究成果预估涠西南凹陷油气总资源量12.5亿方，预测22/05 合同区探明原油地质储量2800-5000万方、建成油气年生产能力80-120万方。截至目前，智慧石油在该区块部署并钻探了一口初探井WZ10-11-1井，在石炭系风化壳和长流组均获油气发现，为22/05合同区潜山带东段长流组碎屑岩油藏、石炭系潜山油藏的滚动评价打开了新局面。

2.5美国Reinecke区块

2016年3月1日公司海外全资公司智慧石油美洲投资公司（以下简称“智慧美洲”）与其他合伙人共同设立合伙企业Reinecke Partner LLC（以下简称“RPL”），合伙企业RPL于2016年3月1日购买了Reinecke区块70.37%的资产权益，区块面积4,358.19英亩。鉴于国际油价较公司购买上述资产时点有较大的增长，生物礁常规老油田部分资产价值由于油价原因增值较大，基于油气资产价值、管理最优化，2018年年底合伙企业RPL已与交易对方签署出售协议，经合伙企业RPL合伙人一致同意出售部分常规老油田，保留未开发潜力较大的二叠纪米德兰盆地非常规油田。智慧美洲现持有合伙企业40.09%，其他合伙人持有合伙企业59.91%。

2.6蒙古国Ergel-12区块

2016年9月9日，公司海外全资公司智慧石油投资有限公司与蒙古国矿产石油局签订为期33年的《Ergel-12合同区产品分成合同》，Ergel-12 区块位于蒙古国东戈壁盆地西南部，面积约11035平方公里。在本地区经公司内部地质、油藏专家团队根据该地区公开资料及区块周边探明情况研究预测发育两个生烃凹陷，其中奥力盖凹陷面积约1800平方千

米，在区块西北方向，估计该凹陷石油资源量约为4.75-6.02 亿吨。从重力异常分析发现在合同区东南方向还发育另一个凹陷，面积约1900平方千米，从凹陷类比研究认为其主力生烃面积50%以上在合同区内，估计该凹陷石油资源量约为

4.75-6.02 亿吨。该区块东南侧发育的另凹陷与奥力盖沉积凹陷合计预估最大油气资源量可达约9-13亿吨。

2.7准噶尔盆地九1-九5区块

2019年11月8日智慧石油与中国石油签订了为期30年的石油产品分成合同《中华人民共和国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产石油合同》，合同区位置位于准噶尔盆地西北缘，面积20平方公里，距离克拉玛依市东北约40公里,是一个正在开发生产中的石油区块，2023年度合同区全年实现原油产量为 56.11万吨。

智慧石油开发专家团队根据地震地质和生产动态资料综合评价研究认为，该油田现开发动用储量在原有采油方式基础上，通过井网加密矢量调整及利用热化学混合驱、火烧 油层、空气驱等EOR 提高采收率技术，具有增加可采储量和产量的潜力，可保持稳产增产，达到降本增效的合作目的。同时认为石炭系整体勘探开发程度低，初步评价油气资源量约7000万吨，目前探明地质储量仅784万吨、动用410万吨，具有很大勘探开发潜力。

3、人才优势

配合公司战略转型目标，组建油气勘探开发专业团队，除原有石油地质、地球物理、油藏工程人员外，加强地震采集、钻井、HSE队伍建设，构建跨学科、跨专业的综合性人才队伍，既能够为油田公司石油勘探开发提供一站式服务，也为公司的持续快速发展提供了有力保障。

4、深化一体化服务

公司以高精度的WEFOX成像数据、高准确度的油气预测为基础，在实践中已经形成完备的勘探开发一体化业务模式，包括“处理解释一体化、地震地质一体化、地质工程一体化”。严密的项目组织管理体系、量化质量管理、科学决策系统为一体化服务提供重要保障。通过一体化服务提供全方位的油田技术服务，通过优秀成功项目的广告效应，积极推广公司特色的一体化找油业务模式，为公司油气高质量勘探开发生产和差异化技术服务提供坚实条件。

5、创新的商业模式

凭借公司多年来积累的先进找油技术和稳健油气行业运作经验的优势，公司成功推进以高成功率找油“技术换权益”的差异化发展独特专业经营模式，有效降低油气投资风险，即充分利用公司独特高成功率找油技术应用于1）新区块评价与勘探，能低成本获得油气资源权益，可以通过先进的找油技术发现隐蔽油气田，实现“0变1”油气勘探发现，同时可通过成功发现油气的区块权益不同阶段转让获得不同阶段投资回报；2）应用于老油田挖潜，通过对成熟油田的滚动勘探开发生产技术创新和智能化改造，提高采收率，达到提质降本增效，挖潜老油田剩余储量开发潜力，将难动用储量变成可动用储量，实现“1变N”的开发生产收益，做到低成本高效益的投资策略；同时扩大油气业务范围，延伸产业链，加快公司国际化进程，实现向“石油勘探开发综合性国际化能源公司”战略转型。

6、特色石油勘探技术与装备情况

除公司自主研发的WEFOX、SinoGeoStar、MAVORICK等50多个核心软件外，拥有Paradigm、CGG、Landmark、Omega、Promax等多套国际先进的第三方软件，拥有2000多节点多套PC-CLUSTER、GPU-CLUSTER大型计算机集群系统及辅助设备工作站等，公司还组建了完整的现代化无线全息地震数据采集队伍，拥有10台Sercel Nomad-65可控震源、AHV-IV362可控震源，拥有约40000多道数据采集设备包括：Sercel 428采集链，无线节点采集设备，RT2无线节点实时传输采集设备及其他地震采集配套设备，能够承担数千平方公里的三维地震采集任务，为公司承接复杂地质条件的采集处理解释一体化找油业务提供了有力的高端勘探装备支持，并有助于公司智能化装备自主研发，提升公司核心竞争力。

7、无形资产及核心技术情况

公司商标情况如下：

序号	商标	注册日期	注册证号	核定使用类别	注册人	注册期限
1		2007.04.21	4064637	42	潜能恒信	2027.4.20
2		2008.5.7	4338775	42	潜能恒信	2028.5.6

3	“WEFOX”	2010.12.21	7532751	42	潜能恒信	2030.12.20
4	“SINOGEOSTAR”	2011.04.28	8224601	42	潜能恒信	2031.04.27
5	“MAVORICK”	2011.04.28	8224652	42	潜能恒信	2031.04.27

6

“SmartGeo”

2019.09.07

35522521

7

潜能恒信

2029.09.06

公司专利情况：

序号	专利名称	专利类型	专 利 号	授权公告日	专利期限
1	一种三维地震叠前逆时偏移成像方法	发明专利	ZL201010188322. 5	2016年1月13日	20年
2	一种WEFOX分裂法双向聚焦叠前地震成像方法	发明专利	ZL201010188335. 2	2016年8月31日	20年
3	地热田复合梯级开发利用系统	实用新型	ZL201920092200.2	2019年11月8日	10年

4	一种节点感应器阵列无人机巡检系统	实用新型	ZL201920092251.5	2019年11月8日	10年
5	一种两栖无线节点感应器	实用新型	ZL201920092199.3	2019年11月8日	10年
6	自适应走向速度谱求取方法和系统	发明专利	ZL2019 1 0049867.9	2021年10月15日	20年
7	一种分布式地热能源集输调配系统	实用新型	ZL202120170298.6	2021年1月21日	10年
8	一种对碳酸盐岩溶蚀孔洞型地热能储层位置进行定位的方法和系统	发明专利	ZL201811109638.3	2022年3月25日	20年
9	一种计算碳酸盐岩溶蚀孔洞型地热能储量的方法和系统	发明专利	ZL201811109629.4	2022年3月22日	20年
10	高产地热井的部署方法及高效循环系统	发明专利	ZL201910083812.X	2023年1月24日	20年
11	一种构建零碳绿色能源体系的方法和系统	发明专利	ZL201811109681.X	2023年4月7日	20年
12	一种基于地下能源分布对地表及地下设施进行规划的方法和系统	发明专利	ZL201811110567.9	2023年10月17日	20年
13	一种基于海洋钻井、采油平台的自升降储油系统	实用新型	ZL202320650007.2	2023年10月24日	10年
14	地下能源与地上需求耦合的分布式能源站构建方法和系统	发明专利	ZL 2021 1 0082488.7	2024年3月1日	20年
15	一种基于界面提取的地震资料解释方法和系统	发明专利	ZL 2021 1 0891330.4	2024年3月1日	20年
16	移动式模块化海上边际油田收割机	实用新型	ZL 2023 2 1400286.3	2024年6月11日	10年

公司专利申请情况：

专利名称	专利类型	申请号	申请日期
一种基于地下三维空间大数据进行地表及地下规划的方法和系统	发明专利	2018111105683	2018年9月21日
一种基于无人机测绘的地震勘探采集的方法和系统	发明专利	2021100842118	2021年1月21日
一种基于人工智能的断层解释方法	发明专利	2023101267381	2023年2月16日

公司提出申请的3项发明专利被受理后，按照我国《专利法》和惯例，该类型发明专利申请周期较长，截至报告期末，上述专利申请仍处于实质审查阶段，公司根据国家知识产权局的要求进行相关材料的补充说明。截至报告期内，公司拥有软件著作权共计57项，具体如下：

序号	名称	取得方式	登记号
1	Decomp-地震振幅调谐技术	原始取得	2008SR33976
2	PSDMVEL-叠前深度偏移层速度交互分析软件	原始取得	2008SR33977

3	WEFOX-地震资料数据成像的软件	原始取得	2008SR33978
4	Pkstatic-折射波静校正软件	原始取得	2008SR33979
5	Geostar-AVO三维油气预测软件	原始取得	2008SR33980
6	Geostar-储层反演及油气检测软件	原始取得	2008SR33981
7	Zpkil-地震资料叠前去嗓的软件	原始取得	2008SR33982
8	QN-Seisp 地震速度拾取软件	原始取得	2010SR020596
9	QN-Seinmo 复杂地表地震数据静校正软件	原始取得	2010SR020600
10	QN-Seiscs 复杂地表地震数据静校正软件	原始取得	2010SR020598
11	QN-Pvrdf 垂向可变化的radon滤波软件	原始取得	2010SR020827
12	QN-Scaco 地表一致性振幅校正软件	原始取得	2010SR020826
13	QN-FxdcnFX 域信号加强软件	原始取得	2010SR020824
14	QN-Decon 小（零）相位反褶积软件	原始取得	2010SR020822
15	QN-Iaprc 交互处理分析软件	原始取得	2010SR020889
16	QN-Seinsc 全局优化非线性剩余静校正软件	原始取得	2010SR020613
17	QN-Annmo 各向异性剩余动校正软件	原始取得	2010SR020615
18	QN-Pvfxc 垂向可变化的FX相干滤波软件	原始取得	2010SR020611
19	QN-Mig3d 三维相移/剩余FX深度偏移软件	原始取得	2010SR020887
20	QN-3Dpsavo 三维地震叠前地震弹性AVO反演软件	原始取得	2010SR020892
21	QN-Seiscave 碳酸盐岩缝洞预测软件	原始取得	2010SR020891
22	QN-Gcdcn 组一致性小相应/零相位反褶积软件	原始取得	2010SR020820
23	QN-Seisa 地震速度分析软件	原始取得	2010SR020592
24	QN-Seism 资料处理速度数据库管理软件	原始取得	2010SR020554
25	QN-Scdcn 地表一致性小相位/零相位反褶积软件	原始取得	2010SR020594
26	科艾油气成藏系统岩性分析统计软件	受让	2012SR016363
27	科艾测井资料分析处理软件	受让	2012SR016359
28	科艾有机地化资料分析整理软件	受让	2012SR016722
29	科艾定向井录井深度转换软件	受让	2012SR016720
30	科艾数据提取处理软件	受让	2012SR016710
31	科艾双狐数据格式转换软件	受让	2012SR016713
32	科艾层位与井交点坐标求取软件	受让	2012SR016717
33	QN-地震多属性裂缝预测软件	原始取得	2014SR124650
34	QN-ANQC资料各向异性质控系统软件	原始取得	2014SR124569
35	QN-IPsystem处理解释一体化软件	原始取得	2014SR124525
36	QN-曲率体属性计算软件	原始取得	2014SR124570
37	智慧石油新版0A系统	原始取得	2014SR124566
38	智慧石油网络办公系统	原始取得	2014SR124562
39	QN-RTM基于GPU的全三维叠前逆时偏移软件	原始取得	2014SR124529
40	提高分辨率处理软件	原始取得	2017SR244023
41	SRME去多次波软件	原始取得	2017SR244020
42	非常规油气勘探开发配套技术系统	原始取得	2017SR244022
43	碳酸盐/灰岩缝洞储层识别技术软件	原始取得	2017SR244021
44	QN-IPsystem处理解释一体化软件	原始取得	2017SR235778
45	QN-WaveDecon多道子波反褶积软件	原始取得	2018SR688938
46	QN-VSPIQ零偏移VSP提取Q值软件	原始取得	2018SR688664
47	QN-AMPTC振幅透射补偿软件	原始取得	2018SR690298
48	QN-5DIR五维规则化软件V1.2	原始取得	2019SR0778389
49	QN-FDSW地震波有限差分模拟软件V1.0	原始取得	2019SR0778392

50	自动提取图像中曲线信息软件V1.0	原始取得	2020SR0515224
51	全息三维地震采集设计和实现系统V1.0	原始取得	2020SR0519904

52	工区底图与地震剖面联动显示技术软件V1.0	原始取得	2021SR0601469
53	地震数据高效元数据管理技术软件V1.0	原始取得	2021SR0601500
54	SASystem地震采集系统V1.0	原始取得	2022SR0615805
55	智能识别地震数据存储格式技术软件V1.0	原始取得	2022SR0615693
56	基于深度学习的地震速度谱拾取技术软件V1.0	原始取得	2022SR0615803
57	基于深度学习的地震断层解释技术软件[简称DL-Fault]V1.0	原始取得	2022SR0615804

三、主营业务分析

概述参见“一、报告期内公司从事的主要业务”相关内容。主要财务数据同比变动情况

单位：元

	本报告期	上年同期	同比增减	变动原因
营业收入	240,780,747.64	217,561,344.01	10.67%
营业成本	162,019,156.81	140,849,245.46	15.03%
管理费用	59,317,874.14	130,437,626.22	-54.52%	上年同期渤海05/31合同区部分暂时资本化的相关钻井勘探支出计入管理费用。
财务费用	13,096,117.07	2,800,294.22	367.67%	本报告期贷款增加、利息支出增加。
所得税费用	2,346,507.34	4,488,794.96	-47.73%	本报告期纳税主体利润总额减少，所得税费用减少。
研发投入	4,614,947.63	4,113,189.80	12.20%
经营活动产生的现金流量净额	120,816,923.25	64,419,688.72	87.55%	本报告期收到垫付合作伙伴生产作业费增加。
投资活动产生的现金流量净额	-261,919,163.21	-224,283,970.71	-16.78%	本报告期部分钻井费用完成结算。
筹资活动产生的现金流量净额	320,938,492.33	-12,397,910.92	2,688.65%	本报告期收到股东借款3亿元。
现金及现金等价物净增加额	180,107,575.25	-170,547,002.05	205.61%	经营活动、投资活动、筹资活动及汇率变动引起。
归属于母公司股东的净利润	-30,020,382.39	-88,634,758.16	66.13%	(1)上年同期渤海05/31合同区部分暂时资本化的相关钻井勘探支出根据勘探进展计入损益；（2）本报告期原油价格较上年同期上升、原油销售收入增加，相应税金及附加增加；（3）本报告期海上区块加快勘探开发，勘探费用增加；（4）本报告期利息支出增加。

公司报告期利润构成或利润来源发生重大变动

□适用 ?不适用

公司报告期利润构成或利润来源没有发生重大变动。占比10%以上的产品或服务情况?适用 □不适用

单位：元

	营业收入	营业成本	毛利率	营业收入比上年同期增减	营业成本比上年同期增减	毛利率比上年同期增减
分产品或服务
油气开采	235,039,771.07	161,138,334.07	31.44%	10.36%	15.36%	-2.97%

四、非主营业务分析

□适用 ?不适用

五、资产及负债状况分析

1、资产构成重大变动情况

单位：元

	本报告期末		上年末		比重增减	重大变动说明
	金额	占总资产比例	金额	占总资产比例
货币资金	481,312,651.31	18.74%	287,131,234.17	12.70%	6.04%	货币资金比重上升，主要原因是本报告期收到股东借款3亿元。
应收账款	39,810,466.02	1.55%	74,917,956.77	3.31%	-1.76%	应收账款比重下降，主要原因是本报告期收到上年末原油款。
存货	11,621,347.54	0.45%	6,169,444.12	0.27%	0.18%	存货比重上升，主要原因是本报告期末低值易耗品增加。
固定资产	87,181,926.00	3.39%	96,746,199.08	4.28%	-0.89%
在建工程	1,198,577,178.37	46.65%	996,142,039.60	44.05%	2.60%	在建工程比重上升，主要原因是本报告期勘探开发工作顺利开展。
使用权资产	1,331,180.99	0.05%	2,369,189.73	0.10%	-0.05%	使用权资产比重下降，主要原因是本报告期计提折旧。
短期借款	139,278,562.77	5.42%	147,966,707.73	6.54%	-1.12%
合同负债	745,283.02	0.03%	745,283.02	0.03%	0.00%
长期借款	263,097,907.39	10.24%	221,687,962.95	9.80%	0.44%	长期借款比重上升，主要原因是本报告期末银行贷款增加。
租赁负债	87,535.39	0.00%	842,420.18	0.04%	-0.04%	租赁负债比重

						下降，主要原因是本报告期按合同约定支付租金款项。
预付账款	10,088,567.16	0.39%	1,203,442.65	0.05%	0.34%	预付账款比重上升，主要原因是本报告期末预付天然气款及日常费用款增加。
其他流动资产	35,893,222.39	1.40%	119,651,403.19	5.29%	-3.89%	其他流动资产比重下降，主要原因是本报告期末垫付九1-九5区块生产作业费减少。
其他非流动资产	0.00	0.00%	384,476.41	0.02%	-0.02%	其他非流动资产比重下降，主要原因是本报告期预付钻井费用转入在建工程。
应付账款	363,635,223.06	14.15%	357,684,366.26	15.82%	-1.67%	应付账款比重下降，主要原因是本报告期末资产总额增加。
油气资产	689,237,211.90	26.83%	661,595,364.88	29.26%	-2.43%	油气资产比重下降，主要原因是本报告期末资产总额增加。
一年内到期的非流动负债	200,712,732.64	7.81%	198,246,986.40	8.77%	-0.96%
其他非流动负债	368,010,247.25	14.32%	66,118,580.54	2.92%	11.40%	其他非流动负债比重上升，主要原因是本报告期收到股东借款3亿元。

2、主要境外资产情况

□适用 ?不适用

3、以公允价值计量的资产和负债

?适用 □不适用

单位：元

项目

期初数

本期公允价值变动损益

计入权益的累计公允价值变动

本期计提的减值

本期购买金额

本期出售金额

其他变动

期末数

金融资产
5.其他非流动金融资产	624,893.31						3,890.86	628,784.17
金融资产小计	624,893.31						3,890.86	628,784.17
上述合计	624,893.31						3,890.86	628,784.17
金融负债	0.00						0.00	0.00

其他变动的内容其他变动为汇兑损益。报告期内公司主要资产计量属性是否发生重大变化

□是 ?否

4、截至报告期末的资产权利受限情况

项目	期末
	账面余额	账面价值	受限类型	受限情况
货币资金	7,265.87	7,265.87	账户冻结	长期未使用账户冻结资金7,265.87元。
合计	7,265.87	7,265.87

六、投资状况分析

1、总体情况

?适用 □不适用

报告期投资额（元）	上年同期投资额（元）	变动幅度
60,000,000.00	110,000,000.00	-45.45%

2、报告期内获取的重大的股权投资情况

□适用 ?不适用

3、报告期内正在进行的重大的非股权投资情况

□适用 ?不适用

4、以公允价值计量的金融资产

□适用 ?不适用

5、募集资金使用情况

?适用 □不适用

（1） 募集资金总体使用情况

?适用 □不适用

单位：万元

募集资金总额	77,712.13
已累计投入募集资金总额	77,712.13
累计变更用途的募集资金总额	13,227
累计变更用途的募集资金总额比例	17.02%
募集资金总体使用情况说明
公司以前年度使用募集资金912,679,357.87 元（含利息135,557,807.33 元），以前年度收到银行存款利息扣除手续费净额135,615,127.01元，年初募集资金专户余额为57,082.76元，本年度收到银行存款利息扣除手续费净额为738.43元，本年度已将尚未使用的结余募集资金利息57,821.19元全部用于永久补充流动资金。截至2024年6月30日，募集资金专户余额为0元。

（2） 募集资金承诺项目情况

?适用 □不适用

单位：万元

承诺投资项目和超募资金投向

是否已变更项目(含部分变更)

募集资金净额

募集资金承诺投资总额

调整后投资总额(1)

本报告期投入金额

截至期末累计投入金额(2)

截至期末投资进度(3)＝(2)/(1)

项目达到预定可使用状态日期

本报告期实现的效益

截止报告期末累计实现的效益

是否达到预计效益

项目可行性是否发生重大变化

承诺投资项目

1、石油勘探地震数据处理中心项目

是

19,742.52

15,184.6

0

15,184.6

100.00%

2012年12月31日

5.84

4,623.57

否

否

2、石油勘探技术研发中心项目

是

4,872.56

4,080.32

0

4,080.32

100.00%

2012年12月31日

不适用

否

3、Ergel-12勘探开发项目

是

2,340

0

2,340

100.00%

不适用

否

4、渤海 09/17 区块勘探开采项目	是			4,000.16	0	4,000.16	100.00%				不适用	否
承诺投资项目小计	--		24,615.08	25,605.08	0	25,605.08	--	--	5.84	4,623.57	--	--
超募资金投向
1、设立全资子公司潜能恒信西部研究中心	是		10,292.01	3,405.17	0	3,405.17	100.00%	2015年04月30日		-356.08	不适用	否
2、北京科艾“油气成藏模拟”项目专有技术	否		2,200	1,210	0	1,210	100.00%	2012年01月01日	6.57	667.31	否	否
3、向全资子公司智慧石油有限公司投资	否		40,605.04	47,491.88	0	47,491.88	100.00%				不适用	否
超募资金投向小计	--		53,097.05	52,107.05	0	52,107.05	--	--	6.57	311.23	--	--
合计	--	0	77,712.13	77,712.13	0	77,712.13	--	--	12.41	4,934.8	--	--
分项目说明未达到计划进度、预计收益的情	1、关于石油勘探地震数据处理中心募投项目和石油勘探技术研发中心募投项目：上述两项目主体工程已完成建设，并已获得部分收益。前期受国际原油价格大幅下降影响，国内外主要油气资源开发企业勘探开发投入下降明显，导致公司传统业务需求缩减；随着公司战略转移，业务重心转向自有区块、外部服务收入减少。 2、关于设立全资子公司潜能恒信西部研究中心项目：已经按照超募资金投资计划，将预计使用超募资金10,292.01万元转入指定的募集资金专户存放，实施主体全资子公司新疆潜能恒信油气技术有限责任公司已于2012年2月9日完成工商注册登记。因目标客户对公司服务需求从传统处理解释业务提升至勘探开发一体化、物探-地质-工程一体化、智能化油田信息技术服务等综合服务合作模式，为提高经营效率，更大程度上节约成本，2013年8月20日公司第二届董事会第九次会议及2013年9月9日公司2013年第二次临时股东大会审议通过了《关于变更西部研究中心项目部分投资计划的议案》，同意西部研究中心从单一处理解释服务转向全方位物探地质工程石油勘探开发一体化服务，其中主要增加了多项油田工程技术服务业务，调整以后项目总

况和原因（含“是否达到预计效益”选择“不适用”的原因）	投资规模未变，使用超募资金金额亦未变，该项目原预定可使用日期为2015年4月。由于该项目拟服务的客户油田信息化及工程一体化计划的调整，特别是自2014年以来受全球原油价格大幅下跌影响，国内外各大石油公司大幅缩减资本开支，西部油田客户亦不例外，该项目现有投资目前已经基本能够满足客户需求。鉴于公司已明确由传统技术服务型企业向油气资源与高端找油技术服务相结合的综合性资源型公司转型的目标，根据公司战略规划及实际需要，为提高募集资金使用效率，更好的促动公司发展，经2015年9月29日第三届董事会第三次会议及11月2日公司2015年第二次临时股东大会审议通过决定变更该项目剩余资金用途，将尚未使用的募集资金变更至通过增资BVI子公司金司南向智慧石油增资用于实施渤海05/31勘探开发项目； 3、关于北京科艾“油气成藏模拟”项目专有技术项目：受国际油价持续下跌、国内外油气勘探开发投资缩减的影响，经会计师事务所对油气成藏事业部2016年度业绩指标实现情况专项审计，油气成藏事业部2016年度实现净利润-202.63万元，2013年-2016年均未达到收购协议中规定的业绩考核指标的50%，根据收购协议的约定，根据收购协议的约定无须向科艾公司继续支付（2013-2016 年）剩余收购款 990 万元。2016年12月30日，公司第三届董事会第十四次会议审议通过《关于计提资产减值损失的议案》，对该项软件著作权资产计提资产减值损失990.00万元。2016年12月30日公司第三届董事会第十四次会议、2017年1月16日公司2017年第一次临时股东大会审议通过《关于超募资金项目结项并将节余资金投入其他项目的议案》，决定将该项目剩余资金及利息投入蒙古国“Ergel-12 区块勘探开采项目” 。 4、2015年9月29日第三届董事会第三次会议及2015年11月2日公司2015年第二次临时股东大会审议通过《关于变更超募资金项目并追加使用超募资金增资BVI子公司用于实施渤海05/31勘探开发项目的议案》，智慧石油公司原计划承担全部勘探费用约7,000万美元，本项目公司原计划使用增资的超募资金4,000万美元，其他所需资金将由公司自有资金投入、银行贷款等其他融资方式解决。自2014年以来全球原油价格大幅下跌，国际原油价格影响勘探与开发投资的经济性，低迷的国际原油价格有利于进行油气勘探投资，且渤海05/31区块周边已发现众多油田，通过近两年来的研究，地震资料分析结果进一步显示区块油藏丰富概率较大，在目前油价环境下进行勘探投资风险小、成本低。同时结合公司业务发展实际需求和战略规划，公司决定加大05/31区块勘探投入。将超募资金项目"潜能恒信西部研究中心"项目截止2015年8月31日该项目尚未使用的募集资金7,826.25万元人民币（含利息,本金6,886.84万元）变更至通过增资BVI子公司金司南向智慧石油增资用于实施渤海05/31勘探开发项目；将增资至BVI子公司的7000万美元超募资金剩余部分2,838.32万美元（含利息）用于追加实施渤海05/31勘探开发项目。综合考虑境内外银行存款利率差异及石油合同7年勘探期等因素，公司将根据石油合同勘探进度、实际资金支出需要以及其他项目进展情况，逐笔向金司南募集资金专户及智慧石油募集资金专户转入增资超募资金。截至2024年6月30日，智慧石油已使用超募资金投入05/31区块49,080.14万元（其中本金47,491.88万元，利息1,588.26万元），投入Ergel-12勘探开发项目840.00万元，投入渤海 09/17 区块勘探开采项目15,967.68万元（其中本金4,000.16万元，利息11,967.52万元）；智慧油气投资有限公司已使用超募资金投入Ergel-12勘探开发项目1,500.00万元。
项目可行性发生重大变化的情况说明	项目可行性未发生重大变化
超募资金的金额、用途及使用进展情况	适用
	1、2011年3月公司首次公开发行上市募集超募资金共计530,970,513.62元。 2、2011年6月21日第一届董事会第十三次会议审议通过《关于使用部分超募资金设立全资子公司的议案》，同意以超募资金102,920,100.00元投入建设“潜能恒信西部研究中心”项目，2011年度投入超募资金30,000,000.00元，2012年度投入募集资金72,920,100.00元，2015年9月29日第三届董事会第三次会议及11月2日公司2015年第二次临时股东大会审议通过决定变更该项目剩余资金用途，将尚未使用的募集资金变更至通过增资BVI子公司金司南向智慧石油增资用于实施渤海05/31勘探开发项目，该项目累计投入超募资金34,051,688.53元。董事会第十七次会议审议通过《关于使用部分超募资金收购北京科艾石油技术有限公司专有技术的议案》，同意以超募资金22,000,000.00元购买北京科艾“油气成藏模拟”项目专有技术，2011年度使用超募资金8,800,000.00元，2013年度使用超募资金3,300,000.00元，该项目累计投入超募资金12,100,000.00元。 3、2013年8月20日第二届董事会第九次会议及2013年度第二次临时股东大会审议通过《关于使用全部剩余超募资金向BVI子公司增资的议案》，同意以公司目前尚未有使用计划的超募资金余额为406,050,413.62元对全资子公司金司南能源有限公司增资，同时同意金司南能源有限公司向其全资子公司智慧石油投资有限公司增资不超过7,000万美元，增加的投资将使用全部剩余超募资金进行投入，不足部分由自有资金补足。截止2015年12月31日共计投入增资超募资金128,000,000.00元。另：根据2013年9月16日第二届董事会第十次会议及2013年10月8日公司2013年第三次临时股东大会审议通过《关于海外全资孙公司智慧石油与中国海油签订重大石油合同的议案》，同意将由金司南增资给智慧石油全部投资款中的4000万美金超募资金，用

	以保障智慧石油与中国海洋签订的《中国渤海05/31合同区石油合同》的顺利实施。
募集资金投资项目实施地点变更情况	不适用
募集资金投资项目实施方式调整情况	适用
	以前年度发生
	1、2012年2月28日,公司第一届董事会第十八次会议审议通过了《关于变更募投项目部分实施方式的议案》,同意将石油勘探地震数据处理中心项目中的无形资产计划金额与部分铺底流动资金，总金额共1,905.30万元，调整用于购置位于北京市朝阳区拂林路9号景龙国际大厦B座1-S3及2-S3号房用以存放大型计算机设备的房产。 2、2013年8月20日公司第二届董事会第九次会议及2013年9月9日公司2013年第二次临时股东大会审议通过了《关于变更西部研究中心项目部分投资计划的议案》，同意西部研究中心从单一处理解释服务转向全方位物探地质工程石油勘探开发一体化服务，其中主要增加了多项油田工程技术服务业务（西部研究中心项目实施主体“新疆潜能恒信油气技术有限责任公司”经营范围包括“油气开发技术服务”项目，符合行业准入要求）。西部研究中心调整以后的主要建设内容有：购买项目设备安置及人员办公用房屋并进行装修改造，购置物探地质工程一体化服务设备，购买必要的工具软件与技术开发平台并引进部分技术人才。项目建成后将具备物探地质工程石油勘探开发一体化服务能力。调整以后项目总投资规模未变，使用超募资金金额亦未变。 3、2014年12月15日第二届董事会第十九次会议及2014年12月31日公司2014年第三次临时股东大会审议通过《关于变更部分超募资金投资计划的议案》，根据渤海05/31石油合同勘探进展，在精细研究、多方调研、充分论证的基础上，证明利用收集的三维地震老资料通过公司特有WEFOX 地震成像处理技术等特有技术能够满足合同区现阶段勘探需求，新数据品质得到明显改进，基本满足整体地震解释、地质研究、整体评价、整体认识的要求，在不影响整体勘探钻井进度的前提下，智慧石油调整2014 年勘探思路及计划，将原计划2014 年度进行的相关三维地震采集工作，变更为直接利用新技术对收集到的合同区内三维地震资料与区块周边老三维资料进行连片重新处理。鉴于上述工作计划调整，调整渤海05/31 石油区块勘探开发项目超募资金使用计划，主要调增钻井费用，调整后投资总额未变，超募资金的投入总额亦未发生变化，综合考虑境内外银行存款利率差异及石油合同7年勘探期等因素，公司将根据石油合同勘探进度、实际资金支出需要以及其他项目进展情况，逐笔向金司南募集资金专户及智慧石油募集资金专户转入增资超募资金。 4、2016 年 6 月 22 日第三届董事会第十次会议审议及2016年7月8日2016年第一次临时股东大会通过了《关于海外全资公司智慧石油与蒙古国石油局签订重大石油合同的议案》、《关于 IPO 两个募集资金项目结项并将节余资金投入其他项目的议案》，同意公司通过金司南向智慧石油增资 3600 万美元，用于智慧石油在蒙古国设立运营公司运作Ergel-12 区块勘探开采项目，其中使用“石油勘探地震数据处理中心项目”、“石油勘探技术研发中心项目”节余的募集资金及利息共计约 1402万美元投入Ergel-12区块勘探开采项目。 5、2018年6月25日第三届董事会第二十六次会议、第三届监事会第二十一次会议以及2018年7月11日2018年第一次临时股东大会审议，通过了《关于蒙古Ergel-12区块勘探开发项目变更实施主体及实施地点的议案》：同意公司将募投项目蒙古Ergel-12区块勘探开发项目的实施主体由公司海外全资公司“智慧石油投资有限公司”变更为公司海外全资公司“智慧油气投资有限公司”。 6、2021 年 2 月 8 日，潜能恒信召开第四届董事会第二十次会议、第四届监事会第十六次会议及 2021年 2 月 25 日 2021 年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更募集资金投资项目及募集资金专户的议案》，同意原募集资金投资项目“Ergel-12 区块勘探开采项目”变更为“渤海 09/17 区块 勘探开采项目”，并变更相应的募集资金专项账户。 7、2023年8月30日第五届董事会第十次会议、公司第五届监事会第九次会议决议及2023年9月15日2023年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更部分超募资金项目并增资BVI子公司用于实施渤海09/17区块勘探开采项目的议案》，同意将“渤海05/31勘探开发项目”尚未使用部分超募资金8000万元折合约1,107.14万美元（以2023年6月30日中国银行外汇牌价中间价汇率7.2258计算，受审批日至实施日利息收入影响，具体金额由转入资金账户当日实际金额为准）投入“渤海09/17区块勘探开采项目”。截至2024年6月30日，智慧石油已使用超募资金投入05/31区块49,080.14万元（其中本金47,491.88万元，利息1,588.26万元），投入Ergel-12勘探开发项目840.00万元，投入渤海 09/17 区块勘探开采项目15,967.68万元（其中本金4,000.16万元，利息11,967.52万元）；智慧油气投资有限公司已使用超募资金投入Ergel-12勘探开发项目1,500.00万元。
募集资金投资	适用
	1、为满足公司生产经营需求，在首次公开发行股票募集资金到位前，募投项目已由公司以自筹资金先行投入。经中瑞岳华会计师事务所专项审核：截至2011年3月10日，募集资金投资项目先期使用自筹资金共计人

项目先期投入及置换情况	民币21,512,002.00元，为石油勘探地震数据处理中心项目购买北辰房产所用。 2、 募集资金到位后，经2011年3月30日第一届董事会第十次会议审议通过，以募集资金21,512,002.00元置换募集资金投资项目先期自筹资金（该事项详见2011年4月1日巨潮资讯网、中证网、中国证券网、证券时报网以及中国资本证券网）。
用闲置募集资金暂时补充流动资金情况	不适用
项目实施出现募集资金结余的金额及原因	适用
	截止2016年5月31日石油勘探地震数据处理中心项目与石油勘探技术研发中心项目均已达到预定可使用状态，也已基本完成建设，节余募集资金5,357.36万元，利息3,875.09万元，主要原因是：一方面本着厉行节约的原则，在保证设备计划配置情况下，通过分批购置生产经营相关设备，降低设备采购价格，另一方面，加强费用控制、监督和管理、多方询价，建筑安装及配套工程费和铺底流动资金支出大幅减少，生产设备的成本均下降，两项目的预备费用未全部动用。根据公司整体战略调整及项目实际运行情况做出的合理调整，提高募集资金使用效率。2016年6月22日第三届董事会第十次会议审议及2016年7月8日2016年第一次临时股东大会通过了《关于海外全资公司智慧石油与蒙古国石油局签订重大石油合同的议案》、《关于IPO两个募集资金项目结项并将节余资金投入其他项目的议案》，同意使用“石油勘探地震数据处理中心项目”、“石油勘探技术研发中心项目”节余的募集资金及利息共计约1402万美元投入Ergel-12区块勘探开采项目。 2018年6月25日第三届董事会第二十六次会议、第三届监事会第二十一次会议以及2018年7月11日2018年第一次临时股东大会审议，通过了《关于蒙古Ergel-12区块勘探开发项目变更实施主体及实施地点的议案》：同意公司将募投项目蒙古Ergel-12区块勘探开发项目的实施主体由公司海外全资公司“智慧石油投资有限公司”变更为公司海外全资公司“智慧油气投资有限公司”。 2021年 2 月 8 日，潜能恒信召开第四届董事会第二十次会议、第四届监事会第十六次会议及 2021年2月25日 2021 年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更募集资金投资项目及募集资金专户的议案》，同意原募集资金投资项目“Ergel-12 区块勘探开采项目”变更为“渤海 09/17 区块勘探开采项目”，并变更相应的募集资金专项账户。 2023年8月30日第五届董事会第十次会议、公司第五届监事会第九次会议决议及2023年9月15日2023年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更部分超募资金项目并增资BVI子公司用于实施渤海09/17区块勘探开采项目的议案》，同意将“渤海05/31勘探开发项目”尚未使用部分超募资金8000万元折合约1,107.14万美元（以2023年6月30日中国银行外汇牌价中间价汇率7.2258计算，受审批日至实施日利息收入影响，具体金额由转入资金账户当日实际金额为准）投入“渤海09/17区块勘探开采项目”。截至2024年6月30日，智慧石油已使用超募资金投入渤海09/17区块勘探开采项目15,967.68万元（其中本金4,000.16万元，利息11,967.52万元）。公司本年度已将尚未使用的结余募集资金利息57,821.19元全部用于永久补充流动资金。
尚未使用的募集资金用途及去向

尚未使用的募集资金（包括超募资金）存放于公司募集资金专户，主要以活期存款的形式进行存放和管理。

募集资金使用及披露中存在的问题或其他

报告期内涉及公司募集资金相关信息的披露及时、真实、准确、完整，未发生募集资金管理违规的情形。

情况

（3） 募集资金变更项目情况

?适用 □不适用

单位：万元

变更后的项目	对应的原承诺项目	变更后项目拟投入募集资金总额(1)	本报告期实际投入金额	截至期末实际累计投入金额(2)	截至期末投资进度(3)=(2)/(1)	项目达到预定可使用状态日期	本报告期实现的效益	是否达到预计效益	变更后的项目可行性是否发生重大变化
渤海05/31 勘探开发项目	设立全资子公司潜能恒信西部研究中心	6,886.84	0	6,886.84	100.00%		0	不适用	否
Ergel-12勘探开发项目	石油勘探地震数据处理中心项目	557.76	0	557.76	100.00%		0	不适用	否
Ergel-12勘探开发项目	石油勘探技术研发中心项目	792.24	0	792.24	100.00%		0	不适用	否
Ergel-12勘探开发项目	北京科艾“油气成藏模拟”项目专有技术	990	0	990	100.00%		0	不适用	否
渤海 09/17区块勘探开采项目	Ergel-12勘探开发项目	4,000.16	0	4,000.16	100.00%		0	不适用	否
合计	--	13,227	0	13,227	--	--	0	--	--
变更原因、决策程序及信息披露情况说明(分具体项目)			1.关于设立全资子公司潜能恒信西部研究中心项目：已经按照超募资金投资计划，将预计使用超募资金10,292.01万元转入指定的募集资金专户存放，实施主体全资子公司新疆潜能恒信油气技术有限责任公司已于2012年2月9日完成工商注册登记。因目标客户对公司服务需求从传统处理解释业务提升至勘探开发一体化、物探-地质-工程一体化、智能化油田信息技术服务等综合服务合作模式，为提高经营效率，更大程度上节约成本，2013年8月20日公司第二届董事会第九次会议及2013年9月9日公司2013年第二次临时股东大会审议通过了《关于变更西部研究中心项目部分投资计划的议案》，同意西部研究中心从单一处理解释服务转向全方位物探地质工程石油勘探开发一体化服务，其中主要增加了多项油田工程技术服务业务，调整以后项目总投资规模未变，使用超募资金金额亦未变，该项目达到预定可使用日期为2015年4月。2015年9月29日第三届董事会第三次会议及2015年11月2日公司2015年第二次临时股东大会审议通过《关于变更超募资金项目并追加使用超募资金增资BVI子公司用于实施渤海05/31勘探开发项目的议案》，智慧石油公司原计划承担全部勘探费用约7,000万美元，本项目公司原计划使用增资的超募资金4,000万美元，其他所需资金将由公司自有资金投入、银行贷款等其他融资方式解决。自2014年以来全球原油价格大幅下跌，国际原油价格影响勘探与开发投资的经济性，低迷的国际原油价格有利于进行油气勘探投资，且渤海05/31区块周边已发现众多油田，通过近两年来的研究，地震资料分析结果进一步显示区块油藏丰富概率较大，在目前油价环境下进行勘探投资风险小、成本低。同时结合公司业务发展实际需求和战略规划，公司决定加大05/31区块勘探投入。将超募资金项目"潜能恒信西部研究中心"项目截止2015 年8 月31 日该项目尚未使用的募集资金7,826.25 万元人民币（含利息,本金6,886.84万元）变更至通过增资BVI 子公

	司金司南向智慧石油增资用于实施渤海05/31 勘探开发项目；将增资至BVI 子公司的7000 万美元超募资金剩余部分2,838.32万美元（含利息）用于追加实施渤海05/31 勘探开发项目。 2. 关于石油勘探地震数据处理中心项目与石油勘探技术研发中心项目：原投资总额分别为19,742.52万元与4,872.56万元，公司在两项目建设过程中一方面本着厉行节约的原则，在保证设备计划配置情况下，通过分批购置生产经营相关设备，降低设备采购价格，另一方面，加强费用控制、监督和管理、多方询价，建筑安装及配套工程费和铺底流动资金支出大幅减少，生产设备的成本均下降，两项目的预备费用未全部动用。其中 “石油勘探地震数据处理中心项目”已完全能满足公司每年15,000平方公里的三维叠前数据处理解释能力，“石油勘探技术研发中心项目”产品开发计划项目也已基本完成。截止2016年5月31日两项目均已达到预定可使用状态，也已基本完成建设，已投入募集资金19,257.72 万元，两项目节余募集资金5,357.36 万元，利息 3,875.09 万元。根据公司整体战略调整及项目实际运行情况做出的合理调整，提高募集资金使用效率。2016 年 6 月 22 日第三届董事会第十次会议审议及2016年7月8日2016年第一次临时股东大会通过了《关于海外全资公司智慧石油与蒙古国石油局签订重大石油合同的议案》、《关于 IPO 两个募集资金项目结项并将节余资金投入其他项目的议案》，同意公司通过金司南向智慧石油增资 3600 万美元，用于智慧石油在蒙古国设立运营公司运作Ergel-12 区块勘探开采项目，其中使用“石油勘探地震数据处理中心项目”、“石油勘探技术研发中心项目”节余的募集资金及利息共计约 1402万美元投入Ergel-12区块勘探开采项目。 3、2021 年 2 月 8 日，潜能恒信召开第四届董事会第二十次会议、第四届监事会第十六次会议及 2021年 2 月 25 日 2021 年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更募集资金投资项目及募集资金专户的议案》，同意原募集资金投资项目“Ergel-12 区块勘探开采项目”变更为“渤海 09/17 区块 勘探开采项目”，并变更相应的募集资金专项账户。 4、2023年8月30日第五届董事会第十次会议、公司第五届监事会第九次会议决议及2023年9月15日2023年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更部分超募资金项目并增资BVI子公司用于实施渤海09/17区块勘探开采项目的议案》，同意将“渤海05/31勘探开发项目”尚未使用部分超募资金8000万元折合约1,107.14万美元（以2023年6月30日中国银行外汇牌价中间价汇率7.2258计算，受审批日至实施日利息收入影响，具体金额由转入资金账户当日实际金额为准）投入“渤海09/17区块勘探开采项目”。截至2024年6月30日，智慧石油已使用超募资金投入渤海09/17区块勘探开采项目15,967.68万元（其中本金4,000.16万元，利息11,967.52万元）。
未达到计划进度或预计收益的情况和原因(分具体项目)	不适用。
变更后的项目可行性发生重大变化的情况说明	变更后的项目可行性未发生重大变化。

6、委托理财、衍生品投资和委托贷款情况

（1） 委托理财情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在委托理财。

（2） 衍生品投资情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在衍生品投资。

（3） 委托贷款情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在委托贷款。

七、重大资产和股权出售

1、出售重大资产情况

□适用 ?不适用

公司报告期未出售重大资产。

2、出售重大股权情况

□适用 ?不适用

八、主要控股参股公司分析

?适用 □不适用主要子公司及对公司净利润影响达10%以上的参股公司情况

单位：元

公司名称	公司类型	主要业务	注册资本	总资产	净资产	营业收入	营业利润	净利润
GOLDEN COMPASS ENERGY LIMITED	子公司	贸易、投资、咨询、能源技术服务	5万美元	2,644,599,035.58	870,100,162.73	235,039,771.07	-24,822,148.83	-27,161,834.19

报告期内取得和处置子公司的情况

□适用 ?不适用

主要控股参股公司情况说明

九、公司控制的结构化主体情况

□适用 ?不适用

十、公司面临的风险和应对措施

1、境外经营风险

随着公司加速国际化，公司在境外采购、技术服务项目、投资、并购等涉外经营活动面临的境外法律风险、汇率变化、当地国家政策风险也随之增加。存在法律风险防范能力不足，应对不及时的风险。一旦当地法律法规和经营环境发生对公司开展业务的不利变化，影响境外应收账款的回收，将会对公司的整体经营和盈利产生不利影响。公司将加大对海外子公司的管理，遵守国外法律法规的同时，对海外项目严格管理把控，敦促交易对方及时回款并采取提供抵押物担保等措施，降低境外经营风险。

2、国际油价波动的风险

油价的变化影响油气行业的景气度和需求变动，对公司传统油田服务业务景气度产生直接影响。公司将根据国际原油价格走势，以“技术创新和管理创新促进提质降本增效”理念统筹部署勘探开发节奏，油价低迷时加大勘探评价力度以

“发现油气、增加储量”为重心，油价回升时加大开发生产力度积极提高产量，同时考虑探索适度利用金融工具对冲油价波动的可能。

3、市场竞争加剧的风险

随着油气改革的深入，国家对石油天然气勘探开发领域出台多项政策，在石油、天然气等重点行业和领域，预计国内将会有更多的市场主体进入原油天然气勘探开发领域，公司传统服务业务竞争加剧，区块运营亦将面临更多竞争对手。 公司将继续加大研发力度，持续创新，保持核心技术竞争力；科学运营现有油气勘探开发区块，以“低成本、高质量”的区块作业经验和成果，树立公司在油气勘探开发领域的独特地位，成为民营企业在油气上游板块改革中的先行者。

4、重大合同风险

（一）中国渤海 05/31 合同区

2013 年 9 月 16 日，公司海外全资公司智慧石油与中国海油签订为期 30 年的产品分成合同——《中国渤海 05/31合同区石油合同》。智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。智慧石油在勘探期享有该区块 100%勘探权益并承担全部勘探费用，如合同区内有商业油气发现，智慧石油享有 49%的开采权益。有关重大风险提示如下：

① 智慧石油承担 100%勘探权益并承担全部勘探费用，投入大、风险高。若合同区最终未能发现油（气）田，智慧石油所支付的钻初探井等勘探费用将形成损失。

② 本项目除石油勘探开发常规具有的地下地质多因素制约的资源风险外，还存在不同于陆地的海上环境因素风险。

③ 合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估，并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估，尚存在较大不确定性，实际油气资源量将根据勘探最终结果确定。

根据石油合同规定合同区内有了石油发现而没有足够的时间完成评价工作，或按照联合管理委员会批准的本合同的评价工作计划对一个石油发现的评价工作的时间超过勘探期时，勘探期应予以延长，延长的期限应是中国海油认为完成上述评价工作所需的合理的一段时间，以便使联合管理委员会能够按照石油合同规定对该石油发现是否有商业价值做出决定，直至中国政府主管部门对总体开发方案做出批准或最终否决。

合同区勘探期三个阶段勘探作业已完成，智慧石油在完成 CFD1-2-4 井的钻探后，智慧石油对合同区已获油气发现的构造油藏进行了包括地质、开发、工程和经济在内的详细综合评价，并向联管会提交了《曹妃甸 1-2 油田商业性开发评价报告》，经联管会审查双方达成主要共识：（1）作业者基于曹妃甸 1-2 油田原油地质储量 628.28万吨为储量基础，利用采储一体化移动生产平台+穿梭油轮模式的开发方式进行的滚动开发评价，初步认定曹妃甸 1-2 油田具有一定商业性价值，同意启动开发前期研究进一步落实曹妃甸 1-2 油田商业性并开展有关总体开发方案编制工作。（2）将共同努力通过合理优化项目投资，创设商务模式，有效提高项目经济效益，满足项目开发要求。联管会对《曹妃甸 1-2 油田商业性开发评价报告》达成的共识仅是对曹妃甸 1-2 油田商业价值的初步判断，仍需进一步开展更为详实的开发前期研究和总体开发方案编制工作确认其商业价值并最终决定是否开发。双方对商业价值的最终判断存在一定不确定性，若某一油气发现双方未达成一致，该油气发现涉及前期勘探钻井等资本化投资将予以费用化；若双方达成一致将签署《补充开发协议》约定双方开发参与权益比例以及其他商业性条款。

④ 勘探成功，也存在后续经营的风险

根据合同，智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。智慧石油作为作业者，主要依靠母公司潜能恒信多年来在油气勘探开发领域的经验及技术手段。但自合同区内若有任一油气田发现进入商业性生产，届时，无论对智慧石油或母公司潜能恒信，均将意味着业务领域的延伸，海上油气田开发生产存在诸如环境保护、安全生产等多种风险因素，作业者有义务尽最大努力防止对大气、海洋、港口等的污染和损害，并保障作业人员的人身安全，若因操作不当等原因造成对环境的污染，公司将承担一定经济损失。

当联合管理委员会通过审议一致决定含原油圈闭是一个具有商业价值的油田并决定开发时，中国海油将与智慧石油签订补充开发协议，依照中国海油51%、智慧石油 49%参与权益比例，分别筹措并支付相关开发费用和生产作业费。中国海油是中国最大的海上油气生产商，有丰富的海洋石油开发生产经验，同时公司将加强人才的储备与培训，加强海上石油作业的安全管理。

（二）蒙古 Ergel-12 合同区

2016 年 9 月 9 日，公司海外全资公司智慧石油投资有限公司与蒙古国矿产石油局签订为期 33 年的《Ergel-12 合同区产品分成合同》，智慧石油成为合同区内勘探、开采作业的作业者，根据石油合同约定，智慧石油在勘探期 8 年内享

有该区块 100%勘探权益并进行地震数据采集、处理、综合地震地质解释、油气评价、井位部署及钻井等油气勘探作业，勘探井若有油气发现，经蒙古国政府确认储量并批准开采作业计划，智慧石油将开展相关开发建设活动开采石油，开采期为 25 年。公司 2018 年 6 月 25 日召开的第三届董事会第二十六次会议审议通过了《关于蒙古 Ergel-12 区块勘探开发项目变更实施主体及实施地点的议案》同意公司将募投项目蒙古 Ergel-12 区块勘探开发项目的实施主体由公司海外全资公司“智慧石油投资有限公司”变更为公司海外全资公司“智慧油气投资有限公司”。除变更实施主体事项外，蒙古“Ergel-12 区块勘探开发项目”其他事项不变。有关重大风险提示如下：

① 勘探开采周期长，投入金额大的风险。合同勘探期整体时间较长，勘探期为 8 年，开采期为 25 年；智慧油气需承担勘探期间重力测量、地震数据采集、处理、综合地震地质解释、油气评价，钻井等预计费用约为 3556 万美元，探明经济储量后还需承担开采阶段的投入成本。

② 勘探结果存在不确定性的风险。合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估，并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估，尚存在较大不确定性，实际油气资源量以及最终获得发现并形成的储量将根据勘探最终结果确定。若勘探未能发现石油，钻井等勘探投入将形成损失，若勘探发现石油储量未能达到预期规模，将对勘探开采投资回收期及收益产生不利影响，若勘探发现石油储量未能取得商业价值从而导致未能进入开采阶段，钻井等勘探投入也将形成损失。

③ 蒙古国法律法规和经营环境变化的风险。合同区域所在蒙古国的法律、政策体系、商业环境与中国存在一定区别，一旦当地法律法规和经营环境发生对公司开展业务的不利变化，将会对公司的整体经营产生不利影响。

（三）中国南海北部湾涠洲 10-3 西油田暨 22/04 区域合同区

2018 年 7 月 3 日智慧石油和洛克石油与中国海油签订了为期 30 年的产品分成合同《中国南海北部湾涠洲 10-3 西油田暨 22/04 区域合同区石油合同》，智慧石油和洛克石油成为合同区内勘探作业、开发作业和生产作业的联合作业者（以下简称“合同者”）。根据石油合同约定，涠洲 10-3 西油田的开发费用按国家公司 40%、合同者 60%（其中洛克石油35%、智慧石油 25%）的参与权益比例由双方提供；22/04 区块合同者之一洛克石油经联管会审议同意洛克石油退出22/04 区块。根据石油合同的约定，洛克石油退出后智慧石油将享有 22/04 区域 100%勘探权益。如 22/04 区块内有商业油气发现，合同者享有最少 49%的开采权益，生产期为 15 年。有关重大风险提示如下：

① 为保证合同的顺利履行，公司通过金司南能源有限公司（BVI 子公司）向智慧石油分期增资 9000 万美元，用于中国南海北部湾涠洲 10-3 西油田开发生产以及 22/04 区块勘探投入。

② 海上油气勘探开发风险

22/04 区块勘探不成功的风险在 7 年的合同勘探期内，智慧石油需支付相对应比例的地震三维资料购买、钻初探井等必要的勘探费用，勘探成功与否有待实际勘探确认，存在较大不确定性。若勘探不成功，上述勘探费用将形成损失，且 22/04 区块后续的开发生产作业将不再进行。合同勘探期整体时间为 7 年，目前对合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边探明情况预估，并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估，尚存在较大不确定性，实际油气资源量将根据勘探最终结果确定，而且发现储量是否具有经济可采性也存在不确定性。

③ 涠洲 10-3 西油田筹资风险

根据石油合同适用于涠洲 10-3 西油田的特殊规定：如果在勘探、开发阶段组成合同者的任一公司未能在作业者发出筹款通知之日起三十（30）天内完成支付到期筹款，则视为该公司（“退出方”）无条件退出本合同项下涠洲 10-3 西油田，退出方自退出日起无条件完全退出筹款所涉涠洲 10-3 西油田且其相关全部权利自动终止，其退出前持有的涠洲 10-3 西油田的任何及全部权益自动由国家公司和组成合同者的未退出公司按分别持有的本合同项下涠洲 10-3 西油田权益比例分配，但退出方仍应继续履行或承担其退出前已发生但尚未履行的义务和责任（除筹款义务外）。但如国家公司选择不参与前述权益比例分配，则组成合同者的未退出公司应当承继筹款违约方的前述全部权益比例。

公司将通过自有资金投入、银行贷款、股东融资等多种方式切实保障智慧石油及时筹措资金，避免出现上述无条件退出情况发生。

（四）中国渤海 09/17 合同区

2019 年 4 月 12 日智慧石油与中国海油签订了为期 30 年的产品分成合同——《中国渤海 09/17 合同区石油合同》，智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。根据石油合同规定，智慧石油在勘探期 7 年内享有该区块 100%

勘探权益并进行三维地震数据成像处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等油气勘探作业，如合同区内有商业油气发现，智慧石油享有 49%的开采权益，生产期为 15 年。有关重大风险提示如下：

① 为保证合同的顺利履行，公司通过金司南能源有限公司（BVI 子公司）向智慧石油分期增资 4800 万美元，用于中国渤海 09/17 区块勘探投入。该事项已经公司第四届四次董事会、2019 年第一次临时股东大会审议通过，并已取得北京市商务局、国家外汇管理局增资审批及北京市发展和改革委员会项目备案。潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保，潜能恒信向中国海油作出保证，被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务，勘探担保总金额不超过 4800 万美元或者同等金额人民币（以实际发生额为准）。

② 智慧石油承担 100%勘探权益并承担全部勘探费用，投入大、风险高。勘探费用中，智慧石油三维地震数据成像处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署等费用支出将转换为母公司潜能恒信主营业务收入，对公司整体经营无影响。勘探费用中的初探井钻井费用，会对公司整体业绩产生一定影响，若合同区最终未能发现油（气）田，智慧石油所支付的钻初探井等勘探费用将形成损失。

③ 合同勘探期整体时间较长，在 7 年的合同勘探期内，智慧石油需支付三维地震数据成像处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等必要的勘探费用。勘探成功与否有待实际勘探确认，存在较大不确定性。若勘探不成功，上述勘探费用将形成损失，且 09/17 区块后续的开发生产作业将不再进行。

目前对合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据该区块公开资料及区块周边油田的探明储量和生产情况预估，并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估，尚存在较大不确定性，实际油气资源量将根据最终勘探结果确定。

（五）中国南海 22/05 合同区

2022 年 2 月 15 日智慧石油与中国海油正式签订了为期 30 年的产品分成合同——《中国南海 22/05 合同区石油合同》，智慧石油成为合同区内勘探、开发、生产作业的作业者。根据石油合同规定，智慧石油在勘探期 6 年内享有该区块 100%勘探权益并将进行地震资料精细处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等油气勘探作业，如合同区内有商业油气发现，智慧石油享有 49%的开采权益，生产期为 15 年。

① 为保证合同的顺利履行，公司通过金司南能源有限公司（BVI 子公司）向智慧石油分期增资 1800 万美元，用于中国南海 22/05 区块勘探投入。该事项已经公司第五届董事会第二次会议审议通过，公司 2022 年第一次临时股东大会表决通过。潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保，潜能恒信向中国海油作出保证，被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务。预计勘探期 6 年担保总金额不超过 1800 万美元或者同等金额人民币（以实际发生额为准）。

② 智慧石油承担 100%勘探权益并承担全部勘探费用，投入大、风险高。若勘探未获油气发现，勘探费用中的初探井钻井费用，将对公司整体业绩产生一定影响。若合同区最终未能发现油（气）田，智慧石油所支付的钻井等勘探费用将形成损失。

③ 合同勘探期整体时间较长，在勘探期内，智慧石油需支付地震资料精细处理解释、综合地震地质研究、油气综合评价、井位部署及钻井等必要的勘探费用。勘探成功与否有待实际勘探确认，存在较大不确定性。若勘探不成功，上述勘探费用将形成损失且 22/05 合同区后续的开发生产作业将不再进行。

目前对合同区的油气资源预估仅为公司内部地质、油藏专家团队根据前期的联合研究购买的地震地质油藏资料及区块周边油田的探明储量和生产情况预估，并未聘请权威第三方对该区油气资源进行评估，尚存在较大不确定性，实际油气资源量将根据最终勘探结果确定。

（六）中国准噶尔盆地九 1-九 5 区块

2019 年 11 月 8 日智慧石油与中国石油签订了为期 30 年的石油产品分成合同—《中华人民共和国准噶尔盆地九 1-九5 区块开发和生产石油合同》（以下简称“石油合同”），取得了中国准噶尔盆地九 1-九 5 区块开发和生产权益。合同区位置位于准噶尔盆地西北缘，面积 20 平方公里，距离克拉玛依市东北约 40 公里,是一个正在开发中的区块。根据石油合同约定，智慧石油成为合同区内石油开发作业和生产作业者。考虑到合同区石油生产作业便利及连续性，并发挥双方各自在油气勘探开发技术和生产经验优势，融合互补，智慧石油同意，在担任本合同石油作业者期间，委托中国石油新疆油田分公司新港公司，按照智慧石油的指令承担石油合同项下作业者应承担的相关工作，智慧石油与新港公司就有关委托事项签署了《委托作业合同》。有关重大风险提示如下：

本合同期限 30 年，开发生产期始于总体开发方案批准或备案之日，生产期十五(15)年。

① 为保证合同的顺利履行，公司通过金司南能源有限公司（BVI 子公司）向智慧石油分期增资 7000 万美元，用于准噶尔盆地九 1-九 5 区块开发和生产。该事项已经公司第四届董事会第十二次、2019 年第三次临时股东大会审议通过，并已取得北京市商务局、国家外汇管理局增资审批及北京市发展和改革委员会项目备案。 潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保，潜能恒信向中国石油作出保证，预计准噶尔盆地九 1-九 5 区块智慧石油合同期 30 年投入 15 亿元人民币，潜能恒信将提供或促使提供充分并有效的资金、融资支持、技术支持及人力资源支持予智慧石油以履行其在合同项下的任何和全部责任及义务。如智慧石油未能履行合同项下责任及义务，则智慧石油在合同项下的任何和全部责任及义务由潜能恒信承担，直至智慧石油的该等责任及义务全面并有效地履行完毕，即使智慧石油股份被潜能恒信大量出售，该保证仍将持续有效。

② 中国准噶尔盆地九 1-九 5 区块目前年产油 60 万吨左右，预计合同期智慧石油投入约 15 亿元人民币，合同区现有探明储量落实，开发技术适应性强，地面工程配套，现场管理人员经验丰富，开发风险较小，但若国际油价大幅下跌或开发后期产量递减较快，导致费用回收油不能按预期回收生产作业费用、前期费用、评价费用、开发费用，公司将根据预计可回收情况在当年度进行资产减值测试，计提资产减值损失。

③ 根据石油合同约定，智慧石油将承担生产作业费用、评价作业费用以及开发费用，同时智慧石油还将支付中国石油在合同生效日前因在合同区进行的勘探评价、开发、生产作业和活动等而发生的 2.65 亿元人民币等值美元的部分前期费用（最晚于合同签署后 5 个月内全部支付）并在投资回收油中优先进行回收。运行该合同智慧石油先行投入较大，预计合同期 30 年投入 15 亿元人民币（该投资随着开发方案的修改和调整而定），对运营资金有较高要求。如果在合同终止或合同区内该油田的生产期期满时，前期费用、评价费用、开发费用和生产作业费用未能全部回收完，则该未回收的费用视为损失，由双方各自承担。

④ 在实施石油作业过程中，智慧石油应对包括紧急事件处置在内的健康、安全和环境保护管理工作负责。智慧石油应尽最大努力保护合同区块及周边陆上各类自然资源和陆地其他环境及生态环境造成污染和损害，并保障作业人员和当地社区的人身安全和健康。

（七）海上石油作业风险

海上石油作业受海况影响较大且技术、装备复杂，受成本控制、环境保护、安全生产、油田废弃等多种因素影响，投入大、风险高。智慧石油做为作业者有义务尽最大努力防止对大气、海洋、港口等的污染和损害，并保障作业人员的人身安全，若因操作不当等原因造成对环境的污染，公司将承担一定经济损失。

（八）油气勘探开发安全环保审批风险

国家对安全环保工作空前重视，环保“严监管”、安全“零容忍“已成为常态，油气勘探开发生产过程中安全环保监管要求逐年提高，政府相关部门审批程序对作业手续及作业进度产生不确定影响。

十一、报告期内接待调研、沟通、采访等活动登记表

□适用 ?不适用

公司报告期内未发生接待调研、沟通、采访等活动。

十二、“质量回报双提升”行动方案贯彻落实情况

公司是否披露了“质量回报双提升”行动方案公告。

□是 ?否

第四节 公司治理

一、报告期内召开的年度股东大会和临时股东大会的有关情况

1、本报告期股东大会情况

会议届次	会议类型	投资者参与比例	召开日期	披露日期	会议决议
2023年度股东大会	年度股东大会	46.96%	2024年05月15日	2024年05月15日	详见公司于 2024年5 月 15日在巨潮资讯网披露的《2023年度股东大会决议公告》

2、表决权恢复的优先股股东请求召开临时股东大会

□适用 ?不适用

二、公司董事、监事、高级管理人员变动情况

□适用 ?不适用

公司董事、监事和高级管理人员在报告期没有发生变动，具体可参见2023年年报。

三、本报告期利润分配及资本公积金转增股本情况

□适用 ?不适用

公司计划半年度不派发现金红利，不送红股，不以公积金转增股本。

四、公司股权激励计划、员工持股计划或其他员工激励措施的实施情况

□适用 ?不适用

公司报告期无股权激励计划、员工持股计划或其他员工激励措施及其实施情况。

第五节 环境和社会责任

一、重大环保问题情况

上市公司及其子公司是否属于环境保护部门公布的重点排污单位

□是 ?否

报告期内因环境问题受到行政处罚的情况

公司或子公司名称	处罚原因	违规情形	处罚结果	对上市公司生产经营的影响	公司的整改措施
无	无	无	无	无	无

参照重点排污单位披露的其他环境信息无在报告期内为减少其碳排放所采取的措施及效果

□适用 ?不适用

未披露其他环境信息的原因不适用

二、社会责任情况

公司积极的履行作为一家上市公司所应尽的义务，同时也主动承担相应社会责任，体现在对社会、广大投资者以及我们的员工等方面。公司的发展严格遵守了国家相关法律法规，始终依法经营，积极纳税。 公司严格按照《公司章程》的规定和要求，规范股东大会的召集、召开及表决程序，通过现场、网络等合法有效的方式，让更多的股东特别是中小股东能够参加股东大会，确保股东对公司重大事项的知情权、参与权和表决权,公司认真履行信息披露义务，秉持公平、公正、公开的原则对待全体投资者，维护广大投资者的利益。公司根据自身发展情况以及相关法律法规制定了相对合理的利润分配方案以回报股东。 公司始终尊重人才、重视人才，经过多年的发展，根据并严格遵守《劳动法》等相关法律法规，制定了适合自身发展的人才计划。不仅提高了员工对公司的归属感，也对外建立了良好的公司形象。 公司为巩固脱贫攻坚成果和全面推进乡村振兴，公司准噶尔盆地九1-九5区块充分发挥合作机制优势，采取了一系列措施，如挖掘内部潜力、在员工食堂中优先采购贫困地区产品、支持“访惠聚”工作，协助帮扶地区解决农产品“销售难”问题。

第六节 重要事项

一、公司实际控制人、股东、关联方、收购人以及公司等承诺相关方在报告期内履行完毕及截至报告期末超期未履行完毕的承诺事项

□适用 ?不适用

公司报告期不存在由公司实际控制人、股东、关联方、收购人以及公司等承诺相关方在报告期内履行完毕及截至报告期末超期未履行完毕的承诺事项。

二、控股股东及其他关联方对上市公司的非经营性占用资金情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在上市公司发生控股股东及其他关联方非经营性占用资金情况。

三、违规对外担保情况

□适用 ?不适用

公司报告期无违规对外担保情况。

四、聘任、解聘会计师事务所情况

半年度财务报告是否已经审计

□是 ?否

公司半年度报告未经审计。

五、董事会、监事会对会计师事务所本报告期“非标准审计报告”的说明

□适用 ?不适用

六、董事会对上年度“非标准审计报告”相关情况的说明

□适用 ?不适用

七、破产重整相关事项

□适用 ?不适用

公司报告期未发生破产重整相关事项。

八、诉讼事项

重大诉讼仲裁事项

□适用 ?不适用

本报告期公司无重大诉讼、仲裁事项。其他诉讼事项

□适用 ?不适用

九、处罚及整改情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在处罚及整改情况。

十、公司及其控股股东、实际控制人的诚信状况

?适用 □不适用

1、截至本报告期末，公司诚信状况良好，不存在未履行法院生效判决、所负数额较大的债务到期未清偿等情况。

2、截至本报告期末，公司控股股东、实际控制人周锦明先生诚信状况良好，不存在未履行法院生效判决、所负数额较大的债务到期未清偿等情况。

3、截至本报告期末，公司控股股东、实际控制人周锦明先生累计质押所持公司股份数量为30,380,000股，占其所持公司股份的比例为 23.06%，占公司总股本的比例为9.49%。

十一、重大关联交易

1、与日常经营相关的关联交易

□适用 ?不适用

公司报告期未发生与日常经营相关的关联交易。

2、资产或股权收购、出售发生的关联交易

□适用 ?不适用

公司报告期未发生资产或股权收购、出售的关联交易。

3、共同对外投资的关联交易

□适用 ?不适用

公司报告期未发生共同对外投资的关联交易。

4、关联债权债务往来

□适用 ?不适用

公司报告期不存在关联债权债务往来。

5、与存在关联关系的财务公司的往来情况

□适用 ?不适用

公司与存在关联关系的财务公司、公司控股的财务公司与关联方之间不存在存款、贷款、授信或其他金融业务。

6、公司控股的财务公司与关联方的往来情况

□适用 ?不适用

公司控股的财务公司与关联方之间不存在存款、贷款、授信或其他金融业务。

7、其他重大关联交易

□适用 ?不适用

公司报告期无其他重大关联交易。

十二、重大合同及其履行情况

1、托管、承包、租赁事项情况

（1） 托管情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在托管情况。

（2） 承包情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在承包情况。

（3） 租赁情况

□适用 ?不适用

公司报告期不存在租赁情况。

2、重大担保

?适用 □不适用

单位：万元

公司及其子公司对外担保情况（不包括对子公司的担保）
担保对象名称	担保额度相关公告披露日期	担保额度	实际发生日期	实际担保金额	担保类型	担保物（如有）	反担保情况（如有）	担保期	是否履行完毕	是否为关联方担保
公司对子公司的担保情况
担保对象名称	担保额度相关公告披露日期	担保额度	实际发生日期	实际担保金额	担保类型	担保物（如有）	反担保情况（如有）	担保期	是否履行完毕	是否为关联方担保
智慧石油投资有限公司	2018年10月25日	4,000	2018年11月13日	4,000	一般担保			7年	否	否
智慧石油投资有限公司	2018年07月04日	60,379.2	2018年07月19日	60,379.2	一般担保			7年	否	否
智慧石油投资有限公司	2019年04月13日	32,202.24	2019年04月29日	32,202.24	一般担保			7年	否	否

智慧石油投资有限公司	2019年07月16日	5,000	2019年07月31日	5,000	一般担保				否	否
智慧石油投资有限公司	2019年11月08日	63,627	2019年11月26日	46,300	一般担保、质押			2年	否	否
智慧石油投资有限公司	2022年02月15日	11,457.54	2022年03月03日	11,457.54	一般担保			6年	否	否
报告期内审批对子公司担保额度合计（B1）				报告期内对子公司担保实际发生额合计（B2）		11,800
报告期末已审批的对子公司担保额度合计（B3）		176,665.98		报告期末对子公司实际担保余额合计（B4）		159,338.98
子公司对子公司的担保情况
担保对象名称	担保额度相关公告披露日期	担保额度	实际发生日期	实际担保金额	担保类型	担保物（如有）	反担保情况（如有）	担保期	是否履行完毕	是否为关联方担保
公司担保总额（即前三大项的合计）
报告期内审批担保额度合计（A1+B1+C1）				报告期内担保实际发生额合计（A2+B2+C2）		11,800
报告期末已审批的担保额度合计（A3+B3+C3）		176,665.98		报告期末实际担保余额合计（A4+B4+C4）		159,338.98
实际担保总额（即A4+B4+C4）占公司净资产的比例				144.88%
其中：

采用复合方式担保的具体情况说明 （1）2018年7月3日与中国海油签署为期30年的产品分成合同—《中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04区域合同区石油合同》（以下简称“石油合同”）。为保证石油合同的顺利履行，潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保，潜能恒信向中国海油作出保证，被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务，担保总金额不超过9000万美元或者同等金额人民币。 （2）2019年4月12日与中国海油签订了为期30年的产品分成合同—《中国渤海09/17合同区石油合同》（以下简称“石油合同”）。为保证石油合同的顺利履行，潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保，潜能恒信向中国海油作出保证，被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务，担保总金额不超过4800万美元或者同等金额人民币。 （3）公司第四届董事会第八次会议审议通过《关于转让部分渤海05/31合同区收益权的议案》，同意公司与智慧石油与Northern Offshore,Ltd.（简称“NOF”）签署《中国渤海05/31合同区收益权转让协议》，智慧石油以5000万元人民币等值金额美元价格向NOF转让其拥有的渤海05/31合同区所享有的收益权的1.04%，公司对智慧石油违约产生的回购义务提供担保。为保证转让协议的顺利履行，公司拟为智慧石油违约产生的回购义务提供担保，担保总额为NOF的投资本金以及年资金成本（投资本金为5000万元或对应的美元，年资金成本为12%）。

（4）2019年11月8日与中国石油签订了为期30年的石油产品分成合同—《中华人民共和国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产石油合同》（以下简称“石油合同”），取得了中国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产权益。预计准噶尔盆

地九1-九5区块智慧石油合同期30年投入15亿元人民币。为保证石油合同的顺利履行，潜能恒信为智慧石油全面执行石油合同提供保证。潜能恒信将提供或促使提供充分并有效的资金、融资支持、技术支持及人力资源支持予智慧石油以履行其在合同项下的任何和全部责任及义务。为了更好的履行石油合同，进一步满足准噶尔盆地九1-九5区块日常经营发展的资金需求，结合准噶尔盆地九1-九5区块编制的总体开发方案，2023年10月23日公司第五届董事会第十一次会议审议通过了《关于增加对海外全资公司担保额度的议案》，同意公司向智慧石油新增总额不超过2,000万美元的担保额度。担保总额由原不超过7,000万美元增加至不超过9,000万美元。

（5）2022年2月15日与中国海油正式签订《中国南海22/05合同区石油合同》（以下简称“石油合同”），为保证石油合同的顺利履行，公司向中国海油出具《履约担保函》。潜能恒信作为智慧石油实际控股股东为智慧石油提供履约担保，潜能恒信将向中国海油作出保证，被担保人智慧石油会按时履行石油合同项下全部义务。预计勘探期6年担保总金额不超过1800万美元或者同等金额人民币。

3、日常经营重大合同

单位：元

合同订立公司方名称

合同订立对方名称

合同总金额

合同履行的进度

本期确认的销售收入金额

累计确认的销售收入金额

应收账款回款情况

影响重大合同履行的各项条件是否发生重大变化

是否存在合同无法履行的重大风险

4、其他重大合同

□适用 ?不适用

公司报告期不存在其他重大合同。

十三、其他重大事项的说明

?适用 □不适用1公司根据《公司法》《上市公司独立董事管理办法》等法律法规的规定，2024年1月29日公司第五届第十三次董事会、2023年度股东大会审议通过了《关于修订〈公司章程〉的议案》《关于修订公司制度的议案》。有关内容详见公司于2024年1月29日在巨潮资讯网披露的相关公告。

2、2024年1月29日公司第五届第十三次董事会、第五届第十二次监事会审议通过《关于全资子公司申请综合授信并为子公司提供担保的议案》，同意公司全资子公司智慧石油（克拉玛依）投资有限公司（ 以下简称“智慧石油克拉玛依”）向中国银行克拉玛依市石油分行申请不超过15,000万元人民币的综合授信额度( 包括流动资金借款、银行承兑汇票和保函等)，授信期限不超过3年，公司对全资子公司智慧石油克拉玛依上述授信提供信用担保，担保额度不超过15,000万元人民币，额度在有效期内可循环使用，公司董事会授权公司管理层办理相关手续。有关内容详见公司于2024年1月29日在巨潮资讯网披露的相关公告。

3、2024年4月11日公司第五届第十四次董事会审议通过《关于合作投资涠洲10-3 油田西区开发项目的议案》，同意授权公司经营管理层决定涠洲10-3 油田西区开发项目投资建设的各具体事项，包括但不限于项目报批报建、设备采购、人员聘任等事项，以及作业费、弃置费的支付。有关内容详见公司于2024 年4月11日在巨潮资讯网披露的相关公告。

4、2024年4月11日公司第五届第十四次董事会、第五届第十三次监事会审议通过《关于申请综合授信额度并为子公司提供担保的议案》同意公司及全资公司智慧石油投资有限公司向杭州银行北京分行合计申请不超过4,000万元人民币的综合授信额度(包括流动资金贷款、非流动资金贷款、承兑汇票、保理、保函、开立信用证、票据贴现等)，公司对

全资公司智慧石油上述授信提供保证担保，担保额度不超过4,000万元人民币，授权期限1年，额度在有效期内可循环使用，公司董事会授权公司管理层办理相关手续。有关内容详见公司于2024年4月11日在巨潮资讯网披露的相关公告。

5、2024年4月11日公司第五届第十四次董事会、第五届第十三次监事会审议通过《关于控股股东向公司提供借款暨关联交易的议案》同意公司向控股股东、实际控制人周锦明先生借款3亿元人民币，借款期限3年，借款主要用于支持智慧石油海上、智慧油气投资有限公司陆上区块勘探开发及日常经营所需。报告期内公司已收到控股股东周锦明先生全部借款金额3亿元人民币。有关内容详见公司于2024年4月11日、4月23日在巨潮资讯网披露的相关公告。

6、2024年4月24日公司第五届第十五次董事会、第五届第十四次监事会审议通过《关于2024年度日常关联交易预计的议案》，同意2024年度公司蒙古国全资公司潜能恒信蒙古勘探开发工程服务有限公司拟选用公司控股股东、实际控制人周锦明先生控股的天津锦龙智能钻井有限公司（ 以下简称“天津锦龙”）及其关联公司提供的钻机及相关钻井配套设备服务。若最终选用天津锦龙及其关联公司，由此发生的天津锦龙及其关联公司提供钻机及相关配套设备服务费用预计总计不超过2,000万元。有关内容详见公司于 2024 年4月24日在巨潮资讯网披露的相关公告。

十四、公司子公司重大事项

?适用 □不适用

1、智慧石油渤海09/17合同区QK18-9-5井于2023年12月5日开钻。报告期内该井完成全部钻井、录井、测井及地层试油作业，完钻井深3850米，在奥陶系、侏罗系及沙河街组发现良好油气显示。该井钻进奥陶系潜山450米，针对奥陶系进行试油，试油结果为13.49mm 油嘴自喷，折日产油80.22立方米（约 562 桶），日产气 47001 立方米。有关该井内容详见公司于2023 年12月12日、2024年2月28日在巨潮资讯网披露的相关公告。

2、2024年5月7日智慧石油渤海09/17合同区 QK17-1-4 井启动拖航作业。报告期内该井钻进奥陶系碳酸盐岩潜山目的层378米，钻遇厚层油气层，主要针对钻进的潜山裸眼段进行地层测试（DST），采用7.14mm 油嘴自喷求产，获得日产气21万立方米。有关该井内容详见公司于2024 年5月6日、7月24日在巨潮资讯网披露的相关公告。

第七节 股份变动及股东情况

一、股份变动情况

1、股份变动情况

单位：股

	本次变动前		本次变动增减（＋，－）					本次变动后
	数量	比例	发行新股	送股	公积金转股	其他	小计	数量	比例
一、有限售条件股份	99,930,000	31.23%				-1,125,000	-1,125,000	98,805,000	30.88%
1、国家持股
2、国有法人持股
3、其他内资持股	99,930,000	31.23%				-1,125,000	-1,125,000	98,805,000	30.88%
其中：境内法人持股
境内自然人持股	99,930,000	31.23%				-1,125,000	-1,125,000	98,805,000	30.88%
4、外资持股
其中：境外法人持股
境外自然人持股
二、无限售条件股份	220,070,000	68.77%				1,125,000	1,125,000	221,195,000	69.12%
1、人民币普通股	220,070,000	68.77%				1,125,000	1,125,000	221,195,000	69.12%
2、境内上市的外资股
3、境外上市的外资股
4、其

他
三、股份总数	320,000,000	100.00%				0	0	320,000,000	100.00%

股份变动的原因

□适用 ?不适用

股份变动的批准情况

□适用 ?不适用

股份变动的过户情况

□适用 ?不适用

股份回购的实施进展情况

□适用 ?不适用

采用集中竞价方式减持回购股份的实施进展情况

□适用 ?不适用

股份变动对最近一年和最近一期基本每股收益和稀释每股收益、归属于公司普通股股东的每股净资产等财务指标的影响

□适用 ?不适用

公司认为必要或证券监管机构要求披露的其他内容

□适用 ?不适用

2、限售股份变动情况

?适用 □不适用

单位：股

股东名称	期初限售股数	本期解除限售股数	本期增加限售股数	期末限售股数	限售原因	拟解除限售日期
周锦明	99,930,000.00	1,125,000.00	0.00	98,805,000.00	高管锁定股	按高管股份解除限售的相关规定，在任职期间每年转让的公司股份不超过其持有公司股份总数的25%。
合计	99,930,000.00	1,125,000.00	0.00	98,805,000.00	--	--

二、证券发行与上市情况

□适用 ?不适用

三、公司股东数量及持股情况

单位：股

报告期末普通股股东总数

15,615

报告期末表决权恢复的优先股股东总数（如有）（参见注8）

0

持有特别表决权股份的股东总数（如有）

0

持股5%以上的普通股股东或前10名股东持股情况（不含通过转融通出借股份）
股东名称	股东性质	持股比例	报告期末持股数量	报告期内增减变动情况	持有有限售条件的股份数量	持有无限售条件的股份数量	质押、标记或冻结情况
							股份状态	数量
周锦明	境内自然人	41.17%	131,740,000	0	98,805,000	32,935,000	质押	30,380,000
周子龙	境内自然人	5.33%	17,070,000	0	0	17,070,000	不适用	0
中国农业银行股份有限公司－银华内需精选混合型证券投资基金（LOF）	其他	2.13%	6,800,000	2,000,000	0	6,800,000	不适用	0
中国建设银行股份有限公司－银华同力精选混合型证券投资基金	其他	2.12%	6,780,000	1,880,000	0	6,780,000	不适用	0
陆兴才	境内自然人	1.05%	3,352,200	-705,700	0	3,352,200	不适用	0
姬莹	境内自然人	0.68%	2,170,000	0	0	2,170,000	不适用	0
刘九兰	境内自然人	0.66%	2,100,000	0	0	2,100,000	不适用	0
吕长胜	境内自然人	0.53%	1,704,852	388,400	0	1,704,852	不适用	0
蔡益	境内自然人	0.51%	1,647,983	50,000	0	1,647,983	不适用	0
招商银行股份有限公司－银华创业板两年定期开放混合型证券投资基金	其他	0.50%	1,593,594	224,500	0	1,593,594	不适用	0
战略投资者或一般法人因配售新股成为前10名股东的情况（如有）（参见注3）		无

上述股东关联关系或一致行动的说明	上述前十大股东中，周子龙先生为周锦明先生的子女。公司未知其他股东之间是否存在关联关系。
上述股东涉及委托/受托表决权、放弃表决权情况的说明	无
前10名股东中存在回购专户的特别说明（参见注11）	无
前10名无限售条件股东持股情况（不含通过转融通出借股份、高管锁定股）
股东名称	报告期末持有无限售条件股份数量	股份种类
		股份种类	数量
周锦明	32,935,000	人民币普通股	32,935,000
周子龙	17,070,000	人民币普通股	17,070,000
中国农业银行股份有限公司－银华内需精选混合型证券投资基金（LOF）	6,800,000	人民币普通股	6,800,000
中国建设银行股份有限公司－银华同力精选混合型证券投资基金	6,780,000	人民币普通股	6,780,000
陆兴才	3,352,200	人民币普通股	3,352,200
姬莹	2,170,000	人民币普通股	2,170,000
刘九兰	2,100,000	人民币普通股	2,100,000
吕长胜	1,704,852	人民币普通股	1,704,852
蔡益	1,647,983	人民币普通股	1,647,983
招商银行股份有限公司－银华创业板两年定期开放混合型证券投资基金	1,593,594	人民币普通股	1,593,594
前10名无限售流通股股东之间，以及前10名无限售流通股股东和前10名股东之间关联关系或一致行动的说明	上述前十大股东中，周子龙先生为周锦明先生的子女。公司未知其他股东之间是否存在关联关系。
前10名普通股股东参与融资融券业务股东情况说明（如有）（参见注4）	公司股东陆兴才除通过普通证券账户持有500,000股外，还通过东吴证券股份有限公客户信用交易担保证券账户持有2,852,200股，实际合计持有3,352,200股；公司股东姬莹通过广发证券股份有限公客户信用交易担保证券账户持有2,170,000股，实际合计持有2,170,000股。

持股5%以上股东、前10名股东及前10名无限售流通股股东参与转融通业务出借股份情况

□适用 ?不适用

前10名股东及前10名无限售流通股股东因转融通出借/归还原因导致较上期发生变化

□适用 ?不适用

公司是否具有表决权差异安排

□是 ?否

公司前10名普通股股东、前10名无限售条件普通股股东在报告期内是否进行约定购回交易

□是 ?否

公司前10名普通股股东、前10名无限售条件普通股股东在报告期内未进行约定购回交易。

四、公司控股股东或第一大股东及其一致行动人累计质押股份数量占其所持公司股份数量比例达到80%

□适用 ?不适用

五、董事、监事和高级管理人员持股变动

□适用 ?不适用

公司董事、监事和高级管理人员在报告期持股情况没有发生变动，具体可参见2023年年报。

六、控股股东或实际控制人变更情况

控股股东报告期内变更

□适用 ?不适用

公司报告期控股股东未发生变更。实际控制人报告期内变更

□适用 ?不适用

公司报告期实际控制人未发生变更。

第八节 优先股相关情况

□适用 ?不适用

报告期公司不存在优先股。

第九节 债券相关情况

□适用 ?不适用

第十节 财务报告

一、审计报告

半年度报告是否经过审计

□是 ?否

公司半年度财务报告未经审计。

二、财务报表

财务附注中报表的单位为：元

1、合并资产负债表

编制单位：潜能恒信能源技术股份有限公司

2024年06月30日

单位：元

项目	期末余额	期初余额
流动资产：
货币资金	481,312,651.31	287,131,234.17
结算备付金
拆出资金
交易性金融资产
衍生金融资产
应收票据		200,000.00
应收账款	39,810,466.02	74,917,956.77
应收款项融资
预付款项	10,088,567.16	1,203,442.65
应收保费
应收分保账款
应收分保合同准备金
其他应收款	819,766.01	688,334.98
其中：应收利息
应收股利
买入返售金融资产
存货	11,621,347.54	6,169,444.12
其中：数据资源
合同资产
持有待售资产
一年内到期的非流动资产
其他流动资产	35,893,222.39	119,651,403.19
流动资产合计	579,546,020.43	489,961,815.88
非流动资产：

发放贷款和垫款
债权投资
其他债权投资
长期应收款
长期股权投资
其他权益工具投资
其他非流动金融资产	628,784.17	624,893.31
投资性房地产
固定资产	87,181,926.00	96,746,199.08
在建工程	1,198,577,178.37	996,142,039.60
生产性生物资产
油气资产	689,237,211.90	661,595,364.88
使用权资产	1,331,180.99	2,369,189.73
无形资产	2,701,138.25	3,523,949.90
其中：数据资源
开发支出	5,661,760.80	5,661,760.80
其中：数据资源
商誉
长期待摊费用
递延所得税资产	4,169,688.96	4,354,852.31
其他非流动资产		384,476.41
非流动资产合计	1,989,488,869.44	1,771,402,726.02
资产总计	2,569,034,889.87	2,261,364,541.90
流动负债：
短期借款	139,278,562.77	147,966,707.73
向中央银行借款
拆入资金
交易性金融负债
衍生金融负债
应付票据
应付账款	363,635,223.06	357,684,366.26
预收款项
合同负债	745,283.02	745,283.02
卖出回购金融资产款
吸收存款及同业存放
代理买卖证券款
代理承销证券款
应付职工薪酬	3,865,405.96	4,823,171.62
应交税费	34,673,760.04	33,783,406.27
其他应付款	6,370,714.19	7,467,040.86
其中：应付利息
应付股利

应付手续费及佣金
应付分保账款
持有待售负债
一年内到期的非流动负债	200,712,732.64	198,246,986.40
其他流动负债	44,716.98	44,716.98
流动负债合计	749,326,398.66	750,761,679.14
非流动负债：
保险合同准备金
长期借款	263,097,907.39	221,687,962.95
应付债券
其中：优先股
永续债
租赁负债	87,535.39	842,420.18
长期应付款
长期应付职工薪酬
预计负债	57,111,273.22	57,432,357.60
递延收益	1,862,200.00	1,862,200.00
递延所得税负债	27,930,742.15	30,444,970.67
其他非流动负债	368,010,247.25	66,118,580.54
非流动负债合计	718,099,905.40	378,388,491.94
负债合计	1,467,426,304.06	1,129,150,171.08
所有者权益：
股本	320,000,000.00	320,000,000.00
其他权益工具
其中：优先股
永续债
资本公积	549,508,133.84	549,508,133.84
减：库存股
其他综合收益	-1,876,206.59	-1,314,112.81
专项储备
盈余公积	85,179,144.14	85,179,144.14
一般风险准备
未分配利润	146,977,035.71	176,997,418.10
归属于母公司所有者权益合计	1,099,788,107.10	1,130,370,583.27
少数股东权益	1,820,478.71	1,843,787.55
所有者权益合计	1,101,608,585.81	1,132,214,370.82
负债和所有者权益总计	2,569,034,889.87	2,261,364,541.90

法定代表人：周锦明 主管会计工作负责人：布艳会 会计机构负责人：李素芳

2、母公司资产负债表

单位：元

项目	期末余额	期初余额
流动资产：
货币资金	163,157,708.00	50,472,643.96
交易性金融资产

衍生金融资产
应收票据		200,000.00
应收账款	113,750,977.28	92,948,333.94
应收款项融资
预付款项	957,046.52	978,661.69
其他应收款	633,103,055.08	452,140,984.72
其中：应收利息
应收股利
存货
其中：数据资源
合同资产
持有待售资产
一年内到期的非流动资产
其他流动资产
流动资产合计	910,968,786.88	596,740,624.31
非流动资产：
债权投资
其他债权投资
长期应收款
长期股权投资	1,206,573,169.87	1,146,573,169.87
其他权益工具投资
其他非流动金融资产
投资性房地产	5,089,916.35	5,437,861.97
固定资产	75,987,595.47	84,316,785.41
在建工程
生产性生物资产
油气资产
使用权资产	710,196.35	1,136,314.19
无形资产	1,863,477.61	2,533,670.05
其中：数据资源
开发支出	5,661,760.80	5,661,760.80
其中：数据资源
商誉
长期待摊费用
递延所得税资产	1,905,505.66	1,881,036.44
其他非流动资产
非流动资产合计	1,297,791,622.11	1,247,540,598.73
资产总计	2,208,760,408.99	1,844,281,223.04
流动负债：
短期借款	139,278,562.77	124,259,090.88
交易性金融负债
衍生金融负债

应付票据
应付账款	49,589,402.63	51,789,644.64
预收款项
合同负债	745,283.02	745,283.02
应付职工薪酬	1,210,361.85	4,131,444.66
应交税费	3,834,324.75	3,609,418.73
其他应付款	342,936,791.50	289,622,244.61
其中：应付利息
应付股利
持有待售负债
一年内到期的非流动负债	803,935.37	899,318.28
其他流动负债	44,716.98	44,716.98
流动负债合计	538,443,378.87	475,101,161.80
非流动负债：
长期借款
应付债券
其中：优先股
永续债
租赁负债		307,252.52
长期应付款
长期应付职工薪酬
预计负债
递延收益	1,862,200.00	1,862,200.00
递延所得税负债	5,235,619.87	6,078,715.28
其他非流动负债	301,891,666.67
非流动负债合计	308,989,486.54	8,248,167.80
负债合计	847,432,865.41	483,349,329.60
所有者权益：
股本	320,000,000.00	320,000,000.00
其他权益工具
其中：优先股
永续债
资本公积	550,038,418.60	550,038,418.60
减：库存股
其他综合收益
专项储备
盈余公积	85,179,144.14	85,179,144.14
未分配利润	406,109,980.84	405,714,330.70
所有者权益合计	1,361,327,543.58	1,360,931,893.44
负债和所有者权益总计	2,208,760,408.99	1,844,281,223.04

3、合并利润表

单位：元

项目	2024年半年度	2023年半年度
一、营业总收入	240,780,747.64	217,561,344.01

其中：营业收入	240,780,747.64	217,561,344.01
利息收入
已赚保费
手续费及佣金收入
二、营业总成本	270,284,121.10	303,526,076.84
其中：营业成本	162,019,156.81	140,849,245.46
利息支出
手续费及佣金支出
退保金
赔付支出净额
提取保险责任准备金净额
保单红利支出
分保费用
税金及附加	35,850,973.08	29,438,910.94
销售费用
管理费用	59,317,874.14	130,437,626.22
研发费用
财务费用	13,096,117.07	2,800,294.22
其中：利息费用	13,612,525.03	4,478,865.12
利息收入	1,223,920.01	2,396,856.35
加：其他收益	67,252.62	306,957.75
投资收益（损失以“—”号填列）	911,623.42	-579,364.64
其中：对联营企业和合营企业的投资收益		-579,364.64
以摊余成本计量的金融资产终止确认收益
汇兑收益（损失以“—”号填列）
净敞口套期收益（损失以“—”号填列）
公允价值变动收益（损失以“—”号填列）
信用减值损失（损失以“—”号填列）	835,913.10	2,642,038.21
资产减值损失（损失以“—”号填列）
资产处置收益（损失以“—”号填列）
三、营业利润（亏损以“—”号填列）	-27,688,584.32	-83,595,101.51
加：营业外收入
减：营业外支出	8,599.57	463,421.39
四、利润总额（亏损总额以“—”号填列）	-27,697,183.89	-84,058,522.90

减：所得税费用	2,346,507.34	4,488,794.96
五、净利润（净亏损以“—”号填列）	-30,043,691.23	-88,547,317.86
（一）按经营持续性分类
1.持续经营净利润（净亏损以“—”号填列）	-30,043,691.23	-88,547,317.86
2.终止经营净利润（净亏损以“—”号填列）
（二）按所有权归属分类
1.归属于母公司股东的净利润（净亏损以“—”号填列）	-30,020,382.39	-88,634,758.16
2.少数股东损益（净亏损以“—”号填列）	-23,308.84	87,440.30
六、其他综合收益的税后净额	-562,093.78	1,085,823.82
归属母公司所有者的其他综合收益的税后净额	-562,093.78	1,085,823.82
（一）不能重分类进损益的其他综合收益
1.重新计量设定受益计划变动额
2.权益法下不能转损益的其他综合收益
3.其他权益工具投资公允价值变动
4.企业自身信用风险公允价值变动
5.其他
（二）将重分类进损益的其他综合收益	-562,093.78	1,085,823.82
1.权益法下可转损益的其他综合收益
2.其他债权投资公允价值变动
3.金融资产重分类计入其他综合收益的金额
4.其他债权投资信用减值准备
5.现金流量套期储备
6.外币财务报表折算差额	-562,093.78	1,085,823.82
7.其他
归属于少数股东的其他综合收益的税后净额
七、综合收益总额	-30,605,785.01	-87,461,494.04
归属于母公司所有者的综合收益总额	-30,582,476.17	-87,548,934.34
归属于少数股东的综合收益总额	-23,308.84	87,440.30
八、每股收益：
（一）基本每股收益	-0.0938	-0.2770
（二）稀释每股收益	-0.0938	-0.2770

本期发生同一控制下企业合并的，被合并方在合并前实现的净利润为：元，上期被合并方实现的净利润为：元。法定代表人：周锦明 主管会计工作负责人：布艳会 会计机构负责人：李素芳

4、母公司利润表

单位：元

项目

2024年半年度

2023年半年度

一、营业收入	28,021,550.30	27,448,446.30
减：营业成本	13,479,341.75	17,371,107.29
税金及附加	369,664.52	517,982.72
销售费用
管理费用	8,917,881.72	8,184,788.56
研发费用
财务费用	4,282,606.00	-682,483.80
其中：利息费用	4,778,198.87	1,346,859.00
利息收入	367,451.64	800,926.50
加：其他收益	59,192.21	46,852.71
投资收益（损失以“—”号填列）
其中：对联营企业和合营企业的投资收益
以摊余成本计量的金融资产终止确认收益
净敞口套期收益（损失以“—”号填列）
公允价值变动收益（损失以“—”号填列）
信用减值损失（损失以“—”号填列）	-565,763.57	2,481,262.22
资产减值损失（损失以“—”号填列）
资产处置收益（损失以“—”号填列）
二、营业利润（亏损以“—”号填列）	465,484.95	4,585,166.46
加：营业外收入
减：营业外支出	14.19	34,496.28
三、利润总额（亏损总额以“—”号填列）	465,470.76	4,550,670.18
减：所得税费用	69,820.62	682,600.53
四、净利润（净亏损以“—”号填列）	395,650.14	3,868,069.65
（一）持续经营净利润（净亏损以“—”号填列）	395,650.14	3,868,069.65
（二）终止经营净利润（净亏损以“—”号填列）
五、其他综合收益的税后净额
（一）不能重分类进损益的其他综合收益
1.重新计量设定受益计划变动额
2.权益法下不能转损益的其他综合收益
3.其他权益工具投资公允价值变动
4.企业自身信用风险公允价值

变动
5.其他
（二）将重分类进损益的其他综合收益
1.权益法下可转损益的其他综合收益
2.其他债权投资公允价值变动
3.金融资产重分类计入其他综合收益的金额
4.其他债权投资信用减值准备
5.现金流量套期储备
6.外币财务报表折算差额
7.其他
六、综合收益总额	395,650.14	3,868,069.65
七、每股收益：
（一）基本每股收益
（二）稀释每股收益

5、合并现金流量表

单位：元

项目	2024年半年度	2023年半年度
一、经营活动产生的现金流量：
销售商品、提供劳务收到的现金	277,422,227.48	224,316,838.22
客户存款和同业存放款项净增加额
向中央银行借款净增加额
向其他金融机构拆入资金净增加额
收到原保险合同保费取得的现金
收到再保业务现金净额
保户储金及投资款净增加额
收取利息、手续费及佣金的现金
拆入资金净增加额
回购业务资金净增加额
代理买卖证券收到的现金净额
收到的税费返还
收到其他与经营活动有关的现金	85,050,977.07	37,741,404.61
经营活动现金流入小计	362,473,204.55	262,058,242.83
购买商品、接受劳务支付的现金	148,488,526.31	104,396,893.39
客户贷款及垫款净增加额
存放中央银行和同业款项净增加额
支付原保险合同赔付款项的现金
拆出资金净增加额
支付利息、手续费及佣金的现金
支付保单红利的现金
支付给职工以及为职工支付的现金	24,230,937.59	24,567,486.27
支付的各项税费	46,361,263.17	45,962,743.60
支付其他与经营活动有关的现金	22,575,554.23	22,711,430.85
经营活动现金流出小计	241,656,281.30	197,638,554.11
经营活动产生的现金流量净额	120,816,923.25	64,419,688.72
二、投资活动产生的现金流量：
收回投资收到的现金
取得投资收益收到的现金	911,623.42

处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回的现金净额
处置子公司及其他营业单位收到的现金净额
收到其他与投资活动有关的现金
投资活动现金流入小计	911,623.42
购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金	248,756,682.91	193,078,896.92
投资支付的现金	14,074,103.72	31,205,073.79
质押贷款净增加额
取得子公司及其他营业单位支付的现金净额
支付其他与投资活动有关的现金
投资活动现金流出小计	262,830,786.63	224,283,970.71
投资活动产生的现金流量净额	-261,919,163.21	-224,283,970.71
三、筹资活动产生的现金流量：
吸收投资收到的现金
其中：子公司吸收少数股东投资收到的现金
取得借款收到的现金	148,536,478.83	81,347,008.71
收到其他与筹资活动有关的现金	300,000,000.00
筹资活动现金流入小计	448,536,478.83	81,347,008.71
偿还债务支付的现金	113,347,008.71	80,207,989.24
分配股利、利润或偿付利息支付的现金	11,187,636.74	12,482,452.28
其中：子公司支付给少数股东的股利、利润
支付其他与筹资活动有关的现金	3,063,341.05	1,054,478.11
筹资活动现金流出小计	127,597,986.50	93,744,919.63
筹资活动产生的现金流量净额	320,938,492.33	-12,397,910.92
四、汇率变动对现金及现金等价物的影响	271,322.88	1,715,190.86
五、现金及现金等价物净增加额	180,107,575.25	-170,547,002.05
加：期初现金及现金等价物余额	278,517,810.19	563,449,010.69
六、期末现金及现金等价物余额	458,625,385.44	392,902,008.64

6、母公司现金流量表

单位：元

项目	2024年半年度	2023年半年度
一、经营活动产生的现金流量：
销售商品、提供劳务收到的现金	8,843,716.44	48,997,109.07
收到的税费返还
收到其他与经营活动有关的现金	55,546,255.57	91,328,852.50
经营活动现金流入小计	64,389,972.01	140,325,961.57
购买商品、接受劳务支付的现金	1,855,426.57	6,029,149.81
支付给职工以及为职工支付的现金	12,455,541.50	11,700,449.45
支付的各项税费	2,644,598.07	4,961,338.50
支付其他与经营活动有关的现金	186,399,461.35	106,669,570.76
经营活动现金流出小计	203,355,027.49	129,360,508.52
经营活动产生的现金流量净额	-138,965,055.48	10,965,453.05
二、投资活动产生的现金流量：
收回投资收到的现金
取得投资收益收到的现金
处置固定资产、无形资产和其他长

期资产收回的现金净额
处置子公司及其他营业单位收到的现金净额
收到其他与投资活动有关的现金
投资活动现金流入小计
购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金	81,000.00	1,749,048.37
投资支付的现金	60,000,000.00	110,000,000.00
取得子公司及其他营业单位支付的现金净额
支付其他与投资活动有关的现金
投资活动现金流出小计	60,081,000.00	111,749,048.37
投资活动产生的现金流量净额	-60,081,000.00	-111,749,048.37
三、筹资活动产生的现金流量：
吸收投资收到的现金
取得借款收到的现金	30,536,478.83	15,500,000.00
收到其他与筹资活动有关的现金	300,000,000.00
筹资活动现金流入小计	330,536,478.83	15,500,000.00
偿还债务支付的现金	15,500,000.00
分配股利、利润或偿付利息支付的现金	2,874,203.42	6,861,768.58
支付其他与筹资活动有关的现金	431,971.15	429,597.69
筹资活动现金流出小计	18,806,174.57	7,291,366.27
筹资活动产生的现金流量净额	311,730,304.26	8,208,633.73
四、汇率变动对现金及现金等价物的影响	1,077.06	6,988.36
五、现金及现金等价物净增加额	112,685,325.84	-92,567,973.23
加：期初现金及现金等价物余额	50,469,627.43	245,211,076.23
六、期末现金及现金等价物余额	163,154,953.27	152,643,103.00

7、合并所有者权益变动表

本期金额

单位：元

项目

2024年半年度

归属于母公司所有者权益

少数股东权益

所有者权益合计

股本

其他权益工具

资本公积

减：库存股

其他综合收益

专项储备

盈余公积

一般风险准备

未分配利润

其他

小计

优先股

永续债

其他

一、上年年末余额

320,000,000.00

549,508,133.84

-1,314,112.81

85,179,144.14

176,997,418.10

1,130,370,583.27

1,843,787.55

1,132,214,370.82

加：会计政策变更

前期差错更正

其

他
二、本年期初余额	320,000,000.00				549,508,133.84		-1,314,112.81		85,179,144.14		176,997,418.10		1,130,370,583.27	1,843,787.55	1,132,214,370.82
三、本期增减变动金额（减少以“－”号填列）							-562,093.78				-30,020,382.39		-30,582,476.17	-23,308.84	-30,605,785.01
（一）综合收益总额							-562,093.78				-30,020,382.39		-30,582,476.17	-23,308.84	-30,605,785.01
（二）所有者投入和减少资本
1．所有者投入的普通股
2．其他权益工具持有者投入资本
3．股份支付计入所有者权益的金额
4．其他
（三）利润分配
1．提取盈余公积
2．提取一般风险准备
3．对所有者（或股东）的分配
4．其他
（四）所有者权益内部结转
1．资本公积转增资本（或股本）
2．盈余公积转增资本（或股本）
3．盈余公

积弥补亏损
4．设定受益计划变动额结转留存收益
5．其他综合收益结转留存收益
6．其他
（五）专项储备
1．本期提取
2．本期使用
（六）其他
四、本期期末余额	320,000,000.00				549,508,133.84		-1,876,206.59		85,179,144.14		146,977,035.71		1,099,788,107.10	1,820,478.71	1,101,608,585.81

上年金额

单位：元

项目	2023年半年度
	归属于母公司所有者权益													少数股东权益	所有者权益合计
	股本	其他权益工具			资本公积	减：库存股	其他综合收益	专项储备	盈余公积	一般风险准备	未分配利润	其他	小计
		优先股	永续债	其他
一、上年年末余额	320,000,000.00				549,508,133.84		-1,624,567.91		85,111,063.85		311,692,605.16		1,264,687,234.94	1,546,053.25	1,266,233,288.19
加：会计政策变更
前期差错更正
其他
二、本年期初余额	320,000,000.00				549,508,133.84		-1,624,567.91		85,111,063.85		311,692,605.16		1,264,687,234.94	1,546,053.25	1,266,233,288.19
三、本期增							1,0				-		-	87,	-

减变动金额（减少以“－”号填列）							85,823.82				95,034,758.16		93,948,934.34	440.30	93,861,494.04
（一）综合收益总额							1,085,823.82				-88,634,758.16		-87,548,934.34	87,440.30	-87,461,494.04
（二）所有者投入和减少资本
1．所有者投入的普通股
2．其他权益工具持有者投入资本
3．股份支付计入所有者权益的金额
4．其他
（三）利润分配											-6,400,000.00		-6,400,000.00		-6,400,000.00
1．提取盈余公积
2．提取一般风险准备
3．对所有者（或股东）的分配											-6,400,000.00		-6,400,000.00		-6,400,000.00
4．其他
（四）所有者权益内部结转
1．资本公积转增资本（或股本）
2．盈余公积转增资本（或股本）
3．盈余公积弥补亏损
4．设定受益计划变动

额结转留存收益
5．其他综合收益结转留存收益
6．其他
（五）专项储备
1．本期提取
2．本期使用
（六）其他
四、本期期末余额	320,000,000.00				549,508,133.84		-538,744.09		85,111,063.85		216,657,847.00		1,170,738,300.60	1,633,493.55	1,172,371,794.15

8、母公司所有者权益变动表

本期金额

单位：元

项目

2024年半年度

股本

其他权益工具

资本公积

减：库存股

其他综合收益

专项储备

盈余公积

未分配利润

其他

所有者权益合计

优先股

永续债

其他

一、上年年末余额

320,000,000.00

550,038,418.60

85,179,144.14

405,714,330.70

1,360,931,893.44

加：会计政策变更

前期差错更正

其他

二、本年期初余额

320,000,000.00

550,038,418.60

85,179,144.14

405,714,330.70

1,360,931,893.44

三、本期增减变动金额（减少以“－”号填列）

395,650.14

395,650.14

（一）综合收益总额

395,650.14

395,650.14

（二）所有

者投入和减少资本

1．所有者投入的普通股

2．其他权益工具持有者投入资本

3．股份支付计入所有者权益的金额

4．其他

（三）利润分配

1．提取盈余公积

2．对所有者（或股东）的分配

3．其他

（四）所有者权益内部结转

1．资本公积转增资本（或股本）

2．盈余公积转增资本（或股本）

3．盈余公积弥补亏损

4．设定受益计划变动额结转留存收益

5．其他综合收益结转留存收益

6．其他

（五）专项储备

1．本期提取

2．本期使用

（六）其他

四、本期期末余额

320,000,000.00

550,038,418.60

85,179,144.14

406,109,980.84

1,361,327,543.58

上期金额

单位：元

项目

2023年半年度

股本

其他权益工具

资本公积

减：库存股

其他综合收益

专项储备

盈余公积

未分配利润

其他

所有者权益合计

优先股

永续债

其他

一、上年年末余额

320,000,000.00

550,038,418.60

85,111,063.85

411,501,608.06

1,366,651,090.51

加：会计政策变更

前期差错更正

其他

二、本年期初余额

320,000,000.00

550,038,418.60

85,111,063.85

411,501,608.06

1,366,651,090.51

三、本期增减变动金额（减少以“－”号填列）

-2,531,930.35

-2,531,930.35

（一）综合收益总额

3,868,069.65

3,868,069.65

（二）所有者投入和减少资本

1．所有者投入的普通股

2．其他权益工具持有者投入资本

3．股份支付计入所有者权益的金额

4．其他

（三）利润分配

-6,400,000.00

-6,400,000.00

1．提取盈余公积

2．对所有者（或股东）的分配

-6,400,000.

-6,400,000.

00

00

3．其他

（四）所有者权益内部结转

1．资本公积转增资本（或股本）

2．盈余公积转增资本（或股本）

3．盈余公积弥补亏损

4．设定受益计划变动额结转留存收益

5．其他综合收益结转留存收益

6．其他

（五）专项储备

1．本期提取

2．本期使用

（六）其他

四、本期期末余额

320,000,000.00

550,038,418.60

85,111,063.85

408,969,677.71

1,364,119,160.16

三、公司基本情况

潜能恒信能源技术股份有限公司（以下简称“公司”、“本公司”）系原北京潜能恒信地球物理技术有限公司（以下简称“潜能有限”）整体改制成立。

潜能有限于2003年11月10日经北京市工商行政管理局批准成立，系由周锦明、张海涛、郑启芬共同出资设立的有限责任公司，注册资本为3000万元。2008年10月，根据2008年5月23日的第三次股东会议决议、修改后的公司章程、增资协议和北京市海淀区人民政府海园发[2008]612号文的规定，潜能有限申请增加注册资本155万元，由马来西亚保柯伍德控股有限公司出资，增资后潜能有限由境内公司依法变更为中外合资企业（外资比例低于25%），注册资本变更为3155万元。2009年9月21日，依据潜能有限2009年2月5日的股东会决议和修改后的公司章程，依法整体变更为股份有限公司，名称为“潜能恒信能源技术股份有限公司”。潜能有限以截至2008年11月30日经审计的净资产为基数，折合6000万股，除企业发展基金以外的溢价部分作为资本公积金，变更后注册资本为6000万元。

根据公司2011年度第一次临时股东大会决议，经中国证券监督管理委员会（证监许可[2011]266号《关于核准潜能恒信能源技术股份有限公司首次公开发行股票并在创业板上市的批复》）批准，本公司于2011年3月7日首次公开发行

人民币普通股（A股）2000万股，每股面值1元，新增注册资本人民币2000万元，注册资本增至8000万元。该增资业经中瑞岳华会计师事务所审验并出具了中瑞岳华验字[2011]第040号《验资报告》。

根据公司2011年度股东大会决议和修改后的章程规定，经北京市商务委员会《关于潜能恒信能源技术股份有限公司增资的批复》（京商务资字[2012]542号）核准，公司申请增加注册资本人民币8000万元，由资本公积转增股本，转增基准日期为2012年5月29日，变更后注册资本为人民币16000万元。该增资业经中瑞岳华会计师事务所审验并出具了中瑞岳华验字[2013]第0008号《验资报告》。

根据公司2012年度股东大会决议和修改后的章程规定，2013年7月24日经北京市商务委员会《关于潜能恒信能源技术股份有限公司增资的批复》（京商务资字[2013]479号）核准，并于2013年8月5日取得更新后的外商投资企业批准证书（商外资京字[2008]20569号），公司申请增加注册资本人民币16000万元，以资本公积转增资本，变更后的注册资本为人民币32,000万元。本次增资已由瑞华会计师事务所审验并出具了瑞华验字[2013]第90230001号《验资报告》。

根据公司2014年第二次临时股东大会决议，经北京市商务委员会《关于潜能恒信能源技术股份有限公司变更为内资企业的批复》（京商务资字[2015]270号），公司撤销外商投资企业批准证书并由中外合资经营股份有限公司变更为内资股份有限公司。公司于2015年5月7日领取到由北京市工商行政管理局核发的新《企业法人营业执照》。

截至2024年6月30日，本公司累计发行股本总数32000万股，详见附注七、31。

本公司总部位于北京市朝阳区北苑路甲13号北辰新纪元大厦2塔22层。

本公司及子公司（统称“本集团”）主要从事石油勘探开发技术、工程服务和油气资源的勘探、开发、生产业务。

经历次变更后，本公司统一社会信用代码：91110000756008969C，法定代表人：周锦明，注册地址：北京市海淀区北洼路30号1号A416室。本公司经营范围：研究、开发提高原油采收率新技术；技术咨询；技术服务；货物进出口、技术进出口、代理进出口。（不涉及国营贸易管理商品，涉及配额、许可证管理商品的按照国家有关规定办理申请。）（企业依法自主选择经营项目，开展经营活动；依法须经批准的项目，经相关部门批准后依批准的内容开展经营活动；不得从事本市产业政策禁止和限制类项目的经营活动。）

本公司的实际控制人为周锦明。

本财务报表业经本公司董事会于2024年8月27日决议批准报出。

四、财务报表的编制基础

1、编制基础

本集团财务报表以持续经营假设为基础，根据实际发生的交易和事项，按照财政部发布的《企业会计准则——基本准则》（财政部令第33号发布、财政部令第76号修订）、于2006年2月15日及其后颁布和修订的40项具体会计准则、企业会计准则应用指南、企业会计准则解释及其他相关规定（以下合称“企业会计准则”），以及中国证券监督管理委员会《公开发行证券的公司信息披露编报规则第15号——财务报告的一般规定（2023年修订）》的披露规定编制。 根据企业会计准则的相关规定，本集团会计核算以权责发生制为基础。除某些金融工具外，本财务报表均以历史成本为计量基础。资产如果发生减值，则按照相关规定计提相应的减值准备。

2、持续经营

本集团财务报表以持续经营假设为基础，根据实际发生的交易和事项，按照财政部发布的《企业会计准则——基本准则》（财政部令第33号发布、财政部令第76号修订）、于2006年2月15日及其后颁布和修订的40项具体会计准则、企业会计准则应用指南、企业会计准则解释及其他相关规定（以下合称“企业会计准则”），以及中国证券监督管理委员会《公开发行证券的公司信息披露编报规则第15号——财务报告的一般规定（2023年修订）》的披露规定编制。

五、重要会计政策及会计估计

具体会计政策和会计估计提示：

本集团根据实际生产经营特点，依据相关企业会计准则的规定，对收入确认等交易和事项制定了若干项具体会计政策和会计估计，详见本附注五、30“收入”等各项描述。关于管理层所作出的重大会计判断和估计的说明，请参阅附注

五、35“重大会计判断和估计”。

1、遵循企业会计准则的声明

本公司编制的财务报表符合企业会计准则的要求，真实、完整地反映了本公司及本集团2024年6月30日的财务状况及2024半年度的经营成果和现金流量等有关信息。此外，本公司及本集团的财务报表在所有重大方面符合中国证券监督管理委员会2023年修订的《公开发行证券的公司信息披露编报规则第15号——财务报告的一般规定》有关财务报表及其附注的披露要求。

2、会计期间

本集团的会计期间分为年度和中期，会计中期指短于一个完整的会计年度的报告期间。本集团会计年度采用公历年度，即每年自1月1日起至12月31日止。

3、营业周期

正常营业周期是指本集团从购买用于加工的资产起至实现现金或现金等价物的期间。本集团以12个月作为一个营业周期，并以其作为资产和负债的流动性划分标准。

4、记账本位币

人民币为本公司及境内子公司经营所处的主要经济环境中的货币，本公司及境内子公司以人民币为记账本位币。本公司之境外子公司根据其经营所处的主要经济环境中的货币确定美元和蒙图为其记账本位币。本集团编制本财务报表时所采用的货币为人民币。

5、重要性标准确定方法和选择依据

?适用 □不适用

项目	重要性标准
重要的预付账款	公司将单项预付账款金额超过资产总额0.5%的预付账款认定为重要预付账款。
重要的在建工程	公司将单项在建工程金额超过资产总额0.5%的在建工程认定为重要在建工程。

重要的账龄超过1年的应付账款	公司将单项账龄超过1年的应付账款金额超过资产总额0.5%的应付账款认定为重 要的账龄超过1年的应付账款。
重要的账龄超过1年的合同负债	公司将单项账龄超过1年的合同负债金额超过资产总额0.5%的合同负债认定为重 要的账龄超过1年的合同负债。
重要的账龄超过1年的其他应付款	公司将单项账龄超过1年的其他应付款金额超过资产总额0.5%的其他应付款认定为重要的账龄超过1年的其他应付款。
重要的资本化研发项目	公司将资本化研发金额超过资产总额0.5%的资本化研发项目认定为重要的资本化研发项目。
收到的重要的投资活动有关的现金	公司将单项投资活动流量金额超过资产总 额1%的投资活动流量认定为重要的投资 活动现金流量。
支付的重要的投资活动有关的现金	公司将单项投资活动流量金额超过资产总 额1%的投资活动流量认定为重要的投资 活动现金流量。
重要的非全资子公司	公司将资产总额超过集团资产总额的15% 的子公司确定为重要非全资子公司。
重要的联营企业	公司将资产总额超过集团资产总额的15% 的联营企业确定为重要的联营企业。

6、同一控制下和非同一控制下企业合并的会计处理方法

企业合并，是指将两个或两个以上单独的企业合并形成一个报告主体的交易或事项。企业合并分为同一控制下企业合并和非同一控制下企业合并。

（1）同一控制下企业合并

参与合并的企业在合并前后均受同一方或相同的多方最终控制，且该控制并非暂时性的，为同一控制下的企业合并。同一控制下的企业合并，在合并日取得对其他参与合并企业控制权的一方为合并方，参与合并的其他企业为被合并方。合并日，是指合并方实际取得对被合并方控制权的日期。

合并方取得的资产和负债均按合并日在被合并方的账面价值计量。合并方取得的净资产账面价值与支付的合并对价账面价值（或发行股份面值总额）的差额，调整资本公积（股本溢价）；资本公积（股本溢价）不足以冲减的，调整留存收益。

合并方为进行企业合并发生的各项直接费用，于发生时计入当期损益。

（2）非同一控制下企业合并

参与合并的企业在合并前后不受同一方或相同的多方最终控制的，为非同一控制下的企业合并。非同一控制下的企业合并，在购买日取得对其他参与合并企业控制权的一方为购买方，参与合并的其他企业为被购买方。购买日，是指为购买方实际取得对被购买方控制权的日期。

对于非同一控制下的企业合并，合并成本包含购买日购买方为取得对被购买方的控制权而付出的资产、发生或承担的负债以及发行的权益性证券的公允价值，为企业合并发生的审计、法律服务、评估咨询等中介费用以及其他管理费用于发生时计入当期损益。购买方作为合并对价发行的权益性证券或债务性证券的交易费用，计入权益性证券或债务性证券的初始确认金额。所涉及的或有对价按其在购买日的公允价值计入合并成本，购买日后12个月内出现对购买日已存在情况的新的或进一步证据而需要调整或有对价的，相应调整合并商誉。购买方发生的合并成本及在合并中取得的可辨认净资产按购买日的公允价值计量。合并成本大于合并中取得的被购买方于购买日可辨认净资产公允价值份额的差额，确认为商誉。合并成本小于合并中取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的，首先对取得的被购买方各项可辨认资产、

负债及或有负债的公允价值以及合并成本的计量进行复核，复核后合并成本仍小于合并中取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的，其差额计入当期损益。

购买方取得被购买方的可抵扣暂时性差异，在购买日因不符合递延所得税资产确认条件而未予确认的，在购买日后12个月内，如取得新的或进一步的信息表明购买日的相关情况已经存在，预期被购买方在购买日可抵扣暂时性差异带来的经济利益能够实现的，则确认相关的递延所得税资产，同时减少商誉，商誉不足冲减的，差额部分确认为当期损益；除上述情况以外，确认与企业合并相关的递延所得税资产的，计入当期损益。

通过多次交易分步实现的非同一控制下企业合并，根据《财政部关于印发企业会计准则解释第5号的通知》（财会[2012]19号）和《企业会计准则第33号——合并财务报表》第五十一条关于“一揽子交易”的判断标准（参见本附注

四、6“合并财务报表的编制方法”（2）），判断该多次交易是否属于“一揽子交易”。属于“一揽子交易”的，参考本部分前面各段描述及本附注四、15“长期股权投资”进行会计处理；不属于“一揽子交易”的，区分个别财务报表和合并财务报表进行相关会计处理：

在个别财务报表中，以购买日之前所持被购买方的股权投资的账面价值与购买日新增投资成本之和，作为该项投资的初始投资成本；购买日之前持有的被购买方的股权涉及其他综合收益的，在处置该项投资时将与其相关的其他综合收益采用与被购买方直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理。

在合并财务报表中，对于购买日之前持有的被购买方的股权，按照该股权在购买日的公允价值进行重新计量，公允价值与其账面价值的差额计入当期投资收益；购买日之前持有的被购买方的股权涉及其他综合收益的，与其相关的其他综合收益应当采用与被购买方直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理。

7、控制的判断标准和合并财务报表的编制方法

? 控制的判断标准

合并财务报表的合并范围以控制为基础予以确定。控制是指本集团拥有对被投资方的权力，通过参与被投资方的相关活动而享有可变回报，并且有能力运用对被投资方的权力影响该回报金额。其中，本集团享有现时权利使本集团目前有能力主导被投资方的相关活动，而不论本集团是否实际行使该权利，视为本集团拥有对被投资方的权力；本集团自被投资方取得的回报可能会随着被投资方业绩而变动的，视为享有可变回报；本集团以主要责任人身份行使决策权的，视为本集团有能力运用对被投资方的权力影响该回报金额。合并范围包括本公司及全部子公司。子公司，是指被本集团控制的主体。

本集团在综合考虑所有相关事实和情况的基础上对是否控制被投资方进行判断。相关事实和情况主要包括：被投资方的设立目的；被投资方的相关活动以及如何对相关活动作出决策；本集团享有的权利是否使本集团目前有能力主导被投资方的相关活动；本集团是否通过参与被投资方的相关活动而享有可变回报；本集团是否有能力运用对被投资方的权力影响其回报金额；本集团与其他方的关系等。一旦相关事实和情况的变化导致上述控制定义涉及的相关要素发生了变化，本集团将进行重新评估。

? 合并财务报表编制的方法

从取得子公司的净资产和生产经营决策的实际控制权之日起，本集团开始将其纳入合并范围；从丧失实际控制权之日起停止纳入合并范围。对于处置的子公司，处置日前的经营成果和现金流量已经适当地包括在合并利润表和合并现金流量表中；当期处置的子公司，不调整合并资产负债表的期初数。非同一控制下企业合并增加的子公司，其购买日后的经营成果及现金流量已经适当地包括在合并利润表和合并现金流量表中，且不调整合并财务报表的期初数和对比数。同

一控制下企业合并增加的子公司及吸收合并下的被合并方，其自合并当期期初至合并日的经营成果和现金流量已经适当地包括在合并利润表和合并现金流量表中，并且同时调整合并财务报表的对比数。在编制合并财务报表时，子公司与本公司采用的会计政策或会计期间不一致的，按照本公司的会计政策和会计期间对子公司财务报表进行必要的调整。对于非同一控制下企业合并取得的子公司，以购买日可辨认净资产公允价值为基础对其财务报表进行调整。集团内所有重大往来余额、交易及未实现利润在合并财务报表编制时予以抵销。子公司的股东权益及当期净损益中不属于本公司所拥有的部分分别作为少数股东权益及少数股东损益在合并财务报表中股东权益及净利润项下单独列示。子公司当期净损益中属于少数股东权益的份额，在合并利润表中净利润项目下以“少数股东损益”项目列示。少数股东分担的子公司的亏损超过了少数股东在该子公司期初股东权益中所享有的份额，仍冲减少数股东权益。

当因处置部分股权投资或其他原因丧失了对原有子公司的控制权时，对于剩余股权，按照其在丧失控制权日的公允价值进行重新计量。处置股权取得的对价与剩余股权公允价值之和，减去按原持股比例计算应享有原有子公司自购买日开始持续计算的净资产的份额之间的差额，计入丧失控制权当期的投资收益。与原有子公司股权投资相关的其他综合收益，在丧失控制权时采用与该子公司直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理。其后，对该部分剩余股权按照《企业会计准则第2号——长期股权投资》或《企业会计准则第22号——金融工具确认和计量》等相关规定进行后续计量，详见本附注四、15“长期股权投资”或本附注四、10“金融工具”。

本集团通过多次交易分步处置对子公司股权投资直至丧失控制权的，需区分处置对子公司股权投资直至丧失控制权的各项交易是否属于一揽子交易。处置对子公司股权投资的各项交易的条款、条件以及经济影响符合以下一种或多种情况，通常表明应将多次交易事项作为一揽子交易进行会计处理：①这些交易是同时或者在考虑了彼此影响的情况下订立的；②这些交易整体才能达成一项完整的商业结果；③一项交易的发生取决于其他至少一项交易的发生；④一项交易单独看是不经济的，但是和其他交易一并考虑时是经济的。不属于一揽子交易的，对其中的每一项交易视情况分别按照“不丧失控制权的情况下部分处置对子公司的长期股权投资”（详见本附注四、15“长期股权投资”（2）④）和“因处置部分股权投资或其他原因丧失了对原有子公司的控制权”（详见前段）适用的原则进行会计处理。处置对子公司股权投资直至丧失控制权的各项交易属于一揽子交易的，将各项交易作为一项处置子公司并丧失控制权的交易进行会计处理；但是，在丧失控制权之前每一次处置价款与处置投资对应的享有该子公司净资产份额的差额，在合并财务报表中确认为其他综合收益，在丧失控制权时一并转入丧失控制权当期的损益。

8、合营安排分类及共同经营会计处理方法

合营安排，是指一项由两个或两个以上的参与方共同控制的安排。本集团根据在合营安排中享有的权利和承担的义务，将合营安排分为共同经营和合营企业。共同经营，是指本集团享有该安排相关资产且承担该安排相关负债的合营安排。合营企业，是指本集团仅对该安排的净资产享有权利的合营安排。

本集团对合营企业的投资采用权益法核算，按照本附注四、15“长期股权投资”（2）②“权益法核算的长期股权投资”中所述的会计政策处理。

本集团作为合营方对共同经营，确认本集团单独持有的资产、单独所承担的负债，以及按本集团份额确认共同持有的资产和共同承担的负债；确认出售本集团享有的共同经营产出份额所产生的收入；按本集团份额确认共同经营因出售产出所产生的收入；确认本集团单独所发生的费用，以及按本集团份额确认共同经营发生的费用。

当本集团作为合营方向共同经营投出或出售资产（该资产不构成业务，下同）、或者自共同经营购买资产时，在该等资产出售给第三方之前，本集团仅确认因该交易产生的损益中归属于共同经营其他参与方的部分。该等资产发生符合《企业会计准则第8号——资产减值》等规定的资产减值损失的，对于由本集团向共同经营投出或出售资产的情况，本集团全额确认该损失；对于本集团自共同经营购买资产的情况，本集团按承担的份额确认该损失。

9、现金及现金等价物的确定标准

本集团现金及现金等价物包括库存现金、可以随时用于支付的存款以及本集团持有的期限短（一般为从购买日起三个月内到期）、流动性强、易于转换为已知金额现金、价值变动风险很小的投资。

10、外币业务和外币报表折算

? 发生外币交易时折算汇率的确定方法

本集团发生的外币交易在初始确认时，按交易日的即期汇率（通常指中国人民银行公布的当日外汇牌价的中间价，下同）折算为记账本位币金额。

? 在资产负债表日对外币货币性项目采用的折算方法和汇兑损益的处理方法

资产负债表日，对于外币货币性项目采用资产负债表日即期汇率折算，由此产生的汇兑差额，除：①属于与购建符合资本化条件的资产相关的外币专门借款产生的汇兑差额按照借款费用资本化的原则处理；②分类为以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的外币货币性项目，除摊余成本（含减值）之外的其他账面余额变动产生的汇兑差额计入其他综合收益之外，均计入当期损益。

以历史成本计量的外币非货币性项目，仍采用交易发生日的即期汇率折算的记账本位币金额计量。以公允价值计量的外币非货币性项目，采用公允价值确定日的即期汇率折算，折算后的记账本位币金额与原记账本位币金额的差额，作为公允价值变动（含汇率变动）处理，计入当期损益或确认为其他综合收益。

? 外币财务报表的折算方法

境外经营的外币财务报表按以下方法折算为人民币报表：资产负债表中的资产和负债项目，采用资产负债表日的即期汇率折算；股东权益类项目除“未分配利润”项目外，其他项目采用发生时的即期汇率折算。利润表中的收入和费用项目，采用交易发生日的当期平均汇率折算。年初未分配利润为上一年折算后的年末未分配利润；期末未分配利润按折算后的利润分配各项目计算列示；折算后资产类项目与负债类项目和股东权益类项目合计数的差额，作为外币报表折算差额，确认为其他综合收益。处置境外经营并丧失控制权时，将资产负债表中股东权益项目下列示的、与该境外经营相关的外币报表折算差额，全部或按处置该境外经营的比例转入处置当期损益。

外币现金流量以及境外子公司的现金流量，采用现金流量发生的当期平均汇率折算。汇率变动对现金的影响额作为调节项目，在现金流量表中单独列报。

年初数和上年实际数按照上年财务报表折算后的数额列示。

在处置本集团在境外经营的全部所有者权益或因处置部分股权投资或其他原因丧失了对境外经营控制权时，将资产负债表中股东权益项目下列示的、与该境外经营相关的归属于母公司所有者权益的外币报表折算差额，全部转入处置当期损益。

在处置部分股权投资或其他原因导致持有境外经营权益比例降低但不丧失对境外经营控制权时，与该境外经营处置部分相关的外币报表折算差额将归属于少数股东权益，不转入当期损益。在处置境外经营为联营企业或合营企业的部分股权时，与该境外经营相关的外币报表折算差额，按处置该境外经营的比例转入处置当期损益。如有实质上构成对境外经营净投资的外币货币性项目，在合并财务报表中，其因汇率变动而产生的汇兑差额，作为“外币报表折算差额”确认为其他综合收益；处置境外经营时，计入处置当期损益。

11、金融工具

在本集团成为金融工具合同的一方时确认一项金融资产或金融负债。

? 金融资产的分类、确认和计量

本集团根据管理金融资产的业务模式和金融资产的合同现金流量特征，将金融资产划分为：以摊余成本计量的金融资产；以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产；以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产。

金融资产在初始确认时以公允价值计量。对于以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产，相关交易费用直接计入当期损益；对于其他类别的金融资产，相关交易费用计入初始确认金额。因销售产品或提供劳务而产生的、未包含或不考虑重大融资成分的应收账款或应收票据，本集团按照预期有权收取的对价金额作为初始确认金额。

①以摊余成本计量的金融资产

本集团管理以摊余成本计量的金融资产的业务模式为以收取合同现金流量为目标，且此类金融资产的合同现金流量特征与基本借贷安排相一致，即在特定日期产生的现金流量，仅为对本金和以未偿付本金金额为基础的利息的支付。本集团对于此类金融资产，采用实际利率法，按照摊余成本进行后续计量，其摊销或减值产生的利得或损失，计入当期损益。

②以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产

本集团管理此类金融资产的业务模式为既以收取合同现金流量为目标又以出售为目标，且此类金融资产的合同现金流量特征与基本借贷安排相一致。本集团对此类金融资产按照公允价值计量且其变动计入其他综合收益，但减值损失或利得、汇兑损益和按照实际利率法计算的利息收入计入当期损益。

此外，本集团将部分非交易性权益工具投资指定为以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产。本集团将该类金融资产的相关股利收入计入当期损益，公允价值变动计入其他综合收益。当该金融资产终止确认时，之前计入其他综合收益的累计利得或损失将从其他综合收益转入留存收益，不计入当期损益。

③以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产

本集团将上述以摊余成本计量的金融资产和以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产之外的金融资产，分类为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产。此外，在初始确认时，本集团为了消除或显著减少会计错配，将部分金融资产指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产。对于此类金融资产，本集团采用公允价值进行后续计量，公允价值变动计入当期损益。

? 金融负债的分类、确认和计量

金融负债于初始确认时分类为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债和其他金融负债。对于以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债，相关交易费用直接计入当期损益，其他金融负债的相关交易费用计入其初始确认金额。

①以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债

以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债，包括交易性金融负债（含属于金融负债的衍生工具）和初始确认时指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债。

交易性金融负债（含属于金融负债的衍生工具），按照公允价值进行后续计量，除与套期会计有关外，公允价值变动计入当期损益。

被指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债，该负债由本集团自身信用风险变动引起的公允价值变动计入其他综合收益，且终止确认该负债时，计入其他综合收益的自身信用风险变动引起的其公允价值累计变动额转入留存收益。其余公允价值变动计入当期损益。若按上述方式对该等金融负债的自身信用风险变动的影响进行处理会造成或扩大损益中的会计错配的，本集团将该金融负债的全部利得或损失（包括企业自身信用风险变动的影响金额）计入当期损益。

②其他金融负债

除金融资产转移不符合终止确认条件或继续涉入被转移金融资产所形成的金融负债、财务担保合同外的其他金融负债分类为以摊余成本计量的金融负债，按摊余成本进行后续计量，终止确认或摊销产生的利得或损失计入当期损益。

? 金融资产转移的确认依据和计量方法

满足下列条件之一的金融资产，予以终止确认：①收取该金融资产现金流量的合同权利终止；②该金融资产已转移，且将金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬转移给转入方；③该金融资产已转移，虽然企业既没有转移也没有保留金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬，但是放弃了对该金融资产的控制。

若企业既没有转移也没有保留金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬，且未放弃对该金融资产的控制的，则按照继续涉入所转移金融资产的程度确认有关金融资产，并相应确认有关负债。继续涉入所转移金融资产的程度，是指该金融资产价值变动使企业面临的风险水平。

金融资产整体转移满足终止确认条件的，将所转移金融资产的账面价值及因转移而收到的对价与原计入其他综合收益的公允价值变动累计额之和的差额计入当期损益。

金融资产部分转移满足终止确认条件的，将所转移金融资产的账面价值在终止确认及未终止确认部分之间按其相对的公允价值进行分摊，并将因转移而收到的对价与应分摊至终止确认部分的原计入其他综合收益的公允价值变动累计额之和与分摊的前述账面金额之差额计入当期损益。

本集团对采用附追索权方式出售的金融资产，或将持有的金融资产背书转让，需确定该金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬是否已经转移。已将该金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬转移给转入方的，终止确认该金融资产；保留了金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬的，不终止确认该金融资产；既没有转移也没有保留金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬的，则继续判断企业是否对该资产保留了控制，并根据前面各段所述的原则进行会计处理。

? 金融负债的终止确认

金融负债（或其一部分）的现时义务已经解除的，本集团终止确认该金融负债（或该部分金融负债）。本集团（借入方）与借出方签订协议，以承担新金融负债的方式替换原金融负债，且新金融负债与原金融负债的合同条款实质上不同的，终止确认原金融负债，同时确认一项新金融负债。本集团对原金融负债（或其一部分）的合同条款作出实质性修改的，终止确认原金融负债，同时按照修改后的条款确认一项新金融负债。

金融负债（或其一部分）终止确认的，本集团将其账面价值与支付的对价（包括转出的非现金资产或承担的负债）之间的差额，计入当期损益。

? 金融资产和金融负债的抵销

当本集团具有抵销已确认金额的金融资产和金融负债的法定权利，且该种法定权利是当前可执行的，同时本集团计划以净额结算或同时变现该金融资产和清偿该金融负债时，金融资产和金融负债以相互抵销后的净额在资产负债表内列示。除此以外，金融资产和金融负债在资产负债表内分别列示，不予相互抵销。

? 金融资产和金融负债的公允价值确定方法

公允价值，是指市场参与者在计量日发生的有序交易中，出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格。金融工具存在活跃市场的，本集团采用活跃市场中的报价确定其公允价值。活跃市场中的报价是指易于定期从交易所、经纪商、行业协会、定价服务机构等获得的价格，且代表了在公平交易中实际发生的市场交易的价格。金融工具不存在活跃市场的，本集团采用估值技术确定其公允价值。估值技术包括参考熟悉情况并自愿交易的各方最近进行的市场交易中使用的价格、参照实质上相同的其他金融工具当前的公允价值、现金流量折现法和期权定价模型等。在估值时，本集团采用在当前情况下适用并且有足够可利用数据和其他信息支持的估值技术，选择与市场参与者在相关资产或负债的交易中所考虑的资产或负债特征相一致的输入值，并尽可能优先使用相关可观察输入值。在相关可观察输入值无法取得或取得不切实可行的情况下，使用不可输入值。

? 权益工具

权益工具是指能证明拥有本集团在扣除所有负债后的资产中的剩余权益的合同。本集团发行（含再融资）、回购、出售或注销权益工具作为权益的变动处理，与权益性交易相关的交易费用从权益中扣减。本集团不确认权益工具的公允价值变动。

本集团权益工具在存续期间分派股利（含分类为权益工具的工具所产生的“利息”）的，作为利润分配处理。

本集团需确认减值损失的金融资产系以摊余成本计量的金融资产、以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的债务工具、租赁应收款，主要包括应收票据、应收账款、应收款项融资、其他应收款、债权投资、其他债权投资、长期应收款等。此外，对合同资产及部分财务担保合同，也按照本部分所述会计政策计提减值准备和确认信用减值损失。

? 减值准备的确认方法

本集团以预期信用损失为基础，对上述各项目按照其适用的预期信用损失计量方法（一般方法或简化方法）计提减值准备并确认信用减值损失。

信用损失，是指本集团按照原实际利率折现的、根据合同应收的所有合同现金流量与预期收取的所有现金流量之间的差额，即全部现金短缺的现值。其中，对于购买或源生的已发生信用减值的金融资产，本集团按照该金融资产经信用调整的实际利率折现。

预期信用损失计量的一般方法是指，本集团在每个资产负债表日评估金融资产（含合同资产等其他适用项目，下同）的信用风险自初始确认后是否已经显著增加，如果信用风险自初始确认后已显著增加，本集团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；如果信用风险自初始确认后未显著增加，本集团按照相当于未来12个月内预期信用损失的金额计量损失准备。本集团在评估预期信用损失时，考虑所有合理且有依据的信息，包括前瞻性信息。对于在资产负债表日具有较低信用风险的金融工具，本集团假设其信用风险自初始确认后并未显著增加，选择按照未来 12 个月内的预期信用损失计量损失准备。? 信用风险自初始确认后是否显著增加的判断标准如果某项金融资产在资产负债表日确定的预计存续期内的违约概率显著高于在初始确认时确定的预计存续期内的违约概率，则表明该项金融资产的信用风险显著增加。除特殊情况外，本集团采用未来12个月内发生的违约风险的变化作为整个存续期内发生违约风险变化的合理估计，来确定自初始确认后信用风险是否显著增加。

? 以组合为基础评估预期信用风险的组合方法

本集团对信用风险显著不同的金融资产单项评价信用风险，如：应收关联方款项；与对方存在争议或涉及诉讼、仲裁的应收款项；已有明显迹象表明债务人很可能无法履行还款义务的应收款项等。

除了单项评估信用风险的金融资产外，本集团基于共同风险特征将金融资产划分为不同的组别，在组合的基础上评估信用风险。

12、应收票据

本集团对于应收票据按照相当于整个存续期内的预期信用损失金额计量损失准备。基于应收票据的信用风险特征，将其划分为不同组合：

项 目	确定组合的依据
银行承兑汇票	承兑人为信用风险较小的银行。
商业承兑汇票	根据承兑人的信用风险划分，与“应收账款”组合划分相同。

13、应收账款

对于不含重大融资成分的应收账款和合同资产，本集团按照相当于整个存续期内的预期信用损失金额计量损失准备。

对于包含重大融资成分的应收账款、合同资产和租赁应收款，本集团选择始终按照相当于存续期内预期信用损失的金额计量损失准备。

除了单项评估信用风险的应收账款外，基于其信用风险特征，将其划分为不同组合：

项 目	确定组合的依据
应收账款及合同资产：
组合1 关联方组合	本组合为合并范围内公司之间的应收款项。
组合2 账龄分析组合	本组合为除组合1以外的应收款项。

14、其他应收款

其他应收款的预期信用损失的确定方法及会计处理方法

本集团依据其他应收款信用风险自初始确认后是否已经显著增加，采用相当于未来12个月内、或整个存续期的预期信用损失的金额计量减值损失。除了单项评估信用风险的其他应收款外，基于其信用风险特征，将其划分为不同组合：

项 目	确定组合的依据
组合1 关联方组合	本组合为合并范围内公司之间的其他往来款项。
组合2 账龄分析组合	本组合为除组合1以外的其他应收款项。

15、合同资产

本集团将客户尚未支付合同对价，但本集团已经依据合同履行了履约义务，且不属于无条件（即仅取决于时间流逝）向客户收款的权利，在资产负债表中列示为合同资产。同一合同下的合同资产和合同负债以净额列示，不同合同下的合同资产和合同负债不予抵销。

对于不含重大融资成分的应收账款和合同资产，本集团按照相当于整个存续期内的预期信用损失金额计量损失准备。

对于包含重大融资成分的应收账款、合同资产和租赁应收款，本集团选择始终按照相当于存续期内预期信用损失的金额计量损失准备。

除了单项评估信用风险的应收账款外，基于其信用风险特征，将其划分为不同组合：

项 目	确定组合的依据
应收账款及合同资产：
组合1 关联方组合	本组合为合并范围内公司之间的应收款项。
组合2 账龄分析组合	本组合为除组合1以外的应收款项。

16、存货

? 存货的分类

存货主要包括原材料、低值易耗品等，摊销期限不超过一年或一个营业周期的合同履约成本也列报为存货。

? 存货取得和发出的计价方法

存货在取得时按实际成本计价，存货成本包括采购成本、加工成本和其他成本。领用和发出时按加权平均法计价。

? 存货可变现净值的确认和跌价准备的计提方法

可变现净值是指在日常活动中，存货的估计售价减去至完工时估计将要发生的成本、估计的销售费用以及相关税费后的金额。在确定存货的可变现净值时，以取得的确凿证据为基础，同时考虑持有存货的目的以及资产负债表日后事项的影响。在资产负债表日，存货按照成本与可变现净值孰低计量。当其可变现净值低于成本时，提取存货跌价准备。存货跌价准备通常按单个存货项目的成本高于其可变现净值的差额提取。

计提存货跌价准备后，如果以前减记存货价值的影响因素已经消失，导致存货的可变现净值高于其账面价值的，在原已计提的存货跌价准备金额内予以转回，转回的金额计入当期损益。

? 存货的盘存制度为永续盘存制。

? 低值易耗品和包装物的摊销方法

低值易耗品于领用时按一次摊销法摊销；包装物于领用时按一次摊销法摊销。

17、持有待售资产

（1）持有待售

本集团若主要通过出售（包括具有商业实质的非货币性资产交换，下同）而非持续使用一项非流动资产或处置组收回其账面价值的，则将其划分为持有待售类别。具体标准为同时满足以下条件：某项非流动资产或处置组根据类似交易中出售此类资产或处置组的惯例，在当前状况下即可立即出售；本集团已经就出售计划作出决议且获得确定的购买承诺；预计出售将在一年内完成。其中，处置组是指在一项交易中作为整体通过出售或其他方式一并处置的一组资产，以及在该交易中转让的与这些资产直接相关的负债。处置组所属的资产组或资产组组合按照《企业会计准则第8号——资产减值》分摊了企业合并中取得的商誉的，该处置组应当包含分摊至处置组的商誉。

本集团初始计量或在资产负债表日重新计量划分为持有待售的非流动资产和处置组时，其账面价值高于公允价值减去出售费用后的净额的，将账面价值减记至公允价值减去出售费用后的净额，减记的金额确认为资产减值损失，计入当期损益，同时计提持有待售资产减值准备。对于处置组，所确认的资产减值损失先抵减处置组中商誉的账面价值，再按比例抵减该处置组内适用《企业会计准则第42号——持有待售的非流动资产、处置组和终止经营》（以下简称“持有待售准则”）的计量规定的各项非流动资产的账面价值。后续资产负债表日持有待售的处置组公允价值减去出售费用后的净额增加的，以前减记的金额应当予以恢复，并在划分为持有待售类别后适用持有待售准则计量规定的非流动资产确认的资产减值损失金额内转回，转回金额计入当期损益，并根据处置组中除商誉外适用持有待售准则计量规定的各项非流

动资产账面价值所占比重按比例增加其账面价值；已抵减的商誉账面价值，以及适用持有待售准则计量规定的非流动资产在划分为持有待售类别前确认的资产减值损失不得转回。持有待售的非流动资产或处置组中的非流动资产不计提折旧或摊销，持有待售的处置组中负债的利息和其他费用继续予以确认。非流动资产或处置组不再满足持有待售类别的划分条件时，本集团不再将其继续划分为持有待售类别或将非流动资产从持有待售的处置组中移除，并按照以下两者孰低计量：（1）划分为持有待售类别前的账面价值，按照假定不划分为持有待售类别情况下本应确认的折旧、摊销或减值等进行调整后的金额；（2）可收回金额。

（2）终止经营

终止经营，是指满足下列条件之一的、能够单独区分且已被本集团处置或划分为持有待售类别的组成部分：①该组成部分代表一项独立的主要业务或一个单独的主要经营地区；②该组成部分是拟对一项独立的主要业务或一个单独的主要经营地区进行处置的一项相关联计划的一部分；③该组成部分是专为了转售而取得的子公司。

本集团在利润表中单独列报终止经营损益，终止经营的减值损失和转回金额等经营损益及处置损益均作为终止经营损益列报。

18、长期股权投资

本部分所指的长期股权投资是指本集团对被投资单位具有控制、共同控制或重大影响的长期股权投资。本集团对被投资单位不具有控制、共同控制或重大影响的长期股权投资，作为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产核算，其中如果属于非交易性的，本集团在初始确认时可选择将其指定为以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产核算，其会计政策详见附注五、11“金融工具”。

共同控制，是指本集团按照相关约定对某项安排所共有的控制，并且该安排的相关活动必须经过分享控制权的参与方一致同意后才能决策。重大影响，是指本集团对被投资单位的财务和经营政策有参与决策的权力，但并不能够控制或者与其他方一起共同控制这些政策的制定。

? 投资成本的确定

对于同一控制下的企业合并取得的长期股权投资，在合并日按照被合并方所有者权益在最终控制方合并财务报表中的账面价值的份额作为长期股权投资的初始投资成本。长期股权投资初始投资成本与支付的现金、转让的非现金资产以及所承担债务账面价值之间的差额，调整资本公积；资本公积不足冲减的，调整留存收益。以发行权益性证券作为合并对价的，在合并日按照被合并方所有者权益在最终控制方合并财务报表中的账面价值的份额作为长期股权投资的初始投资成本，按照发行股份的面值总额作为股本，长期股权投资初始投资成本与所发行股份面值总额之间的差额，调整资本公积；资本公积不足冲减的，调整留存收益。通过多次交易分步取得同一控制下被合并方的股权，最终形成同一控制下企业合并的，应分别是否属于“一揽子交易”进行处理：属于“一揽子交易”的，将各项交易作为一项取得控制权的交易进行会计处理。不属于“一揽子交易”的，在合并日按照应享有被合并方所有者权益在最终控制方合并财务报表中的账面价值的份额作为长期股权投资的初始投资成本，长期股权投资初始投资成本与达到合并前的长期股权投资账面价值加上合并日进一步取得股份新支付对价的账面价值之和的差额，调整资本公积；资本公积不足冲减的，调整留存收益。合并日之前持有的股权投资因采用权益法核算或作为以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产而确认的其他综合收益，暂不进行会计处理。

对于非同一控制下的企业合并取得的长期股权投资，在购买日按照合并成本作为长期股权投资的初始投资成本，合并成本包括购买方付出的资产、发生或承担的负债、发行的权益性证券的公允价值之和。通过多次交易分步取得被购买方的股权，最终形成非同一控制下的企业合并的，应分别是否属于“一揽子交易”进行处理：属于“一揽子交易”的，将各项交易作为一项取得控制权的交易进行会计处理。不属于“一揽子交易”的，按照原持有被购买方的股权投资账面价值加上新增投资成本之和，作为改按成本法核算的长期股权投资的初始投资成本。原持有的股权采用权益法核算的，相关其他综合收益暂不进行会计处理。

合并方或购买方为企业合并发生的审计、法律服务、评估咨询等中介费用以及其他相关管理费用，于发生时计入当期损益。

除企业合并形成的长期股权投资外的其他股权投资，按成本进行初始计量，该成本视长期股权投资取得方式的不同，分别按照本集团实际支付的现金购买价款、本集团发行的权益性证券的公允价值、投资合同或协议约定的价值、非货币性资产交换交易中换出资产的公允价值或原账面价值、该项长期股权投资自身的公允价值等方式确定。与取得长期股权投资直接相关的费用、税金及其他必要支出也计入投资成本。对于因追加投资能够对被投资单位实施重大影响或实施共同控制但不构成控制的，长期股权投资成本为按照《企业会计准则第22号——金融工具确认和计量》确定的原持有股权投资的公允价值加上新增投资成本之和。

? 后续计量及损益确认方法

对被投资单位具有共同控制（构成共同经营者除外）或重大影响的长期股权投资，采用权益法核算。此外，公司财务报表采用成本法核算能够对被投资单位实施控制的长期股权投资。

? 成本法核算的长期股权投资

采用成本法核算时，长期股权投资按初始投资成本计价，追加或收回投资调整长期股权投资的成本。除取得投资时实际支付的价款或者对价中包含的已宣告但尚未发放的现金股利或者利润外，当期投资收益按照享有被投资单位宣告发放的现金股利或利润确认。

? 权益法核算的长期股权投资

采用权益法核算时，长期股权投资的初始投资成本大于投资时应享有被投资单位可辨认净资产公允价值份额的，不调整长期股权投资的初始投资成本；初始投资成本小于投资时应享有被投资单位可辨认净资产公允价值份额的，其差额计入当期损益，同时调整长期股权投资的成本。

采用权益法核算时，按照应享有或应分担的被投资单位实现的净损益和其他综合收益的份额，分别确认投资收益和其他综合收益，同时调整长期股权投资的账面价值；按照被投资单位宣告分派的利润或现金股利计算应享有的部分，相应减少长期股权投资的账面价值；对于被投资单位除净损益、其他综合收益和利润分配以外所有者权益的其他变动，调整长期股权投资的账面价值并计入资本公积。在确认应享有被投资单位净损益的份额时，以取得投资时被投资单位各项可辨认资产等的公允价值为基础，对被投资单位的净利润进行调整后确认。被投资单位采用的会计政策及会计期间与本集团不一致的，按照本集团的会计政策及会计期间对被投资单位的财务报表进行调整，并据以确认投资收益和其他综合收益。对于本集团与联营企业及合营企业之间发生的交易，投出或出售的资产不构成业务的，未实现内部交易损益按照享有的比例计算归属于本集团的部分予以抵销，在此基础上确认投资损益。但本集团与被投资单位发生的未实现内部交易损失，属于所转让资产减值损失的，不予以抵销。本集团向合营企业或联营企业投出的资产构成业务的，投资方因此取得长期股权投资但未取得控制权的，以投出业务的公允价值作为新增长期股权投资的初始投资成本，初始投资成本与投出业务的账面价值之差，全额计入当期损益。本集团向合营企业或联营企业出售的资产构成业务的，取得的对价与业

务的账面价值之差，全额计入当期损益。本集团自联营企业及合营企业购入的资产构成业务的，按《企业会计准则第20号——企业合并》的规定进行会计处理，全额确认与交易相关的利得或损失。

在确认应分担被投资单位发生的净亏损时，以长期股权投资的账面价值和其他实质上构成对被投资单位净投资的长期权益减记至零为限。此外，如本集团对被投资单位负有承担额外损失的义务，则按预计承担的义务确认预计负债，计入当期投资损失。被投资单位以后期间实现净利润的，本集团在收益分享额弥补未确认的亏损分担额后，恢复确认收益分享额。? 收购少数股权在编制合并财务报表时，因购买少数股权新增的长期股权投资与按照新增持股比例计算应享有子公司自购买日（或合并日）开始持续计算的净资产份额之间的差额，调整资本公积，资本公积不足冲减的，调整留存收益。? 处置长期股权投资在合并财务报表中，母公司在不丧失控制权的情况下部分处置对子公司的长期股权投资，处置价款与处置长期股权投资相对应享有子公司净资产的差额计入股东权益；母公司部分处置对子公司的长期股权投资导致丧失对子公司控制权的，按本附注五、7、“合并财务报表编制的方法”（2）中所述的相关会计政策处理。其他情形下的长期股权投资处置，对于处置的股权，其账面价值与实际取得价款的差额，计入当期损益。采用权益法核算的长期股权投资，处置后的剩余股权仍采用权益法核算的，在处置时将原计入股东权益的其他综合收益部分按相应的比例采用与被投资单位直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理。因被投资方除净损益、其他综合收益和利润分配以外的其他所有者权益变动而确认的所有者权益，按比例结转入当期损益。

采用成本法核算的长期股权投资，处置后剩余股权仍采用成本法核算的，其在取得对被投资单位的控制之前因采用权益法核算或金融工具确认和计量准则核算而确认的其他综合收益，采用与被投资单位直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理，并按比例结转当期损益；因采用权益法核算而确认的被投资单位净资产中除净损益、其他综合收益和利润分配以外的其他所有者权益变动按比例结转当期损益。

本集团因处置部分股权投资丧失了对被投资单位的控制的，在编制个别财务报表时，处置后的剩余股权能够对被投资单位实施共同控制或施加重大影响的，改按权益法核算，并对该剩余股权视同自取得时即采用权益法核算进行调整；处置后的剩余股权不能对被投资单位实施共同控制或施加重大影响的，改按金融工具确认和计量准则的有关规定进行会计处理，其在丧失控制之日的公允价值与账面价值之间的差额计入当期损益。对于本集团取得对被投资单位的控制之前，因采用权益法核算或金融工具确认和计量准则核算而确认的其他综合收益，在丧失对被投资单位控制时采用与被投资单位直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理，因采用权益法核算而确认的被投资单位净资产中除净损益、其他综合收益和利润分配以外的其他所有者权益变动在丧失对被投资单位控制时结转入当期损益。其中，处置后的剩余股权采用权益法核算的，其他综合收益和其他所有者权益按比例结转；处置后的剩余股权改按金融工具确认和计量准则进行会计处理的，其他综合收益和其他所有者权益全部结转。

本集团因处置部分股权投资丧失了对被投资单位的共同控制或重大影响的，处置后的剩余股权改按金融工具确认和计量准则核算，其在丧失共同控制或重大影响之日的公允价值与账面价值之间的差额计入当期损益。原股权投资因采用权益法核算而确认的其他综合收益，在终止采用权益法核算时采用与被投资单位直接处置相关资产或负债相同的基础进行会计处理，因被投资方除净损益、其他综合收益和利润分配以外的其他所有者权益变动而确认的所有者权益，在终止采用权益法时全部转入当期投资收益。

本集团通过多次交易分步处置对子公司股权投资直至丧失控制权，如果上述交易属于一揽子交易的，将各项交易作为一项处置子公司股权投资并丧失控制权的交易进行会计处理，在丧失控制权之前每一次处置价款与所处置的股权对应的长期股权投资账面价值之间的差额，先确认为其他综合收益，到丧失控制权时再一并转入丧失控制权的当期损益。

19、投资性房地产

投资性房地产计量模式成本法计量折旧或摊销方法

投资性房地产是指为赚取租金或资本增值，或两者兼有而持有的房地产。包括已出租的土地使用权、持有并准备增值后转让的土地使用权、已出租的建筑物等。此外，对于本集团持有以备经营出租的空置建筑物，若董事会（或类似机构）作出书面决议，明确表示将其用于经营出租且持有意图短期内不再发生变化的，也作为投资性房地产列报。

投资性房地产按成本进行初始计量。与投资性房地产有关的后续支出，如果与该资产有关的经济利益很可能流入且其成本能可靠地计量，则计入投资性房地产成本。其他后续支出，在发生时计入当期损益。

本集团采用成本模式对投资性房地产进行后续计量，并按照与房屋建筑物或土地使用权一致的政策进行折旧或摊销。

投资性房地产的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注五、25“长期资产减值”。

自用房地产或存货转换为投资性房地产或投资性房地产转换为自用房地产时，按转换前的账面价值作为转换后的入账价值。

当投资性房地产被处置、或者永久退出使用且预计不能从其处置中取得经济利益时，终止确认该项投资性房地产。投资性房地产出售、转让、报废或毁损的处置收入扣除其账面价值和相关税费后计入当期损益。

20、固定资产

（1） 确认条件

固定资产是指为生产商品、提供劳务、出租或经营管理而持有的，使用寿命超过一个会计年度的有形资产。固定资产仅在与其有关的经济利益很可能流入本集团，且其成本能够可靠地计量时才予以确认。固定资产按成本并考虑预计弃置费用因素的影响进行初始计量。

（2） 折旧方法

类别	折旧方法	折旧年限	残值率	年折旧率
房屋及建筑物	年限平均法	20	5%	4.75%
机器设备	年限平均法	2-8	5%	47.50%-11.88%
运输设备	年限平均法	10	5%	9.50%
仪器仪表	年限平均法	6	5%	15.83%
办公设备	年限平均法	5	5%	19.00%
其他	年限平均法	4	5%	23.75%

预计净残值是指假定固定资产预计使用寿命已满并处于使用寿命终了时的预期状态，本集团目前从该项资产处置中获得的扣除预计处置费用后的金额。

? 固定资产的减值测试方法及减值准备计提方法

固定资产的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注五、25“长期资产减值”。

? 其他说明与固定资产有关的后续支出，如果与该固定资产有关的经济利益很可能流入且其成本能可靠地计量，则计入固定资产成本，并终止确认被替换部分的账面价值。除此以外的其他后续支出，在发生时计入当期损益。

当固定资产处于处置状态或预期通过使用或处置不能产生经济利益时，终止确认该固定资产。固定资产出售、转让、报废或毁损的处置收入扣除其账面价值和相关税费后的差额计入当期损益。本集团至少于年度终了对固定资产的使用寿命、预计净残值和折旧方法进行复核，如发生改变则作为会计估计变更处理。

21、在建工程

在建工程成本按实际工程支出确定，包括在建期间发生的各项工程支出、工程达到预定可使用状态前的资本化的借款费用以及其他相关费用等。在建工程在达到预定可使用状态后结转为固定资产。

在建工程的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注五、25“长期资产减值”。

22、借款费用

借款费用包括借款利息、折价或溢价的摊销、辅助费用以及因外币借款而发生的汇兑差额等。可直接归属于符合资本化条件的资产的购建或者生产的借款费用，在资产支出已经发生、借款费用已经发生、为使资产达到预定可使用或可销售状态所必要的购建或生产活动已经开始时，开始资本化；购建或者生产的符合资本化条件的资产达到预定可使用状态或者可销售状态时，停止资本化。其余借款费用在发生当期确认为费用。

专门借款当期实际发生的利息费用，减去尚未动用的借款资金存入银行取得的利息收入或进行暂时性投资取得的投资收益后的金额予以资本化；一般借款根据累计资产支出超过专门借款部分的资产支出加权平均数乘以所占用一般借款的资本化率，确定资本化金额。资本化率根据一般借款的加权平均利率计算确定。

资本化期间内，外币专门借款的汇兑差额全部予以资本化；外币一般借款的汇兑差额计入当期损益。

符合资本化条件的资产指需要经过相当长时间的购建或者生产活动才能达到预定可使用或可销售状态的固定资产、投资性房地产和存货等资产。

如果符合资本化条件的资产在购建或生产过程中发生非正常中断、并且中断时间连续超过3个月的，暂停借款费用的资本化，直至资产的购建或生产活动重新开始。

23、油气资产

油气资产是指持有的矿区权益和通过油气勘探与油气开发活动形成的油气井及相关设施。本集团采用成果法核算油气资产，本集团将油气资产的初始获取成本予以资本化，初始获取成本的减值基于勘探经验及管理者判断来确认，并作为勘探费用计入当期损益。当发现商业储量时，该成本会被转入已探明资产。矿区权益取得后发生的探矿权使用费、采

矿权使用费和租金等维持矿区权益的支出计入当期损益。资本化的油气资产包括成功探井的钻井及装备成本，所有开发成本，及建造增加采收率设施的成本，也包括为延长资产的开采期而发生的改造费用，以及相关的资本化的借款费用。不成功探井的成本及其他所有勘探的费用于发生时计入当期损益。

本集团在以下情况下将勘探井成本计入资产：勘探井发现充分储量以证明该勘探井可作为生产井完井；及本集团在评估这些勘探井储量及项目经济及操作可行性方面取得足够进展，不符合上述标准的勘探成本将计入费用。已发现潜在商业储量的勘探井需增加大量开发成本方能成功生产，且大量开发成本取决于进一步勘探结果，则该勘探井的成本予以资本化并定期评估有关资产之减值损失。本集团采用产量法对矿区权益计提折耗，对在产油气田以油田为单位按产量法进行摊销。产量法折耗率在采矿权许可证的期限内、根据油气储量在现有设施中的预计可生产储量决定。非为特定油气资产而建的公共设施按照直线法在预计使用年限内摊销。在开始商业生产前，有关重大开发成本不计算折旧，其相对应储量于计算折旧时剔除。

本集团承担的矿区、开发生产井废弃处置义务，满足《企业会计准则第13号——或有事项》中预计负债确认条件的，应当将该义务确认为预计负债，并相应增加井及相关设施的账面价值，在进入商业性生产之后每月按产量法对油气资产弃置费用对应的弃置资产计提折耗，计入当期生产费用。

由于事件的发生或环境的变化使资产账面价值可能无法回收时，需对油气资产进行减值测试。确定资产是否减值及减值金额的大小包含管理层的估计和判断，比如未来原油价格、生产情况等。减值准备的测试和计算是考虑目前的经济形势，基于与本公司的经营计划一致的假设而做出的。某些假设没有变化或发生对其有利的变化可能会使本公司免于对这些资产计提减值，对某些假设不利的变化可能导致本公司对资产计提减值。

24、无形资产

（1） 使用寿命及其确定依据、估计情况、摊销方法或复核程序

无形资产是指本集团拥有或者控制的没有实物形态的可辨认非货币性资产。

无形资产按成本进行初始计量。与无形资产有关的支出，如果相关的经济利益很可能流入本集团且其成本能可靠地计量，则计入无形资产成本。除此以外的其他项目的支出，在发生时计入当期损益。

取得的土地使用权通常作为无形资产核算。自行开发建造厂房等建筑物，相关的土地使用权支出和建筑物建造成本则分别作为无形资产和固定资产核算。如为外购的房屋及建筑物，则将有关价款在土地使用权和建筑物之间进行分配，难以合理分配的，全部作为固定资产处理。

使用寿命有限的无形资产自可供使用时起，对其原值减去预计净残值和已计提的减值准备累计金额在其预计使用寿命内采用直线法分期平均摊销。使用寿命不确定的无形资产不予摊销。

期末，对使用寿命有限的无形资产的使用寿命和摊销方法进行复核，如发生变更则作为会计估计变更处理。此外，还对使用寿命不确定的无形资产的使用寿命进行复核，如果有证据表明该无形资产为企业带来经济利益的期限是可预见的，则估计其使用寿命并按照使用寿命有限的无形资产的摊销政策进行摊销。

（2） 研发支出的归集范围及相关会计处理方法

本集团内部研究开发项目的支出分为研究阶段支出与开发阶段支出。研究阶段的支出，于发生时计入当期损益。

开发阶段的支出同时满足下列条件的，确认为无形资产，不能满足下述条件的开发阶段的支出计入当期损益：

①完成该无形资产以使其能够使用或出售在技术上具有可行性；

②具有完成该无形资产并使用或出售的意图；

③无形资产产生经济利益的方式，包括能够证明运用该无形资产生产的产品存在市场或无形资产自身存在市场，无形资产将在内部使用的，能够证明其有用性；

④有足够的技术、财务资源和其他资源支持，以完成该无形资产的开发，并有能力使用或出售该无形资产；

⑤归属于该无形资产开发阶段的支出能够可靠地计量。

无法区分研究阶段支出和开发阶段支出的，将发生的研发支出全部计入当期损益。

? 无形资产的减值测试方法及减值准备计提方法

无形资产的减值测试方法和减值准备计提方法详见附注五、25“长期资产减值”。

25、长期资产减值

对于固定资产、在建工程、使用权资产、使用寿命有限的无形资产、以成本模式计量的投资性房地产及对子公司、合营企业、联营企业的长期股权投资等非流动非金融资产，本集团于资产负债表日判断是否存在减值迹象。如存在减值迹象的，则估计其可收回金额，进行减值测试。商誉、使用寿命不确定的无形资产和尚未达到可使用状态的无形资产，无论是否存在减值迹象，每年均进行减值测试。

减值测试结果表明资产的可收回金额低于其账面价值的，按其差额计提减值准备并计入减值损失。可收回金额为资产的公允价值减去处置费用后的净额与资产预计未来现金流量的现值两者之间的较高者。资产的公允价值根据公平交易中销售协议价格确定；不存在销售协议但存在资产活跃市场的，公允价值按照该资产的买方出价确定；不存在销售协议和资产活跃市场的，则以可获取的最佳信息为基础估计资产的公允价值。处置费用包括与资产处置有关的法律费用、相关税费、搬运费以及为使资产达到可销售状态所发生的直接费用。资产预计未来现金流量的现值，按照资产在持续使用过程中和最终处置时所产生的预计未来现金流量，选择恰当的折现率对其进行折现后的金额加以确定。资产减值准备按单项资产为基础计算并确认，如果难以对单项资产的可收回金额进行估计的，以该资产所属的资产组确定资产组的可收回金额。资产组是能够独立产生现金流入的最小资产组合。

在财务报表中单独列示的商誉，在进行减值测试时，将商誉的账面价值分摊至预期从企业合并的协同效应中受益的资产组或资产组组合。测试结果表明包含分摊的商誉的资产组或资产组组合的可收回金额低于其账面价值的，确认相应的减值损失。减值损失金额先抵减分摊至该资产组或资产组组合的商誉的账面价值，再根据资产组或资产组组合中除商誉以外的其他各项资产的账面价值所占比重，按比例抵减其他各项资产的账面价值。

上述资产减值损失一经确认，以后期间不予转回价值得以恢复的部分。

26、长期待摊费用

长期待摊费用为已经发生但应由报告期和以后各期负担的分摊期限在一年以上的各项费用。长期待摊费用在预计受益期间按直线法摊销。

27、合同负债

合同负债，是指本集团已收或应收客户对价而应向客户转让商品的义务。如果在本集团向客户转让商品之前，客户已经支付了合同对价或本集团已经取得了无条件收款权，本集团在客户实际支付款项和到期应支付款项孰早时点，将该已收或应收款项列示为合同负债。同一合同下的合同资产和合同负债以净额列示，不同合同下的合同资产和合同负债不予抵销。

28、职工薪酬

（1） 短期薪酬的会计处理方法

短期薪酬主要包括工资、奖金、津贴和补贴、职工福利费、医疗保险费、生育保险费、工伤保险费、住房公积金、工会经费和职工教育经费、非货币性福利等。本集团在职工为本集团提供服务的会计期间将实际发生的短期职工薪酬确认为负债，并计入当期损益或相关资产成本。其中非货币性福利按公允价值计量。

（2） 离职后福利的会计处理方法

离职后福利主要包括基本养老保险、失业保险等。离职后福利计划包括设定提存计划。采用设定提存计划的，相应的应缴存金额于发生时计入相关资产成本或当期损益。

（3） 辞退福利的会计处理方法

在职工劳动合同到期之前解除与职工的劳动关系，或为鼓励职工自愿接受裁减而提出给予补偿的建议，在本集团不能单方面撤回因解除劳动关系计划或裁减建议所提供的辞退福利时，和本集团确认与涉及支付辞退福利的重组相关的成本两者孰早日，确认辞退福利产生的职工薪酬负债，并计入当期损益。但辞退福利预期在年度报告期结束后十二个月不能完全支付的，按照其他长期职工薪酬处理。 职工内部退休计划采用与上述辞退福利相同的原则处理。本集团将自职工停止提供服务日至正常退休日的期间拟支付的内退人员工资和缴纳的社会保险费等，在符合预计负债确认条件时，计入当期损益（辞退福利）。

（4） 其他长期职工福利的会计处理方法

本集团向职工提供的其他长期职工福利，符合设定提存计划的，按照设定提存计划进行会计处理，除此之外按照设定受益计划进行会计处理。

29、预计负债

当与或有事项相关的义务同时符合以下条件，确认为预计负债：（1）该义务是本集团承担的现时义务；（2）履行该义务很可能导致经济利益流出；（3）该义务的金额能够可靠地计量。

在资产负债表日，考虑与或有事项有关的风险、不确定性和货币时间价值等因素，按照履行相关现时义务所需支出的最佳估计数对预计负债进行计量。

如果清偿预计负债所需支出全部或部分预期由第三方补偿的，补偿金额在基本确定能够收到时，作为资产单独确认，且确认的补偿金额不超过预计负债的账面价值。

根据国家有关规定，本集团因开采油气资源可能影响环境，应承担复垦、弃置及环境清理等各项义务。因开采油气资源而形成的复垦、弃置及环境清理等现时义务，当履行该义务很可能导致经济利益的流出，且其金额能够可靠计量时，确认为预计负债-弃置费用。

预计负债-弃置费用按照履行相关现时义务所需支出的最佳估计数进行初始计量，计入相关资产及预计负债，并综合考虑与或有事项相关的风险、不确定性和货币时间价值等因素。

货币时间价值影响较大的，通过对相关未来现金流出进行折现后确定最佳估计数；因随着时间推移所进行的折现还原而导致的预计负债-弃置费用账面价值的增加金额，确认为利息费用。资产在矿井受益期按照产量法进行折旧。

本集团在该项估计发生变化时对该项预计负债-弃置费用的账面价值按会计估计变更的原则进行适当调整。

30、收入按照业务类型披露收入确认和计量所采用的会计政策

收入，是本集团在日常活动中形成的、会导致股东权益增加的、与股东投入资本无关的经济利益的总流入。本集团与客户之间的合同同时满足下列条件时，在客户取得相关商品（含劳务，下同）控制权时确认收入：合同各方已批准该合同并承诺将履行各自义务；合同明确了合同各方与所转让商品或提供劳务相关的权利和义务；合同有明确的与所转让商品相关的支付条款；合同具有商业实质，即履行该合同将改变本集团未来现金流量的风险、时间分布或金额；本集团因向客户转让商品而有权取得的对价很可能收回。其中，取得相关商品控制权，是指能够主导该商品的使用并从中获得几乎全部的经济利益。

在合同开始日，本集团识别合同中存在的各单项履约义务，并将交易价格按照各单项履约义务所承诺商品的单独售价的相对比例分摊至各单项履约义务。在确定交易价格时考虑了可变对价、合同中存在的重大融资成分、非现金对价、应付客户对价等因素的影响。

对于合同中的每个单项履约义务，如果满足下列条件之一的，本集团在相关履约时段内按照履约进度将分摊至该单项履约义务的交易价格确认为收入：客户在本集团履约的同时即取得并消耗本集团履约所带来的经济利益；客户能够控制本集团履约过程中在建的商品；本集团履约过程中所产出的商品具有不可替代用途，且本集团在整个合同期间内有权就累计至今已完成的履约部分收取款项。履约进度根据所转让商品的性质采用投入法或产出法确定，当履约进度不能合理确定时，本集团已经发生的成本预计能够得到补偿的，按照已经发生的成本金额确认收入，直到履约进度能够合理确定为止。

如果不满足上述条件之一，则本集团在客户取得相关商品控制权的时点按照分摊至该单项履约义务的交易价格确认收入。在判断客户是否已取得商品控制权时，本集团考虑下列迹象：企业就该商品享有现时收款权利，即客户就该商品负有现时付款义务；企业已将该商品的法定所有权转移给客户，即客户已拥有该商品的法定所有权；企业已将该商品实物转移给客户，即客户已实物占有该商品；企业已将该商品所有权上的主要风险和报酬转移给客户，即客户已取得该商品所有权上的主要风险和报酬；客户已接受该商品；其他表明客户已取得商品控制权的迹象。

本公司的收入确认具体政策如下：

（1）油气开采：具体指油汽区块开发生产的原油销售业务，按照合同约定，原油通过交付点，公司完成交付义务，原油毁损、灭失的风险和所有权转移至客户，即客户取得控制权作为收入确认时点，根据双方认可的交接计量凭证，开具原油结算单作为收入确认依据。

（2）石油勘探技术服务：公司按照合同约定提供技术服务成果，相关结果经客户验收通过作为收入确认时点，公司取得经客户确认的验收单据作为收入确认依据。同类业务采用不同经营模式涉及不同收入确认方式及计量方法的情况

31、合同成本

本集团为取得合同发生的增量成本预期能够收回的，作为合同取得成本确认为一项资产。

为履行合同发生的成本不属于《企业会计准则第14号——收入（2017年修订）》之外的其他企业会计准则规范范围且同时满足下列条件的，作为合同履约成本确认为一项资产：①该成本与一份当前或预期取得的合同直接相关，包括直接人工、直接材料、制造费用（或类似费用）、明确由客户承担的成本以及仅因该合同而发生的其他成本；②该成本增加了本集团未来用于履行履约义务的资源；③该成本预期能够收回。与合同成本有关的资产采用与该资产相关的商品收入确认相同的基础进行摊销，计入当期损益。

当与合同成本有关的资产的账面价值高于下列两项的差额时，对超出部分计提减值准备并确认资产减值损失：（一）因转让与该资产相关的商品预期能够取得的剩余对价；（二）为转让该相关商品估计将要发生的成本。当以前期间减值的因素之后发生变化，使得前款（一）减（二）的差额高于该资产账面价值时，转回原已计提的资产减值准备，计入当期损益，但转回后的资产账面价值不应超过假定不计提减值准备情况下该资产在转回日的账面价值。

32、政府补助

政府补助是指本集团从政府无偿取得货币性资产和非货币性资产，不包括政府以投资者身份并享有相应所有者权益而投入的资本。政府补助分为与资产相关的政府补助和与收益相关的政府补助。本集团将所取得的用于购建或以其他方式形成长期资产的政府补助界定为与资产相关的政府补助；其余政府补助界定为与收益相关的政府补助。若政府文件未明确规定补助对象，则采用以下方式将补助款划分为与收益相关的政府补助和与资产相关的政府补助：（1）政府文件明确了补助所针对的特定项目的，根据该特定项目的预算中将形成资产的支出金额和计入费用的支出金额的相对比例进行划分，对该划分比例需在每个资产负债表日进行复核，必要时进行变更；（2）政府文件中对用途仅作一般性表述，没有指明特定项目的，作为与收益相关的政府补助。政府补助为货币性资产的，按照收到或应收的金额计量。政府补助为非货币性资产的，按照公允价值计量；公允价值不能够可靠取得的，按照名义金额计量。按照名义金额计量的政府补助，直接计入当期损益。

本集团对于政府补助通常在实际收到时，按照实收金额予以确认和计量。但对于期末有确凿证据表明能够符合财政扶持政策规定的相关条件预计能够收到财政扶持资金，按照应收的金额计量。按照应收金额计量的政府补助应同时符合以下条件：（1）应收补助款的金额已经过有权政府部门发文确认，或者可根据正式发布的财政资金管理办法的有关规定自行合理测算，且预计其金额不存在重大不确定性；（2）所依据的是当地财政部门正式发布并按照《政府信息公开条例》的规定予以主动公开的财政扶持项目及其财政资金管理办法，且该管理办法应当是普惠性的（任何符合规定条件的企业均可申请），而不是专门针对特定企业制定的；（3）相关的补助款批文中已明确承诺了拨付期限，且该款项的拨付是有相应财政预算作为保障的，因而可以合理保证其可在规定期限内收到；（4）根据本集团和该补助事项的具体情况，应满足的其他相关条件（如有）。

与资产相关的政府补助，确认为递延收益，并在相关资产的使用寿命内按照合理、系统的方法分期计入当期损益。与收益相关的政府补助，用于补偿以后期间的相关成本费用或损失的，确认为递延收益，并在确认相关成本费用或损失的期间计入当期损益；用于补偿已经发生的相关成本费用或损失的，直接计入当期损益。

同时包含与资产相关部分和与收益相关部分的政府补助，区分不同部分分别进行会计处理；难以区分的，将其整体归类为与收益相关的政府补助。与本集团日常活动相关的政府补助，按照经济业务的实质，计入其他收益或冲减相关成本费用；与日常活动无关的政府补助，计入营业外收支。已确认的政府补助需要退回时，存在相关递延收益余额的，冲减相关递延收益账面余额，超出部分计入当期损益；属于其他情况的，直接计入当期损益。

33、递延所得税资产/递延所得税负债

? 当期所得税

资产负债表日，对于当期和以前期间形成的当期所得税负债（或资产），以按照税法规定计算的预期应交纳（或返还）的所得税金额计量。计算当期所得税费用所依据的应纳税所得额系根据有关税法规定对本报告期税前会计利润作相应调整后计算得出。

? 递延所得税资产及递延所得税负债

某些资产、负债项目的账面价值与其计税基础之间的差额，以及未作为资产和负债确认但按照税法规定可以确定其计税基础的项目的账面价值与计税基础之间的差额产生的暂时性差异，采用资产负债表债务法确认递延所得税资产及递延所得税负债。

与商誉的初始确认有关，以及与既不是企业合并、发生时也不影响会计利润和应纳税所得额（或可抵扣亏损）的交易中产生的资产或负债的初始确认有关的应纳税暂时性差异，不予确认有关的递延所得税负债（初始确认的资产和负债导致产生等额应纳税暂时性差异和可抵扣暂时性差异的单项交易除外）。此外，对与子公司、联营企业及合营企业投资相关的应纳税暂时性差异，如果本集团能够控制暂时性差异转回的时间，而且该暂时性差异在可预见的未来很可能不会转回，也不予确认有关的递延所得税负债。除上述例外情况，本集团确认其他所有应纳税暂时性差异产生的递延所得税负债。

与既不是企业合并、发生时也不影响会计利润和应纳税所得额（或可抵扣亏损）的交易中产生的资产或负债的初始确认有关的可抵扣暂时性差异，不予确认有关的递延所得税资产（初始确认的资产和负债导致产生等额应纳税暂时性差异和可抵扣暂时性差异的单项交易除外）。此外，对与子公司、联营企业及合营企业投资相关的可抵扣暂时性差异，如果暂时性差异在可预见的未来不是很可能转回，或者未来不是很可能获得用来抵扣可抵扣暂时性差异的应纳税所得额，不予确认有关的递延所得税资产。除上述例外情况，本集团以很可能取得用来抵扣可抵扣暂时性差异的应纳税所得额为限，确认其他可抵扣暂时性差异产生的递延所得税资产。

对于能够结转以后年度的可抵扣亏损和税款抵减，以很可能获得用来抵扣可抵扣亏损和税款抵减的未来应纳税所得额为限，确认相应的递延所得税资产。

资产负债表日，对于递延所得税资产和递延所得税负债，根据税法规定，按照预期收回相关资产或清偿相关负债期间的适用税率计量。

于资产负债表日，对递延所得税资产的账面价值进行复核，如果未来很可能无法获得足够的应纳税所得额用以抵扣递延所得税资产的利益，则减记递延所得税资产的账面价值。在很可能获得足够的应纳税所得额时，减记的金额予以转回。

? 所得税费用所得税费用包括当期所得税和递延所得税。除确认为其他综合收益或直接计入股东权益的交易和事项相关的当期所得税和递延所得税计入其他综合收益或股东权益，以及企业合并产生的递延所得税调整商誉的账面价值外，其余当期所得税和递延所得税费用或收益计入当期损益。? 所得税的抵销

当拥有以净额结算的法定权利，且意图以净额结算或取得资产、清偿负债同时进行时，本集团当期所得税资产及当期所得税负债以抵销后的净额列报。当拥有以净额结算当期所得税资产及当期所得税负债的法定权利，且递延所得税资产及递延所得税负债是与同一税收征管部门对同一纳税主体征收的所得税相关或者是对不同的纳税主体相关，但在未来每一具有重要性的递延所得税资产及负债转回的期间内，涉及的纳税主体意图以净额结算当期所得税资产和负债或是同时取得资产、清偿负债时，本集团递延所得税资产及递延所得税负债以抵销后的净额列报。

34、租赁

（1） 作为承租方租赁的会计处理方法

本集团租赁资产的类别主要为房屋建筑物。

? 初始计量

在租赁期开始日，本集团将可在租赁期内使用租赁资产的权利确认为使用权资产，将尚未支付的租赁付款额的现值确认为租赁负债，短期租赁和低价值资产租赁除外。在计算租赁付款额的现值时，本集团采用租赁内含利率作为折现率；无法确定租赁内含利率的，采用承租人增量借款利率作为折现率。

? 后续计量

本集团参照《企业会计准则第4号——固定资产》有关折旧规定对使用权资产计提折旧（详见本附注五、20“固定资产”），能够合理确定租赁期届满时取得租赁资产所有权的，本集团在租赁资产剩余使用寿命内计提折旧。无法合理确定租赁期届满时能够取得租赁资产所有权的，本集团在租赁期与租赁资产剩余使用寿命两者孰短的期间内计提折旧。

对于租赁负债，本集团按照固定的周期性利率计算其在租赁期内各期间的利息费用，计入当期损益或计入相关资产成本。未纳入租赁负债计量的可变租赁付款额在实际发生时计入当期损益或相关资产成本。

租赁期开始日后，当实质固定付款额发生变动、担保余值预计的应付金额发生变化、用于确定租赁付款额的指数或比率发生变动、购买选择权、续租选择权或终止选择权的评估结果或实际行权情况发生变化时，本集团按照变动后的租赁付款额的现值重新计量租赁负债，并相应调整使用权资产的账面价值。使用权资产账面价值已调减至零，但租赁负债仍需进一步调减的，本集团将剩余金额计入当期损益。

? 短期租赁和低价值资产租赁

对于短期租赁（在租赁开始日租赁期不超过12个月的租赁）和低价值资产租赁（单项租赁资产为全新资产时价值低于人民币40,000元或者5,000美元的租赁），本集团采取简化处理方法，不确认使用权资产和租赁负债，而在租赁期内各个期间按照直线法或其他系统合理的方法将租赁付款额计入相关资产成本或当期损益。

（2） 作为出租方租赁的会计处理方法

本集团在租赁开始日，基于交易的实质，将租赁分为融资租赁和经营租赁。融资租赁是指实质上转移了与租赁资产所有权有关的几乎全部风险和报酬的租赁。经营租赁是指除融资租赁以外的其他租赁。

? 经营租赁

本集团采用直线法将经营租赁的租赁收款额确认为租赁期内各期间的租金收入。与经营租赁有关的未计入租赁收款额的可变租赁付款额，于实际发生时计入当期损益。

? 融资租赁

于租赁期开始日，本集团确认应收融资租赁款，并终止确认融资租赁资产。应收融资租赁款以租赁投资净额（未担保余值和租赁期开始日尚未收到的租赁收款额按照租赁内含利率折现的现值之和）进行初始计量，并按照固定的周期性利率计算确认租赁期内的利息收入。本集团取得的未纳入租赁投资净额计量的可变租赁付款额在实际发生时计入当期损益。

35、重要会计政策和会计估计变更

（1） 重要会计政策变更

□适用 ?不适用

（2） 重要会计估计变更

□适用 ?不适用

（3） 2024年起首次执行新会计准则调整首次执行当年年初财务报表相关项目情况

□适用 ?不适用

36、其他

重大会计判断和估计

本集团在运用会计政策过程中，由于经营活动内在的不确定性，需要对无法准确计量的报表项目的账面价值进行判断、估计和假设。这些判断、估计和假设是基于本集团管理层过去的历史经验，并在考虑其他相关因素的基础上做出的。这些判断、估计和假设会影响收入、费用、资产和负债的报告金额以及资产负债表日或有负债的披露。然而，这些估计的不确定性所导致的实际结果可能与本集团管理层当前的估计存在差异，进而造成对未来受影响的资产或负债的账面金额进行重大调整。

本集团对前述判断、估计和假设在持续经营的基础上进行定期复核，会计估计的变更仅影响变更当期的，其影响数在变更当期予以确认；既影响变更当期又影响未来期间的，其影响数在变更当期和未来期间予以确认。

于资产负债表日，本集团需对财务报表项目金额进行判断、估计和假设的重要领域如下：

? 收入确认

如本附注五、30、“收入”所述，本集团在收入确认方面涉及到如下重大的会计判断和估计：识别客户合同；估计因向客户转让商品而有权取得的对价的可收回性；识别合同中的履约义务；估计合同中存在的可变对价以及在相关不确定性消除时累计已确认收入极可能不会发生重大转回的金额；合同中是否存在重大融资成分；估计合同中单项履约义务的单独售价；确定履约义务是在某一时段内履行还是在某一时点履行；履约进度的确定，等等。本集团主要依靠过去的经验和工作作出判断，这些重大判断和估计变更都可能对变更当期或以后期间的营业收入、营业成本，以及期间损益产生影响，且可能构成重大影响。

? 租赁

①租赁的识别

本集团在识别一项合同是否为租赁或包含租赁时，需要评估是否存在一项已识别资产，且客户控制了该资产在一定期间内的使用权。在评估时，需要考虑资产的性质、实质性替换权、以及客户是否有权获得因在该期间使用该资产所产生的几乎全部经济利益，并能够主导该资产的使用。

②租赁的分类

本集团作为出租人时，将租赁分类为经营租赁和融资租赁。在进行分类时，管理层需要对是否已将与租出资产所有权有关的全部风险和报酬实质上转移给承租人作出分析和判断。

③租赁负债

本集团作为承租人时，租赁负债按照租赁期开始日尚未支付的租赁付款额的现值进行初始计量。在计量租赁付款额的现值时，本集团对使用的折现率以及存在续租选择权或终止选择权的租赁合同的租赁期进行估计。在评估租赁期时，本集团综合考虑与本集团行使选择权带来经济利益的所有相关事实和情况，包括自租赁期开始日至选择权行使日之间的事实和情况的预期变化等。不同的判断及估计可能会影响租赁负债和使用权资产的确认，并将影响后续期间的损益。

? 金融资产减值

本集团采用预期信用损失模型对金融工具的减值进行评估，应用预期信用损失模型需要做出重大判断和估计，需考虑所有合理且有依据的信息，包括前瞻性信息。在做出该等判断和估计时，本集团根据历史数据结合经济政策、宏观经济指标、行业风险、外部市场环境、技术环境、客户情况的变化等因素推断债务人信用风险的预期变动。

? 存货跌价准备

本集团根据存货会计政策，按照成本与可变现净值孰低计量，对成本高于可变现净值及陈旧和滞销的存货，计提存货跌价准备。存货减值至可变现净值是基于评估存货的可售性及其可变现净值。鉴定存货减值要求管理层在取得确凿证据，并且考虑持有存货的目的、资产负债表日后事项的影响等因素的基础上作出判断和估计。实际的结果与原先估计的差异将在估计被改变的期间影响存货的账面价值及存货跌价准备的计提或转回。

? 金融工具公允价值

对不存在活跃交易市场的金融工具，本集团通过各种估值方法确定其公允价值。这些估值方法包括贴现现金流模型分析等。估值时本集团需对未来现金流量、信用风险、市场波动率和相关性等方面进行估计，并选择适当的折现率。这些相关假设具有不确定性，其变化会对金融工具的公允价值产生影响。权益工具投资或合同有公开报价的，本集团不将成本作为其公允价值的最佳估计。? 长期资产减值准备

本集团于资产负债表日对除金融资产之外的非流动资产判断是否存在可能发生减值的迹象。对使用寿命不确定的无形资产，除每年进行的减值测试外，当其存在减值迹象时，也进行减值测试。其他除金融资产之外的非流动资产，当存在迹象表明其账面金额不可收回时，进行减值测试。

当资产或资产组的账面价值高于可收回金额，即公允价值减去处置费用后的净额和预计未来现金流量的现值中的较高者，表明发生了减值。

公允价值减去处置费用后的净额，参考公平交易中类似资产的销售协议价格或可观察到的市场价格，减去可直接归属于该资产处置的增量成本确定。

在预计未来现金流量现值时，需要对该资产（或资产组）的产量、售价、相关经营成本以及计算现值时使用的折现率等作出重大判断。本集团在估计可收回金额时会采用所有能够获得的相关资料，包括根据合理和可支持的假设所作出有关产量、售价和相关经营成本的预测。

本集团至少每年测试商誉是否发生减值。这要求对分配了商誉的资产组或者资产组组合的未来现金流量的现值进行预计。对未来现金流量的现值进行预计时，本集团需要预计未来资产组或者资产组组合产生的现金流量，同时选择恰当的折现率确定未来现金流量的现值。

? 折旧和摊销

本集团对投资性房地产、固定资产和无形资产在考虑其残值后，在使用寿命内按直线法计提折旧和摊销。本集团定期复核使用寿命，以决定将计入每个报告期的折旧和摊销费用数额。使用寿命是本集团根据对同类资产的以往经验并结合预期的技术更新而确定的。如果以前的估计发生重大变化，则会在未来期间对折旧和摊销费用进行调整。

? 开发支出

确定资本化的金额时，本集团管理层需要作出有关资产的预计未来现金流量、适用的折现率以及预计受益期间的假设。

? 递延所得税资产

在很有可能有足够的应纳税利润来抵扣亏损的限度内，本集团就所有未利用的税务亏损确认递延所得税资产。这需要本集团管理层运用大量的判断来估计未来应纳税利润发生的时间和金额，结合纳税筹划策略，以决定应确认的递延所得税资产的金额。

? 所得税

本集团在正常的经营活动中，有部分交易其最终的税务处理和计算存在一定的不确定性。部分项目是否能够在税前列支需要税收主管机关的审批。如果这些税务事项的最终认定结果同最初估计的金额存在差异，则该差异将对其最终认定期间的当期所得税和递延所得税产生影响。? 预计负债本集团根据合约条款、现有知识及历史经验，对产品质量保证、预计合同亏损、延迟交货违约金等估计并计提相应准备。在该等或有事项已经形成一项现时义务，且履行该等现时义务很可能导致经济利益流出本集团的情况下，本集团对或有事项按履行相关现时义务所需支出的最佳估计数确认为预计负债。预计负债的确认和计量在很大程度上依赖于管理层的判断。在进行判断过程中本集团需评估该等或有事项相关的风险、不确定性及货币时间价值等因素。

六、税项

1、主要税种及税率

税种	计税依据	税率
增值税	应税收入	3%、5%、6%、9%、13%
城市维护建设税	实际缴纳的流转税	7%
企业所得税	按应纳税所得额	15%
增值税	原油销售收入按照5%的征收率计算销项税。	5%
教育费附加	实际缴纳的流转税	3%
地方教育费附加	实际缴纳的流转税	2%
资源税	按照原油销售额扣除原油增值税后 6%的税率计算征收资源税。	6%
企业所得税（美国）	按应纳税所得额的 21%计缴。	21%
企业所得税（香港）	对香港产生或得自香港的利润征收企业所得税，税率为 16.5%。	16.5%
企业所得税（蒙古）	年收入额在0-60亿图格里克范围内的，按10%课以所得税，年收入在60亿图格里克以上的，其超出部分按25%课以所得税。	10%、25%
石油特别收益金	按销售国产原油价格超过一定水平所获得的超额收入按比例征收，起征点为65 美元/桶，实行 5 级超额累进从价定率计征，征收比率从 20%至 40%。	20%至 40%
矿业权出让收益	按照矿业权人销售矿产品向购买方收取的全部收入确定，不包括增值税税款，陆域矿业权出让收益率为0.8%，海域矿业权出让收益率为0.6%。	0.8%、0.6%

存在不同企业所得税税率纳税主体的，披露情况说明

纳税主体名称	所得税税率
新疆潜能恒信油气技术有限责任公司	按应纳税所得额的20.00%计缴。
潜能恒信（天津）油气工程技术服务有限公司	按应纳税所得额的20.00%计缴。
北京赛诺舟科技有限公司	按应纳税所得额的20.00%计缴。
克拉玛依潜能恒信油气技术服务有限公司	按应纳税所得额的20.00%计缴。
智慧石油（克拉玛依）投资有限公司	按应纳税所得额的15.00%计缴。
克拉玛依龙鹏科盛智能科技有限公司	按应纳税所得额的20.00%计缴。

2、税收优惠

根据《中华人民共和国企业所得税法》，科技部、财政部、国家税务总局下发的《关于修订印发〈高新技术企业认定管理办法〉的通知》（国科发火〔2016〕32号）的规定，国家需要重点扶持的高新技术企业，减按15%的税率征收企业所得税。2023年12月20日，本公司通过复审重新申请取得北京市科学技术委员会、北京市财政局、国家税务总局北京市税务局联合下发的高新技术企业证书，编号：GR202311009619，有效期三年。

根据财政部、税务总局、国家发展改革委《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》（2020年第23号）自2021年1月1日至2030年12月31日，对设在西部地区以《西部地区鼓励类产业目录》中规定的产业项目为主营业务，且其当年度主营业务收入占企业收入总额60％以上的企业，可减按15％税率缴纳企业所得税。子公司智慧石油（克拉玛依）投资有限公司属于从事《西部地区鼓励类产业目录》中“石油、天然气的风险勘探、开发（限于合资、合作）”企业，且其当年度主营业务收入占收入总额60%以上，减按15%税率缴纳企业所得税。

2022年3月14日，财政部和税务总局联合发文《关于进一步实施小微企业所得税优惠政策的公告》（财政部 税务总局公告2022年第13号），对小型微利企业年应纳税所得额超过100万元但不超过300万元的部分，减按25%计入应纳税所得额，按20%的税率缴纳企业所得税，执行期限为2022年1月1日至2024年12月31日。子公司新疆潜能恒信油气技术有限责任公司、潜能恒信（天津）油气工程技术服务有限公司、北京赛诺舟科技有限公司、克拉玛依潜能恒信油气技术服务有限公司及克拉玛依龙鹏科盛智能科技有限公司符合《中华人民共和国企业所得税法》及其实施条例以及相关税收政策规定的小型微利企业。

根据财政部、税务总局发布《关于明确增值税小规模纳税人免征增值税政策的公告》（财政部 税务总局公告2023年第19号），对月销售额10万元以下（含本数）的增值税小规模纳税人免征增值税。子公司北京赛诺舟科技有限公司、克拉玛依潜能恒信油气技术服务有限公司为小规模纳税人，符合免征条件。

3、其他

七、合并财务报表项目注释

1、货币资金

单位：元

项目	期末余额	期初余额
库存现金	60,146.61	89,878.08
银行存款	481,245,238.83	287,033,833.00
其他货币资金	7,265.87	7,523.09
合计	481,312,651.31	287,131,234.17
其中：存放在境外的款项总额	18,354,130.66	10,430,675.91

其他说明

注：货币资金受限情况详见六、16、所有权或使用权受限制的资产。

2、应收票据

（1） 应收票据分类列示

单位：元

项目	期末余额	期初余额
银行承兑票据		200,000.00
合计		200,000.00

（2） 按坏账计提方法分类披露

单位：元

类别	期末余额					期初余额
	账面余额		坏账准备		账面价值	账面余额		坏账准备		账面价值
	金额	比例	金额	计提比例		金额	比例	金额	计提比例
其中：
按组合计提坏账准备的应收票据						200,000.00	100.00%			200,000.00
其中：
银行承兑汇票						200,000.00	100.00%			200,000.00
合计						200,000.00				200,000.00

按组合计提坏账准备类别名称：

单位：元

名称	期末余额
	账面余额	坏账准备	计提比例

确定该组合依据的说明：

如是按照预期信用损失一般模型计提应收票据坏账准备：

□适用 ?不适用

3、应收账款

（1） 按账龄披露

单位：元

账龄	期末账面余额	期初账面余额
1年以内（含1年）	40,887,614.33	76,521,622.87
1至2年		652,520.00
2至3年	261,200.00	888,784.80

3年以上	3,403,773.20	2,514,988.40
3至4年	888,784.80	1,700,000.00
4至5年	1,700,000.00	814,988.40
5年以上	814,988.40
合计	44,552,587.53	80,577,916.07

（2） 按坏账计提方法分类披露

单位：元

类别	期末余额					期初余额
	账面余额		坏账准备		账面价值	账面余额		坏账准备		账面价值
	金额	比例	金额	计提比例		金额	比例	金额	计提比例
其中：
按组合计提坏账准备的应收账款	44,552,587.53	100.00%	4,742,121.51	10.64%	39,810,466.02	80,577,916.07	100.00%	5,659,959.30	7.02%	74,917,956.77
其中：
账龄分析组合	44,552,587.53	100.00%	4,742,121.51	10.64%	39,810,466.02	80,577,916.07	100.00%	5,659,959.30	7.02%	74,917,956.77
合计	44,552,587.53		4,742,121.51		39,810,466.02	80,577,916.07		5,659,959.30		74,917,956.77

按组合计提坏账准备类别名称：账龄分析组合

单位：元

名称	期末余额
	账面余额	坏账准备	计提比例
1年以内	40,887,614.33	2,044,380.71	5.00%
2至3年	261,200.00	78,360.00	30.00%
3至4年	888,784.80	444,392.40	50.00%
4至5年	1,700,000.00	1,360,000.00	80.00%
5年以上	814,988.40	814,988.40	100.00%
合计	44,552,587.53	4,742,121.51

确定该组合依据的说明：

如是按照预期信用损失一般模型计提应收账款坏账准备：

□适用 ?不适用

（3） 本期计提、收回或转回的坏账准备情况

本期计提坏账准备情况：

单位：元

类别	期初余额	本期变动金额				期末余额
		计提	收回或转回	核销	其他
账龄分析组合	5,659,959.30	-917,837.79				4,742,121.51

合计

5,659,959.30

-917,837.79

4,742,121.51

其中本期坏账准备收回或转回金额重要的：

单位：元

单位名称

收回或转回金额

转回原因

收回方式

确定原坏账准备计提比例的依据及其合理性

（4） 按欠款方归集的期末余额前五名的应收账款和合同资产情况

单位：元

单位名称	应收账款期末余额	合同资产期末余额	应收账款和合同资产期末余额	占应收账款和合同资产期末余额合计数的比例	应收账款坏账准备和合同资产减值准备期末余额
第一名	41,123,350.29		41,123,350.29	92.30%	2,229,246.58
第二名	1,530,000.00		1,530,000.00	3.43%	1,290,000.00
第三名	939,260.00		939,260.00	2.11%	619,630.00
第四名	484,988.40		484,988.40	1.09%	484,988.40
第五名	261,200.00		261,200.00	0.59%	78,360.00
合计	44,338,798.69		44,338,798.69	99.52%	4,702,224.98

4、其他应收款

单位：元

项目	期末余额	期初余额
其他应收款	819,766.01	688,334.98
合计	819,766.01	688,334.98

（1） 其他应收款

1） 其他应收款按款项性质分类情况

单位：元

款项性质	期末账面余额	期初账面余额
暂垫款	12,429.45	34,377.58
备用金	415,678.63	220,351.28
押金	450,918.20	412,260.54
保证金	155,071.59	153,365.55
合计	1,034,097.87	820,354.95

2） 按账龄披露

单位：元

账龄	期末账面余额	期初账面余额
1年以内（含1年）	369,552.10	304,062.63
1至2年	237,623.05	385,370.75
2至3年	346,669.40	75,202.61

3年以上	80,253.32	55,718.96
3至4年	24,324.41
5年以上	55,928.91	55,718.96
合计	1,034,097.87	820,354.95

3） 按坏账计提方法分类披露?适用 □不适用

单位：元

类别	期末余额					期初余额
	账面余额		坏账准备		账面价值	账面余额		坏账准备		账面价值
	金额	比例	金额	计提比例		金额	比例	金额	计提比例
其中：
按组合计提坏账准备	1,034,097.87	100.00%	214,331.86	20.73%	819,766.01	820,354.95	100.00%	132,019.97	16.09%	688,334.98
其中：
账龄分析组合	1,034,097.87	100.00%	214,331.86	20.73%	819,766.01	820,354.95	100.00%	132,019.97	16.09%	688,334.98
合计	1,034,097.87	100.00%	214,331.86		819,766.01	820,354.95		132,019.97		688,334.98

按组合计提坏账准备类别名称：

单位：元

名称	期末余额
	账面余额	坏账准备	计提比例

确定该组合依据的说明：

按预期信用损失一般模型计提坏账准备：

单位：元

坏账准备	第一阶段	第二阶段	第三阶段	合计
	未来12个月预期信用损失	整个存续期预期信用损失(未发生信用减值)	整个存续期预期信用损失(已发生信用减值)
2024年1月1日余额	132,019.97			132,019.97
2024年1月1日余额在本期
本期计提	81,924.69			81,924.69
其他变动	-387.20			-387.20
2024年6月30日余额	214,331.86			214,331.86

各阶段划分依据和坏账准备计提比例损失准备本期变动金额重大的账面余额变动情况

□适用 ?不适用

4） 本期计提、收回或转回的坏账准备情况

本期计提坏账准备情况：

单位：元

类别	期初余额	本期变动金额				期末余额
		计提	收回或转回	转销或核销	其他
按账龄分析组合计提	132,019.97	81,924.69			-387.20	214,331.86
合计	132,019.97	81,924.69			-387.20	214,331.86

其中本期坏账准备转回或收回金额重要的：

单位：元

单位名称

收回或转回金额

转回原因

收回方式

确定原坏账准备计提比例的依据及其合理性

5） 按欠款方归集的期末余额前五名的其他应收款情况

单位：元

单位名称	款项的性质	期末余额	账龄	占其他应收款期末余额合计数的比例	坏账准备期末余额
第一名	押金	232,837.20	2-3年	22.52%	69,851.16
第二名	备用金	137,419.27	1年以内100,000.00元，1-2年32,000.00元，3-4年5,419.27元。	13.29%	10,909.64
第三名	保证金	100,000.00	1-2年	9.67%	10,000.00
第四名	备用金	62,954.00	2-3年年	6.09%	18,886.20
第五名	备用金	60,000.00	1年以内	5.80%	3,000.00
合计		593,210.47		57.37%	112,647.00

5、预付款项

（1） 预付款项按账龄列示

单位：元

账龄	期末余额		期初余额
	金额	比例	金额	比例
1年以内	9,189,275.53	91.09%	504,090.82	41.89%
1至2年	199,939.80	1.98%	30,000.00	2.49%
2至3年	30,000.00	0.30%	1,035.00	0.09%
3年以上	669,351.83	6.63%	668,316.83	55.53%
合计	10,088,567.16		1,203,442.65

账龄超过1年且金额重要的预付款项未及时结算原因的说明：

（2） 按预付对象归集的期末余额前五名的预付款情况

本集团按预付对象归集的年末余额前五名预付账款汇总金额为9,882,802.47元，占预付账款年末余额合计数的比例为

97.96%。

其他说明：

6、存货

公司是否需要遵守房地产行业的披露要求否

（1） 存货分类

单位：元

项目	期末余额			期初余额
	账面余额	存货跌价准备或合同履约成本减值准备	账面价值	账面余额	存货跌价准备或合同履约成本减值准备	账面价值
低值易耗品	11,621,347.54		11,621,347.54	6,169,444.12		6,169,444.12
合计	11,621,347.54		11,621,347.54	6,169,444.12		6,169,444.12

（2） 一年内到期的其他债权投资

□适用 ?不适用

7、其他流动资产

单位：元

项目	期末余额	期初余额
待取得抵扣凭证的进项税		202,667.58
预缴所得税	53,222.39	65,426.91
预缴公司税		576.60
垫付生产作业费用	35,840,000.00	119,124,800.00
预缴增值税及附加税		257,932.10
合计	35,893,222.39	119,651,403.19

其他说明：

2019年11月8日，智慧石油投资有限公司（以下简称“合同者”）与中国石油天然气集团有限公司（以下简称“集团公司”）签订了《中华人民共和国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产石油合同》（以下简称“石油合同”）。该石油合同约定：集团公司的生产作业费用由合同者垫付，并由合同者按石油合同规定集团公司应回收的生产作业费用中得到回收。截至2024年6月30日，为集团公司垫付生产作业费用人民币35,840,000.00元。

8、其他非流动金融资产

单位：元

项目	期末余额	期初余额
指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产-权益工具投资	628,784.17	624,893.31
合计	628,784.17	624,893.31

其他说明：

9、固定资产

单位：元

项目	期末余额	期初余额
固定资产	87,181,926.00	96,746,199.08
合计	87,181,926.00	96,746,199.08

（1） 固定资产情况

单位：元

项目	房屋及建筑物	机器设备	运输设备	仪器仪表	办公设备	其他	合计
一、账面原值：
1.期初余额	87,750,460.71	227,997,804.66	12,682,027.41	1,293,383.96	6,398,031.37	1,704,637.31	337,826,345.42
2.本期增加金额		65,913.19	52,648.73		221,109.64	13,978.82	353,650.38
（1）购置					214,778.70		214,778.70
（2）在建工程转入
（3）企业合并增加
（4）汇率变动		65,913.19	52,648.73		6,330.94	13,978.82	138,871.68
3.本期减少金额
（1）处置或报废
4.期末余额	87,750,460.71	228,063,717.85	12,734,676.14	1,293,383.96	6,619,141.01	1,718,616.13	338,179,995.80
二、累计折旧
1.期初余额	50,573,125.27	174,777,956.95	8,822,880.68	1,114,071.03	4,172,706.77	1,619,405.64	241,080,146.34
2.本期增加金额	2,084,073.54	7,234,974.84	259,242.92	36,671.94	289,680.33	13,279.89	9,917,923.46

（1）计提	2,084,073.54	7,215,691.61	252,007.18	36,671.94	278,955.47		9,867,399.74
（2）汇率变动		19,283.23	7,235.74		10,724.86	13,279.89	50,523.72
3.本期减少金额
（1）处置或报废
4.期末余额	52,657,198.81	182,012,931.79	9,082,123.60	1,150,742.97	4,462,387.10	1,632,685.53	250,998,069.80
三、减值准备
1.期初余额
2.本期增加金额
（1）计提
3.本期减少金额
（1）处置或报废
4.期末余额
四、账面价值
1.期末账面价值	35,093,261.90	46,050,786.06	3,652,552.54	142,640.99	2,156,753.91	85,930.60	87,181,926.00
2.期初账面价值	37,177,335.44	53,219,847.71	3,859,146.73	179,312.93	2,225,324.60	85,231.67	96,746,199.08

10、在建工程

单位：元

项目	期末余额	期初余额
在建工程	1,193,732,602.03	992,660,248.61
工程物资	4,844,576.34	3,481,790.99
合计	1,198,577,178.37	996,142,039.60

（1） 在建工程情况

单位：元

项目

期末余额

期初余额

	账面余额	减值准备	账面价值	账面余额	减值准备	账面价值
勘探开发工程	1,193,732,602.03		1,193,732,602.03	992,660,248.61		992,660,248.61
合计	1,193,732,602.03		1,193,732,602.03	992,660,248.61		992,660,248.61

（2） 重要在建工程项目本期变动情况

单位：元

项目名称	预算数	期初余额	本期增加金额	本期转入固定资产金额	本期其他减少金额	期末余额	工程累计投入占预算比例	工程进度	利息资本化累计金额	其中：本期利息资本化金额	本期利息资本化率	资金来源
0531区块		216,386,689.66	576,714.60			216,963,404.26
10-3区块		20,980,656.38	8,378,720.47			29,359,376.85
0917区块		298,843,293.64	131,412,255.47			430,255,549.11
2204区块		257,393,674.00			6,841,116.55	250,552,557.45
9195区块		85,455,865.55	154,736,083.20	69,010,820.33		171,181,128.42			1,669,783.80	94,577.78	0.68%
2205区块		113,600,069.38			18,179,483.44	95,420,585.94
合计		992,660,248.61	295,103,773.74	69,010,820.33	25,020,599.99	1,193,732,602.03			1,669,783.80	94,577.78	0.68%

（3） 在建工程的减值测试情况

□适用 ?不适用

（4） 工程物资

单位：元

项目	期末余额			期初余额
	账面余额	减值准备	账面价值	账面余额	减值准备	账面价值
材料	4,844,576.34		4,844,576.34	3,481,790.99		3,481,790.99
合计	4,844,576.34		4,844,576.34	3,481,790.99		3,481,790.99

其他说明：

11、油气资产

?适用 □不适用

（1） 油气资产情况

单位：元

项目	探明矿区权益	未探明矿区权益	井及相关设施		合计
一、账面原值
1.期初余额	191,707,236.00	14,393,071.24	590,066,296.27		796,166,603.51
2.本期增加金额		535,058.76	69,010,820.33		69,545,879.09
（1）外购		235,518.10			235,518.10
（2）自行建造			69,010,820.33		69,010,820.33
（3）汇率变动		299,540.66			299,540.66
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额	191,707,236.00	14,928,130.00	659,077,116.60		865,712,482.60
二、累计折旧
1.期初余额	68,362,496.69		66,208,741.94		134,571,238.63
2.本期增加金额	7,968,137.61		33,935,894.46		41,904,032.07
（1）计提	7,968,137.61		33,935,894.46		41,904,032.07
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额	76,330,634.30		100,144,636.40		176,475,270.70
三、减值准备
1.期初余额
2.本期增加金额
（1）计提
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额
四、账面价值
1.期末账面	115,376,601.70	14,928,130.00	558,932,480.20		689,237,211.90

价值
2.期初账面价值	123,344,739.31	14,393,071.24	523,857,554.33		661,595,364.88

12、使用权资产

（1） 使用权资产情况

单位：元

项目	房屋及建筑物	合计
一、账面原值
1.期初余额	6,709,731.39	6,709,731.39
2.本期增加金额
3.本期减少金额
4.期末余额	6,709,731.39	6,709,731.39
二、累计折旧
1.期初余额	4,340,541.66	4,340,541.66
2.本期增加金额	1,038,008.74	1,038,008.74
（1）计提	1,038,008.74	1,038,008.74
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额	5,378,550.40	5,378,550.40
三、减值准备
1.期初余额
2.本期增加金额
（1）计提
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额
四、账面价值
1.期末账面价值	1,331,180.99	1,331,180.99
2.期初账面价值	2,369,189.73	2,369,189.73

13、无形资产

（1） 无形资产情况

单位：元

项目	土地使用权	专利权	非专利技术	软件	合计
一、账面原值

1.期初余额			20,237,010.68	96,426,573.66	116,663,584.34
2.本期增加金额			1,432.15	14,397.99	15,830.14
（1）购置
（2）内部研发
（3）企业合并增加
（4）汇率变动			1,432.15	14,397.99	15,830.14
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额			20,238,442.83	96,440,971.65	116,679,414.48
二、累计摊销
1.期初余额			20,237,010.68	83,002,623.76	103,239,634.44
2.本期增加金额			1,432.15	837,209.64	838,641.79
（1）计提				822,811.65	822,811.65
（2）汇率变动			1,432.15	14,397.99	15,830.14
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额			20,238,442.83	83,839,833.40	104,078,276.23
三、减值准备
1.期初余额				9,900,000.00	9,900,000.00
2.本期增加金额
（1）计提
3.本期减少金额
（1）处置
4.期末余额				9,900,000.00	9,900,000.00
四、账面价值
1.期末账面价值				2,701,138.25	2,701,138.25
2.期初账面价值				3,523,949.90	3,523,949.90

本期末通过公司内部研发形成的无形资产占无形资产余额的比例

14、递延所得税资产/递延所得税负债

（1） 未经抵销的递延所得税资产

单位：元

项目	期末余额		期初余额
	可抵扣暂时性差异	递延所得税资产	可抵扣暂时性差异	递延所得税资产
资产减值准备	9,900,000.00	1,485,000.00	9,900,000.00	1,485,000.00
坏账准备	4,868,405.21	768,974.52	5,722,823.30	882,764.50
弃置费用折现	10,973,606.47	1,646,040.97	9,659,945.65	1,448,991.85
租赁负债	1,400,268.03	269,673.47	2,635,012.14	538,095.96
合计	27,142,279.71	4,169,688.96	27,917,781.09	4,354,852.31

（2） 未经抵销的递延所得税负债

单位：元

项目	期末余额		期初余额
	应纳税暂时性差异	递延所得税负债	应纳税暂时性差异	递延所得税负债
固定资产税前扣除导致的暂时性差异	34,287,567.79	5,143,135.17	39,909,059.97	5,922,312.91
油气资产折耗税会差异导致的暂时性差异	150,172,209.13	22,525,831.37	160,293,278.33	24,043,991.75
使用权资产	1,331,180.99	261,775.61	2,369,189.73	478,666.01
合计	185,790,957.91	27,930,742.15	202,571,528.03	30,444,970.67

（3） 以抵销后净额列示的递延所得税资产或负债

单位：元

项目	递延所得税资产和负债期末互抵金额	抵销后递延所得税资产或负债期末余额	递延所得税资产和负债期初互抵金额	抵销后递延所得税资产或负债期初余额
递延所得税资产		4,169,688.96		4,354,852.31
递延所得税负债		27,930,742.15		30,444,970.67

（4） 未确认递延所得税资产明细

单位：元

项目	期末余额	期初余额
可抵扣暂时性差异	89,784.96	69,155.97
可抵扣亏损	534,302,573.59	494,589,617.76
合计	534,392,358.55	494,658,773.73

（5） 未确认递延所得税资产的可抵扣亏损将于以下年度到期

单位：元

年份	期末金额	期初金额	备注
2024年度	6,445,062.29	6,445,062.29

2025年度	2,788,585.72	2,788,585.72
2026年度	146,243.02	146,243.02
2027年度	2,771,620.49	2,771,620.49
2028年度	718,861.04	718,861.04
2029年度	3,571,351.43
商业性生产次月起三年内	517,860,849.60	481,719,245.20
合计	534,302,573.59	494,589,617.76

其他说明

15、其他非流动资产

单位：元

项目	期末余额			期初余额
	账面余额	减值准备	账面价值	账面余额	减值准备	账面价值
预付钻井费用款				384,476.41		384,476.41
合计				384,476.41		384,476.41

其他说明：

16、所有权或使用权受到限制的资产

单位：元

项目	期末				期初
	账面余额	账面价值	受限类型	受限情况	账面余额	账面价值	受限类型	受限情况
货币资金	7,265.87	7,265.87	账户冻结	长期未使用账户冻结资金7,265.87元。	7,523.09	7,523.09	账户冻结	长期未使用账户冻结资金7,523.09元
合计	7,265.87	7,265.87			7,523.09	7,523.09

其他说明：

17、短期借款

（1） 短期借款分类

单位：元

项目	期末余额	期初余额
保证借款		23,707,616.85
信用借款	139,278,562.77	124,259,090.88
合计	139,278,562.77	147,966,707.73

短期借款分类的说明：

18、应付账款

（1） 应付账款列示

单位：元

项目	期末余额	期初余额
钻井费用	317,650,204.72	306,879,681.19
生产作业费	38,659,723.99	44,628,028.01
工程设备款	364,591.00	276,924.68
其他费用	6,960,703.35	5,899,732.38
合计	363,635,223.06	357,684,366.26

（2） 账龄超过1年或逾期的重要应付账款

单位：元

项目

期末余额

未偿还或结转的原因

其他说明：

本集团无账龄超过1年或逾期的重要应付账款。

19、其他应付款

单位：元

项目	期末余额	期初余额
其他应付款	6,370,714.19	7,467,040.86
合计	6,370,714.19	7,467,040.86

（1） 其他应付款

1） 按款项性质列示其他应付款

单位：元

项目	期末余额	期初余额
合作项目待筹款	5,621,250.83	7,075,241.31
员工代垫款	173,486.07	217,491.41
押金	390,600.00	22,800.00
其他	185,377.29	151,508.14
合计	6,370,714.19	7,467,040.86

20、合同负债

单位：元

项目	期末余额	期初余额
预收项目款	745,283.02	745,283.02
合计	745,283.02	745,283.02

账龄超过1年的重要合同负债

单位：元

项目

期末余额

未偿还或结转的原因

报告期内账面价值发生重大变动的金额和原因

单位：元

项目

变动金额

变动原因

21、应付职工薪酬

（1） 应付职工薪酬列示

单位：元

项目	期初余额	本期增加	本期减少	期末余额
一、短期薪酬	4,715,383.69	22,587,659.26	23,566,267.25	3,736,775.70
二、离职后福利-设定提存计划	107,787.93	685,512.67	664,670.34	128,630.26
合计	4,823,171.62	23,273,171.93	24,230,937.59	3,865,405.96

（2） 短期薪酬列示

单位：元

项目	期初余额	本期增加	本期减少	期末余额
1、工资、奖金、津贴和补贴	4,650,348.54	20,335,980.70	21,315,787.28	3,670,541.96
2、职工福利费		1,389,801.22	1,389,801.22
3、社会保险费	64,135.15	393,770.34	392,971.75	64,933.74
其中：医疗保险费	61,689.73	376,504.16	375,639.18	62,554.71
工伤保险费	2,445.42	17,266.18	17,332.57	2,379.03
4、住房公积金		459,187.00	458,707.00	480.00
5、工会经费和职工教育经费	900.00	8,920.00	9,000.00	820.00
合计	4,715,383.69	22,587,659.26	23,566,267.25	3,736,775.70

（3） 设定提存计划列示

单位：元

项目	期初余额	本期增加	本期减少	期末余额
1、基本养老保险	104,111.01	667,642.86	645,884.45	125,869.42
2、失业保险费	3,676.92	17,869.81	18,785.89	2,760.84
合计	107,787.93	685,512.67	664,670.34	128,630.26

其他说明：

本集团按规定参加由政府机构设立的养老保险、失业保险计划，根据该等计划，本集团分别按员工基本工资的16%、0.5%每月向该等计划缴存费用。除上述每月缴存费用外，本集团不再承担进一步支付义务。相应的支出于发生时计入当期损益或相关资产的成本。

22、应交税费

单位：元

项目	期末余额	期初余额
增值税	7,022,711.25	6,808,894.15

企业所得税	3,607,127.56	3,774,390.24
个人所得税	432,740.17	320,992.05
城市维护建设税	150,732.39	256,373.53
教育费附加	107,666.00	183,123.95
印花税	8,115.50	106,811.80
矿业权出让收益	15,199,115.17	13,019,946.19
资源税	1,363,090.71	1,869,650.85
环境保护税	56,457.66	56,194.61
石油特别收益金	6,477,090.63	7,140,068.90
水土保持补偿费	248,913.00	246,960.00
合计	34,673,760.04	33,783,406.27

其他说明

23、一年内到期的非流动负债

单位：元

项目	期末余额	期初余额
一年内到期的长期借款	199,400,000.00	196,454,394.44
一年内到期的租赁负债	1,312,732.64	1,792,591.96
合计	200,712,732.64	198,246,986.40

其他说明：

24、其他流动负债

单位：元

项目	期末余额	期初余额
待转销项税	44,716.98	44,716.98
合计	44,716.98	44,716.98

短期应付债券的增减变动：

单位：元

债券名称

面值

票面利率

发行日期

债券期限

发行金额

期初余额

本期发行

按面值计提利息

溢折价摊销

本期偿还

期末余额

是否违约

合计

其他说明：

25、长期借款

（1） 长期借款分类

单位：元

项目	期末余额	期初余额
质押借款	280,325,111.11	260,264,858.32
保证借款	182,172,796.28	157,877,499.07
减：一年内到期的长期借款（附注	-199,400,000.00	-196,454,394.44

六、27）
合计	263,097,907.39	221,687,962.95

长期借款分类的说明：

注：保证借款系智慧石油（克拉玛依）投资有限公司与中国建设银行股份有限公司克拉玛依石油分行的贷款，由潜能恒信能源技术股份有限公司提供连带保证责任。质押借款系智慧石油（克拉玛依）投资有限公司与昆仑分行股份有限公司克拉玛依分行的贷款，以九一九五区块的《原油购销合同》进行质押，并由潜能恒信能源技术股份有限公司提供连带保证责任。其他说明，包括利率区间：

26、租赁负债

单位：元

项目	期末余额	期初余额
房屋及建筑物	1,400,268.03	2,635,012.14
减：一年内到期的租赁负债（附注七、23）	-1,312,732.64	-1,792,591.96
合计	87,535.39	842,420.18

其他说明

注：本集团对租赁负债的流动性风险管理措施，以及年末租赁负债的到期期限分析参见本附注十一、3“流动性风险”。

27、预计负债

单位：元

项目	期末余额	期初余额	形成原因
弃置费用	57,111,273.22	57,432,357.60	九一九五区块资产弃置义务
合计	57,111,273.22	57,432,357.60

其他说明，包括重要预计负债的相关重要假设、估计说明：

注：准噶尔盆地九1-九5区块属于已开发油气区块，本集团对区块内油气资产存在弃置义务，应按照会计准则规定计提相关弃置费用。弃置费用现值计入油气资产，在油气资产的使用寿命内采用实际利率法确定各期间的利息费用。

28、递延收益

单位：元

项目	期初余额	本期增加	本期减少	期末余额	形成原因
政府补助	1,862,200.00			1,862,200.00	与资产相关
合计	1,862,200.00			1,862,200.00

其他说明：

29、其他非流动负债

单位：元

项目	期末余额	期初余额
0531区块收益权处置款	50,000,000.00	50,000,000.00
合作项目筹款	16,118,580.54	16,118,580.54
借款	301,891,666.71
合计	368,010,247.25	66,118,580.54

其他说明：

30、股本

单位：元

	期初余额	本次变动增减（+、-）					期末余额
		发行新股	送股	公积金转股	其他	小计
股份总数	320,000,000.00						320,000,000.00

其他说明：

31、资本公积

单位：元

项目	期初余额	本期增加	本期减少	期末余额
资本溢价（股本溢价）	549,508,133.84			549,508,133.84
合计	549,508,133.84			549,508,133.84

其他说明，包括本期增减变动情况、变动原因说明：

32、其他综合收益

单位：元

项目	期初余额	本期发生额						期末余额
		本期所得税前发生额	减：前期计入其他综合收益当期转入损益	减：前期计入其他综合收益当期转入留存收益	减：所得税费用	税后归属于母公司	税后归属于少数股东
二、将重分类进损益的其他综合收益	-1,314,112.81	-562,093.78				-562,093.78		-1,876,206.59
外币财务报表折算差额	-1,314,112.81	-562,093.78				-562,093.78		-1,876,206.59
其他综合收益合计	-1,314,112.81	-562,093.78				-562,093.78		-1,876,206.59

其他说明，包括对现金流量套期损益的有效部分转为被套期项目初始确认金额调整：

33、盈余公积

单位：元

项目	期初余额	本期增加	本期减少	期末余额
法定盈余公积	61,200,363.68			61,200,363.68
企业发展基金	23,978,780.46			23,978,780.46
合计	85,179,144.14			85,179,144.14

盈余公积说明，包括本期增减变动情况、变动原因说明：

注：根据《公司法》、公司章程的规定，本公司按净利润的10%提取法定盈余公积。法定盈余公积累计额达到本公司注册资本50%以上的，不再提取。本公司在提取法定盈余公积金后，可提取任意盈余公积金。经批准，任意盈余公积金可用于弥补以前年度亏损或增加股本。

34、未分配利润

单位：元

项目	本期	上期
调整前上期末未分配利润	176,997,418.10	311,649,486.07
调整后期初未分配利润	176,997,418.10	311,649,486.07
加：本期归属于母公司所有者的净利润	-30,020,382.39	-128,183,987.68
减：提取法定盈余公积		68,080.29
应付普通股股利		6,400,000.00
期末未分配利润	146,977,035.71	176,997,418.10

调整期初未分配利润明细：

1)、由于《企业会计准则》及其相关新规定进行追溯调整，影响期初未分配利润元。

2)、由于会计政策变更，影响期初未分配利润元。

3)、由于重大会计差错更正，影响期初未分配利润元。

4)、由于同一控制导致的合并范围变更，影响期初未分配利润元。

5)、其他调整合计影响期初未分配利润元。

35、营业收入和营业成本

单位：元

项目	本期发生额		上期发生额
	收入	成本	收入	成本
主营业务	239,988,955.14	161,873,463.02	217,203,447.43	140,568,828.55
其他业务	791,792.50	145,693.79	357,896.58	280,416.91
合计	240,780,747.64	162,019,156.81	217,561,344.01	140,849,245.46

营业收入、营业成本的分解信息：

单位：元

合同分类	分部1		分部2				合计
	营业收入	营业成本	营业收入	营业成本	营业收入	营业成本	营业收入	营业成本
业务类型
其中：

按经营地区分类
其中：
市场或客户类型
其中：
合同类型
其中：
油气开采	235,039,771.07	161,138,334.07					235,039,771.07	161,138,334.07
石油勘探技术服务	4,949,184.07	735,128.95					4,949,184.07	735,128.95
租赁	791,792.50	145,693.79					791,792.50	145,693.79
按商品转让的时间分类
其中：
按合同期限分类
其中：
按销售渠道分类
其中：
合计	240,780,747.64	162,019,156.81					240,780,747.64	162,019,156.81

与履约义务相关的信息：

项目

履行履约义务的时间

重要的支付条款

公司承诺转让商品的性质

是否为主要责任人

公司承担的预期将退还给客户的款项

公司提供的质量保证类型及相关义务

其他说明无与分摊至剩余履约义务的交易价格相关的信息：

本报告期末已签订合同、但尚未履行或尚未履行完毕的履约义务所对应的收入金额为0.00元，其中，元预计将于年度确认收入，元预计将于年度确认收入，元预计将于年度确认收入。合同中可变对价相关信息：

重大合同变更或重大交易价格调整

单位：元

项目

会计处理方法

对收入的影响金额

其他说明

36、税金及附加

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
城市维护建设税	855,815.27	835,713.95
教育费附加	366,777.96	358,501.81
资源税	8,038,360.17	7,283,495.17
房产税	396,092.61	405,479.82
土地使用税	1,058,450.10	1,322,281.81
印花税	42,258.50	80,419.70
油气销售增值税	11,751,988.53	10,648,384.75
石油特别收益金	10,838,763.74	7,596,354.33
地方教育费附加	244,518.63	239,001.20
环境保护税	64,721.36	94,846.62
其他	2,193,226.21	574,431.78
合计	35,850,973.08	29,438,910.94

其他说明：

37、管理费用

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
工薪	13,923,366.37	11,217,869.79
折旧及摊销	5,243,249.27	5,829,287.03
办公费	470,260.53	706,216.45
业务招待费	235,896.52	393,517.28
车辆使用费	412,607.40	281,313.59
中介服务费	1,659,516.20	1,789,597.70
水电修理费	399,952.49	501,197.55
差旅费	1,164,313.59	841,472.26
房租及物业费	1,934,682.69	1,139,252.06
合同区块研究费	21,515,357.06	98,219,363.74
劳务费	8,324,728.82	5,953,441.87
其他	2,518,902.72	2,127,219.55
管理费	1,515,040.48	1,437,877.35
合计	59,317,874.14	130,437,626.22

其他说明

38、财务费用

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
汇兑损益	-638,775.69	-682,275.54
减：利息收入	-1,223,920.01	2,396,856.35
利息支出	13,612,525.03	4,478,865.12
其他	1,346,287.74	1,400,560.99
合计	13,096,117.07	2,800,294.22

其他说明

39、其他收益

单位：元

产生其他收益的来源	本期发生额	上期发生额
个税手续费返还	40,902.23	30,874.84
减免税款		6,243.95
增值税进项加计抵扣	26,350.39	18,895.57
政府补助		200,000.00
小规模企业免征增值税		50,943.39
合计	67,252.62	306,957.75

40、投资收益

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
权益法核算的长期股权投资收益		-579,364.64
其他非流动金融资产持有期间取得的股利收入	911,623.42
合计	911,623.42	-579,364.64

其他说明

41、信用减值损失

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
应收账款坏账损失	917,837.79	2,626,875.73
其他应收款坏账损失	-81,924.69	15,162.48
合计	835,913.10	2,642,038.21

其他说明

42、营业外支出

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额	计入当期非经常性损益的金额
非流动资产毁损报废损失		34,493.74
其中：固定资产		34,493.74
其他	8,599.57	428,927.65
合计	8,599.57	463,421.39

其他说明：

43、所得税费用

（1） 所得税费用表

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
当期所得税费用	4,675,542.71	7,585,929.95

递延所得税费用	-2,329,035.37	-3,097,134.99
合计	2,346,507.34	4,488,794.96

（2） 会计利润与所得税费用调整过程

单位：元

项目	本期发生额
利润总额	-27,697,183.89
按法定/适用税率计算的所得税费用	-4,155,949.48
子公司适用不同税率的影响	509,484.87
调整以前期间所得税的影响	9,720.20
本期未确认递延所得税资产的可抵扣暂时性差异或可抵扣亏损的影响	5,981,879.85
所得税费用	2,346,507.34

其他说明：

44、其他综合收益

详见附注32

45、现金流量表项目

（1） 与经营活动有关的现金

收到的其他与经营活动有关的现金

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
财务费用--利息收入	1,217,042.86	2,275,061.26
除税费返还外的其他政府补助收入	55,307.21	38,213.87
其他	493,827.00	1,828,129.48
收到代垫生产作业费	83,284,800.00	33,600,000.00
合计	85,050,977.07	37,741,404.61

收到的其他与经营活动有关的现金说明：

支付的其他与经营活动有关的现金

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
勘探开发费	13,546,607.88	7,076,197.71
蒙古采集项目		8,629,059.82
九1-九5项目协助费	447,854.40	447,079.50
办公费	511,503.10	896,184.06
差旅费	1,299,366.42	1,029,276.49
业务招待费	238,798.82	245,990.63
中介机构费用	1,724,064.19	1,023,218.25
水电费等	284,442.01	227,735.53
公司用车	414,287.87	152,082.80
房租及物业费	1,035,838.36	814,472.69
员工备用金	520,822.32	708,625.38
银行手续费	90,164.02	19,156.82

保证金	8,300.00	0.00
其他	2,453,504.84	1,442,351.17
合计	22,575,554.23	22,711,430.85

支付的其他与经营活动有关的现金说明：

（2） 与筹资活动有关的现金

收到的其他与筹资活动有关的现金

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
借款	300,000,000.00
合计	300,000,000.00

收到的其他与筹资活动有关的现金说明：

支付的其他与筹资活动有关的现金

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
偿还租赁负债	1,684,962.83	1,054,478.11
弃置费用支出	1,378,378.22
合计	3,063,341.05	1,054,478.11

支付的其他与筹资活动有关的现金说明：

筹资活动产生的各项负债变动情况

□适用 ?不适用

46、现金流量表补充资料

（1） 现金流量表补充资料

单位：元

补充资料	本期金额	上期金额
1．将净利润调节为经营活动现金流量：
净利润	-30,043,691.23	-88,547,317.86
加：资产减值准备	-835,913.10	-2,642,038.21
固定资产折旧、油气资产折耗、生产性生物资产折旧	51,771,431.81	33,410,635.32
使用权资产折旧	1,038,008.74	880,850.88
无形资产摊销	822,811.65	2,089,195.13
长期待摊费用摊销		35,658.09
处置固定资产、无形资产和其他长期资产的损失（收益以“－”号填列）
固定资产报废损失（收益以“－”号填列）		34,496.28
公允价值变动损失（收益以“－”号填列）
财务费用（收益以“－”号填	14,654,862.97	2,681,656.79

列）
投资损失（收益以“－”号填列）	-911,623.42	579,364.64
递延所得税资产减少（增加以“－”号填列）	185,163.35	202,537.15
递延所得税负债增加（减少以“－”号填列）	-2,514,228.52	-3,299,672.14
存货的减少（增加以“－”号填列）	-5,451,903.42	-1,313,462.44
经营性应收项目的减少（增加以“－”号填列）	110,049,116.01	31,553,509.55
经营性应付项目的增加（减少以“－”号填列）	-17,947,111.59	5,884,094.45
其他		82,870,181.09
经营活动产生的现金流量净额	120,816,923.25	64,419,688.72
2．不涉及现金收支的重大投资和筹资活动：
债务转为资本
一年内到期的可转换公司债券
融资租入固定资产
3．现金及现金等价物净变动情况：
现金的期末余额	458,625,385.44	392,902,008.64
减：现金的期初余额	278,517,810.19	563,449,010.69
加：现金等价物的期末余额
减：现金等价物的期初余额
现金及现金等价物净增加额	180,107,575.25	-170,547,002.05

（2） 现金和现金等价物的构成

单位：元

项目	期末余额	期初余额
一、现金	458,625,385.44	278,517,810.19
其中：库存现金	60,146.61	89,878.08
可随时用于支付的银行存款	458,565,243.44	278,427,932.11
三、期末现金及现金等价物余额	458,625,385.44	278,517,810.19

（3） 不属于现金及现金等价物的货币资金

单位：元

项目

本期金额

上期金额

不属于现金及现金等价物的理由

其他说明：

公司的定期存款、银行账户长期未使用被冻结等作为非现金及现金等价物考虑，其中定期存款期末余额22,680,000.00元，其中冻结账户涉及金额详见附注七、16。

47、外币货币性项目

（1） 外币货币性项目

单位：元

项目	期末外币余额	折算汇率	期末折算人民币余额
货币资金
其中：美元	1,672,037.82	7.1268	11,916,279.13
欧元	102.72	7.6617	787.01
港币
蒙图	1,810,886,301.80	0.0027	4,889,393.02
应收账款
其中：美元
欧元
港币
长期借款
其中：美元
欧元
港币
其他应收款
其中：美元	12,488.14	7.1268	89,000.50
蒙图	8,457,274.07	0.0027	22,834.64
应付账款
其中：美元	41,802.80	7.1268	297,920.20
蒙图	264,462,962.68	0.0027	714,050.00
其他应付款
其中：美元	361,837.54	7.1268	2,578,743.80
蒙图	494,718.52	0.0027	1,335.74
应付职工薪酬
其中：美元	15,286.80	7.1268	108,945.97
蒙图	9,218,550.02	0.0027	24,890.09

其他说明：

（2） 境外经营实体说明，包括对于重要的境外经营实体，应披露其境外主要经营地、记账本位币及选择依据，记账本位币发生变化的还应披露原因。?适用 □不适用

①Sinogeo Americas International LLC（a Delaware Limited Liability Company）（以下简称“特拉华州公司”）为2009年8月31日在美国特拉华州注册成立的有限责任公司。公司注册地址：10375 Richmond Ave.Suite 1516Houston TX 77042。公司组织机构代码：801164757。经营范围为：研究、开发石油勘探开采技术、提供技术服务、技术咨询。

Sinogeo E＆P Service LLC在美国市场开展技术服务。Sinogeo E＆P Service LLC为2015年6月2日在美国德克萨斯州注册成立的有限责任公司，注册资本1万美元，经营范围：研究、开发石油勘探开采技术；提供技术服务、技术咨询。Golden Smart Oil,LLC 是于2016年2月29日在美国德克萨斯州注册成立，注册地址：10375 Richmond Ave.Suite1516 Houston TX 77042。上述境外经营实体在美国注册，执行《美国会计准则》，公司经营所处的主要经济环境中的货币为美元，采用的记账本位币为美元。

②SMART OIL MONGOLIA LLC为2017年1月11日在蒙古国乌兰巴托正式成立，注册地址：乌兰巴托市苏赫巴拖尔区3分区太阳路-55，组织结构代码：000135635。该经营实体在蒙古注册，执行国际会计准则，公司经营所处的主要经济环境中的货币为蒙图，石油合同主要核算货币为美元，采用的记账本位币为蒙图。

Sinogeo E＆P Services（Mongolia）LLC为2018年06月15日在蒙古国成立，注册地址：乌兰巴托市汗乌拉区15分区FIDES TOWER 201，注册号为9019088105 。上述境外经营实体在蒙古注册，执行国际会计准则，公司经营所处的主要经济环境中的货币为蒙图，采用的记账本位币为蒙图。

③SINOGEO SEISIMIC SERVICE LTD为2016年08月15日在英属维尔京群岛注册成立，注册地址：OffshoreIncorporations Centre,Coastal Buildig,Wickhams CayII,Road Town,Tortola,British Virgin Islands,VGIIIO。公司注册证书号码：1921009。

SINOGEO SEISIMIC SERVICE(HK) LIMITED为2016年9月14日在香港注册成立，注册地址：RM 1603, WINNING CTR,29 TAI YAU ST, SAN PO KONG, KL HONGKONG。公司注册证书号：2427420。Sinogeo E＆P Services（HK）Limited为2017年07月03日在香港注册成立，注册地址为：RM 1603 WINNING CTR29 TAI YAU ST SAN PO KONG KL。公司注册证书号：2495143。GOLDEN COMPASS ENERGY LIMITED为2011年8月18日在英属维尔京群岛注册成立，公司注册证书号码：1667093。Smart Oil Investment Ltd. 为2011年11月17日在英属维尔京群岛注册成立，公司注册证书号码：1681354。上述境外实体经营所处的主要经济环境中的货币为人民币，采用的记账本位币为人民币。

48、租赁

（1） 本公司作为承租方

?适用 □不适用未纳入租赁负债计量的可变租赁付款额

□适用 ?不适用

简化处理的短期租赁或低价值资产的租赁费用?适用 □不适用

本年度简化处理的短期租赁费用为692,947.32元。涉及售后租回交易的情况

八、研发支出

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
工薪	1,725,920.58	1,212,392.46
折旧及摊销	2,889,027.05	2,884,046.42
其他		16,750.92
合计	4,614,947.63	4,113,189.80
其中：费用化研发支出	4,614,947.63	4,113,189.80

1、符合资本化条件的研发项目

单位：元

项目	期初余额	本期增加金额			本期减少金额			期末余额
		内部开发支出	其他		确认为无形资产	转入当期损益
16级井下光纤检波器技术	5,661,760.80							5,661,760.80
合计	5,661,760.80							5,661,760.80

重要的资本化研发项目

项目

研发进度

预计完成时间

预计经济利益产生方式

开始资本化的时点

开始资本化的具体依据

开发支出减值准备

单位：元

项目

期初余额

本期增加

本期减少

期末余额

减值测试情况

九、在其他主体中的权益

1、在子公司中的权益

（1） 企业集团的构成

单位：元

子公司名称	注册资本	主要经营地	注册地	业务性质	持股比例		取得方式
					直接	间接
新疆潜能恒信油气技术有限责任公司	30,000,000.00	新疆	新疆	服务	100.00%		投资设立
Sinogeo Americas	21,248,100.00	美国特拉华州	美国	服务	100.00%		投资设立

International,LLC
GOLDEN COMPASS ENERGY LIMITED	354,135.00	北京	英属维尔京群岛	勘探	100.00%		投资设立
潜能恒信（天津）油气工程技术服务有限公司	20,000,000.00	天津	天津	服务	100.00%		投资设立
北京赛诺舟科技有限公司	3,650,000.00	北京	北京	服务	80.00%		投资设立
克拉玛依潜能恒信油气技术服务有限公司	6,000,000.00	新疆	新疆	服务	100.00%		投资设立
SINOGEO SEISMIC SERVICE LTD	354,135.00	北京	英属维尔京群岛	服务	100.00%		投资设立
克拉玛依龙鹏科盛智能科技有限公司	10,000,000.00	克拉玛依	克拉玛依	服务	100.00%		投资设立

在子公司的持股比例不同于表决权比例的说明：

持有半数或以下表决权但仍控制被投资单位、以及持有半数以上表决权但不控制被投资单位的依据：

对于纳入合并范围的重要的结构化主体，控制的依据：

确定公司是代理人还是委托人的依据：

其他说明：

2、其他

重大石油分成合同

（1）会计处理

本集团所签订的石油分成合同构成共同经营，本集团按照附注五、8所述的会计政策进行核算，归属于本集团权益份额的资产作为资产确认，归属于本集团份额的负债确认为负债，归属于本集团份额的收入、成本费用等确认为损益。

（2）截至报告出具日，本集团在履行的重大石油分成合同情况

序号	石油合同	合同权益方及比例	区块状态
1	中华人民共和国准噶尔盆地九1-九5区块开发和生产石油合同	国家公司：中石油 合同者：智慧石油和富城香港分别享有合同者权益的70%、30%	生产阶段
2	中国渤海05/31合同区石油合同	国家公司：中海油 合同者：智慧石油100%勘探权益，49%开采权益	勘探阶段

3	中国渤海09/17合同区石油合同	国家公司：中海油 合同者：智慧石油100%勘探权益，49%开采权益	勘探阶段
4	中国南海北部湾涠洲10-3西油田暨22/04 区域合同区石油合同	涠洲10-3 西油田的开发费用按国家公司（中海油）40%、合同者 60%（其中洛克石油 35%、智慧石油 25%）的参与权益比例由双方提供；22/04区块勘探作业所需的全部勘探费用由合同者提供，如 22/04区块内有商业油气发现，合同者享有最少49%的开采权益	涠洲10-3西油田开发阶段；2204勘探阶段
5	中国南海22/05合同区石油合同	国家公司：中海油 合同者：智慧石油100%勘探权益，49%开采权益	勘探阶段
6	Ergel-12区块合同区产品分成合同	合同者智慧石油享有100%勘探权益，蒙古国政府（蒙古国石油局）和合同方之间根据月平均日产量不同，除回收成本后按照不同百分比比例分配利润油，智慧石油获得的分配利润油比例是30%-60%之间按产量多少确定	勘探阶段

各石油合同的进展情况，详见附注十五、1、重大合同进展情况。

（3）已进行油气开采的油田的主要财务信息

项 目	年末余额/本年发生额	年初余额/上年发生额
	九1-九5区块（归属本集团）	九1-九5区块（归属本集团）
流动资产	563,185,995.63	515,824,606.13
非流动资产	851,917,525.94	739,151,243.47
资产合计	1,415,103,521.57	1,254,975,849.60
流动负债	829,542,230.08	721,882,849.16
非流动负债	342,735,011.98	303,164,312.30
负债合计	1,172,277,242.06	1,025,047,161.46
所有者权益	242,826,279.51	229,928,688.14
营业收入	235,039,771.07	470,300,986.47
净利润	12,897,591.37	31,537,890.43

十、政府补助

1、报告期末按应收金额确认的政府补助

□适用 ?不适用

未能在预计时点收到预计金额的政府补助的原因

□适用 ?不适用

2、涉及政府补助的负债项目

?适用 □不适用

单位：元

会计科目	期初余额	本期新增补助金额	本期计入营业外收入金额	本期转入其他收益金额	本期其他变动	期末余额	与资产/收益相关
递延收益	1,862,200.00					1,862,200.00	与资产相关

3、计入当期损益的政府补助

□适用 ?不适用

十一、与金融工具相关的风险

1、金融工具产生的各类风险

本集团的主要金融工具包括股权投资、借款、应收款项、应付账款等，各项金融工具的详细情况说明见本附注六相关项目。本集团从事风险管理的目标是在风险和收益之间取得适当的平衡，将风险对本集团经营业绩的负面影响降低到最低水平，使股东及其他权益投资者的利益最大化。基于该风险管理目标，本集团风险管理的基本策略是确定和分析本集团所面临的各种风险，建立适当的风险承受底线和进行风险管理，并及时可靠地对各种风险进行监督，将风险控制在限定的范围之内。.

1. 市场风险

金融工具的市场风险，是指金融工具的公允价值或未来现金流量因市场价格变动而发生波动的风险，包括汇率风险、利率风险和其他价格风险。

本集团采用敏感性分析技术分析市场风险相关变量的合理、可能变化对当期损益或股东权益可能产生的影响。由于任何风险变量很少孤立地发生变化，而变量之间存在的相关性对某一风险变量的变化的最终影响金额将产生重大作用，因此下述内容是在假设每一变量的变化是在独立的情况下进行的。

? （1）汇率风险

汇率风险，是指金融工具的公允价值或未来现金流量因外汇汇率变动而发生波动的风险。本集团承受外汇风险主要与美元、蒙图有关，除本集团的几个下属子公司以美元、蒙图进行采购和销售外，本集团的其他主要业务活动以人民币

计价结算。汇率风险对本集团的交易及境外经营的业绩均构成影响。于2024年6月30日，本集团的外币货币性项目余额参见本附注七、47“外币货币性项目”。

本集团密切关注汇率变动对本集团汇率风险的影响。? （2）利率风险利率风险，是指金融工具的公允价值或未来现金流量因市场利率变动而发生波动的风险。本集团的利率风险产生于银行借款及应付债券等带息债务。浮动利率的金融负债使本集团面临现金流量利率风险，固定利率的金融负债使本集团面临公允价值利率风险。本集团根据当时的市场环境来决定固定利率及浮动利率合同的相对比例。

2、信用风险

信用风险，是指金融工具的一方不能履行义务，造成另一方发生财务损失的风险。于2024年6月30日，本集团的信用风险主要来自于本集团确认的金融资产，具体包括：

? 合并资产负债表中已确认的金融资产的账面金额，最大风险敞口等于这些金融资产的账面价值。

本集团的流动资金存放在信用评级较高的银行，故流动资金的信用风险较低。本集团与客户间的贸易条款以信用交易为主，且一般要求新客户预付款或采取货到付款方式进行。信用期通常为1个月，主要客户可以延长至6个月，交易记录良好的客户可获得比较长的信贷期。由于本集团仅与经认可的且信誉良好的第三方进行交易，所以无需担保物。

本集团评估信用风险自初始确认后是否已增加的方法、确定金融资产已发生信用减值的依据、划分组合为基础评估预期信用风险的金融工具的组合方法、直接减记金融工具的政策等，参见本附注五、11。

本集团对不同的资产分别以12个月或整个存续期的预期信用损失计量减值准备。预期信用损失计量的关键参数包括违约概率、违约损失率和违约风险敞口。本集团考虑历史统计数据(如交易对手评级、担保方式及抵质押物类别、还款方式等)的定量分析及前瞻性信息，建立违约概率、违约损失率及违约风险敞口模型。

信用风险显著增加的评估及预期信用损失的计算均涉及前瞻性信息。本集团通过进行历史数据分析，识别出影响各业务类型信用风险及预期信用损失的关键经济指标。

本集团因应收账款和其他应收款产生的信用风险敞口、损失准备的量化数据，参见附注七、3和附注七、4的披露。

3、流动性风险

流动性风险，是指企业在履行以交付现金或其他金融资产的方式结算的义务时发生资金短缺的风险。

管理流动性风险时，本集团保持管理层认为充分的现金及现金等价物并对其进行监控，以满足本集团经营需要，并降低现金流量波动的影响。本集团管理层对银行借款的使用情况进行监控并确保遵守借款协议。

本集团将银行借款作为主要资金来源。2024年6月30日，本集团尚未使用的银行借款额度为20,785.38万元。

十二、关联方及关联交易

1、本企业的母公司情况

母公司名称

注册地

业务性质

注册资本

母公司对本企业的持股比例

母公司对本企业的表决权比例

本企业的母公司情况的说明

本公司的实际控制人系自然人周锦明，持股比例为41.17%，担任公司董事长兼总经理。本企业最终控制方是。其他说明：

2、本企业的子公司情况

本企业子公司的情况详见附注九、1、在子公司中的权益。

3、其他关联方情况

其他关联方名称	其他关联方与本企业关系
周子龙	股东，持股5.33%
北京锦龙智汇投资管理有限公司	周锦明持股70.00%
北京玉城慧丰科技有限公司	北京锦龙智汇投资管理有限公司全资子公司
苏尼特右旗维光科技有限公司	北京玉城慧丰科技有限公司全资子公司
珠海天赋环球能源基金（有限合伙）	北京锦龙智汇投资管理有限公司持股99.9%
吉林吉奥能源有限责任公司	周子龙持股100.00%
天津锦龙智慧钻井有限公司	北京锦龙智汇投资管理有限公司持股99%
青岛锦龙智能钻井有限公司	天津锦龙智慧钻井有限公司全资子公司
吉林石油天然气开发有限责任公司	吉林吉奥能源有限责任公司持股50.00%
贾承造	董事
陈永武	董事
冯京海	董事
王月永	独立董事
杨树波	独立董事
张然	独立董事
胡晓坤	监事
孟晓辉	监事
于长华	监事
于金星	副总经理
侯伯楠	副总经理
张卉	副总经理
布艳会	财务总监
张志坚	董事会秘书

其他说明

注：2024年4月10日周永仙先生辞去公司职工代表监事一职，公司于2024年4月10日召开职工代表大会，经与会职工代表审议，选举于长华先生为公司第五届监事会职工代表监事；2024年4月11日公司第五届监事会第十三次会议审议通过选举于长华先生为公司第五届监事会主席。

4、关联交易情况

（1） 关联方资金拆借

单位：元

关联方	拆借金额	起始日	到期日	说明
拆入
周锦明	100,000,000.00	2024年04月15日	2027年04月14日
周锦明	200,000,000.00	2024年04月17日	2027年04月16日
拆出

（2） 关键管理人员报酬

单位：元

项目	本期发生额	上期发生额
关键管理人员报酬	2,780,867.22	2,767,486.86

（3） 其他关联交易

关联方	关联交易内容	本期发生额（元）	上期发生额（元）
天津锦龙智慧钻井有限公司	采购服务		17,278,233.36

公司海外全资公司智慧石油投资有限公司（以下简称“智慧石油”）委托中海油田服务股份有限公司（以下简称“COSL”）承担区块钻井服务，COSL委托青岛锦龙智能钻井有限公司/天津锦龙智慧钻井有限公司提供钻井平台服务，2023年1-6月COSL与天津锦龙智慧钻井有限公司结算金额为17,278,233.36元。

5、关联方应收应付款项

（1） 应收项目

单位：元

项目名称	关联方	期末余额		期初余额
		账面余额	坏账准备	账面余额	坏账准备
其他应收款	胡晓坤	62,954.00	18,886.20	62,954.00	6,295.40
其他应收款	侯伯楠	6,378.70	637.87	6,378.70	318.94

（2） 应付项目

单位：元

项目名称	关联方	期末账面余额	期初账面余额
其他非流动负债	周锦明	301,891,666.71

十三、股份支付

1、股份支付总体情况

□适用 ?不适用

2、以权益结算的股份支付情况

□适用 ?不适用

3、以现金结算的股份支付情况

□适用 ?不适用

4、股份支付的修改、终止情况

十四、承诺及或有事项

1、重要承诺事项

资产负债表日存在的重要承诺

截至2024年6月30日，本集团无需要披露的重要承诺事项。

2、或有事项

（1） 资产负债表日存在的重要或有事项

截至2024年6月30日，本集团无需要披露的重要或有事项

（2） 公司没有需要披露的重要或有事项，也应予以说明

公司不存在需要披露的重要或有事项。

十五、其他重要事项

1、其他

1、渤海05/31合同区

报告期内智慧石油与中海油天津分公司研究院深化曹妃甸1-2油田总体开发方案的地质油藏部分可行性研究相关工作，进一步落实曹妃甸1-2油田的构造特征、储层特征、油藏特征，对油田的动用储量、开发井网部署方案、预期开发指标等进行细致分析论证，针对油田采用采储一体化移动生产平台结合穿梭油轮的开发模式，智慧石油同步开展周边可依托设施的调研、海洋工程方案的可行性论证、市场资源调研及商务询价等基础工作，以进一步确认曹妃甸1-2油田商业性并为总体开发方案的编制工作提供更为充分的依据。

2、渤海09/17合同区

渤海09/17合同区，在地震地质工程一体化系统勘探学理论的指导下，充分利用WEFOX成像的高分辨率三维地震数据平台，开展奥陶系、侏罗系、沙河街组、明化镇组四大勘探层系的综合含油气评价，发现多个有利油气聚集带。按

照“整体部署、立体评价、分步实施”的工作原则，报告期内，合同区按照“整体部署、立体评价、分步实施、突出重点、逐步探明、分期开发”的整体思路，确定奥陶系碳酸盐岩潜山为主要勘探目的层，侏罗系、沙河街组、明化镇组为兼探目的层，为扩大合同区含油气储量规模，开展了地震地质深化研究、摸清油藏规律认识，优化钻井井位及钻完井等一系列勘探开发评价工作，具体工作如下：

①充分利用了公司三大核心找油技术，开展《渤海09/17合同区奥陶系潜山深度域精细成像处理及解释》、《渤海09/17合同区2024年度地质综合研究及井位部署》等基础研究工作，不断深化奥陶系、侏罗系、沙河街组、明化镇组四大勘探层系的构造特征、储层预测、油气成藏规律、综合含油气评价及井位部署等方面的研究工作，为合同区立体勘探评价、井位整体部署、含油气规模落实提供必要的技术支撑。

②在前期QK18-9-3井、QK18-9-5井奥陶系获得了勘探突破和油气发现后，为了进一步落实奥陶系潜山整体含油气规模及其油气成藏规律，扩大勘探成果，在距离QK18-9-3初探井西北方向7.6公里的较低位置潜山部署了初探井QK17-1-4井。该井在沙河街组、侏罗系和奥陶系地层中均发现了油气层。特别是在奥陶系碳酸盐岩潜山目的层，该井钻进378米，并钻遇厚层油气层。针对潜山的裸眼段进行了地层测试（DST），采用7.14mm油嘴进行自喷求产，获得日产气21万立方米。该井的成功试油，明确了深层奥陶系碳酸盐岩潜山油气差异运移成藏规律的模式，证明了深层奥陶系潜山具备整体含油气连片条件。

下一步公司将加快潜山的整体部署评价钻探和分步滚动勘探开发工作，为整体储量估算、申报及效益开发提供充足科学依据，同时也为公司高质量发展奠定物质基础。

3、南海北部湾涠洲22/04合同区

南海北部湾涠洲 22/04 合同区，利用现代系统石油勘探理论，创建了石炭系碳酸盐岩潜山多期逆冲沉积断层控制的构造新样式及成藏新模式，部署实施的初探井WZ5-3E-1井在石炭系碳酸盐岩潜山钻遇优质缝洞储层，通过两套油层分三段试油测试均取得了高产工业油气流，创造了公司探井最高试油日产记录，开创了公司海洋石油勘探开发领域新局面。进一步部署的评价井WZ5-3E-2井，在流沙港组砂岩和石炭系碳酸盐岩地层均再次取得油气发现。石炭系碳酸盐岩潜山的成功钻探，证实了地质认识的准确性、技术的先进性及储量的规模性，为未来合同区开发方案编制和实施奠定理论、技术和物质基础。

本报告期内，合同区遵循“整体规划、分步探明、分期开发、快速建产”的思路，重点推进了涠洲5-3油田储量估算及申报、涠洲5-3油田开发方案的可行性研究基本设计前期研究等工作，同步开展了相关项目的采办。同时加强基础研究工作，充分利用公司三大核心找油技术，借助新钻井的成果认识，加强合同区地质综合研究、石炭系碳酸盐岩潜山和流沙港组等领域勘探滚动评价及井位部署工作。具体情况如下：

①顺利完成了涠洲5-3油田WZ5-3E-1井区、WZ5-3E-2井区石炭系黄龙组和古近系流沙港组石油探明储量估算及申报。经自然资源部油气储量评审办公室组织评审专家审查，通过评审备案，原油探明地质储量1347.98万吨。

②开展了涠洲5-3油田开发方案的可行性研究工作。在涠洲5-3油田的储量估算成果基础上，开展了开发油藏地质方案研究、钻完井工程方案、海工建设方案、投资与经济评价方案等多个方面的开发方案可行性研究，为后续涠洲5-3油田开发方案的基本设计编制以及油田的快速建产奠定了坚实基础。

③开展《南海22/04合同区地质综合研究及井位部署方案研究》、《南海涠洲22/04合同区石炭系缝洞储层预测技术研究》等基础研究工作，不断深化对石炭系碳酸盐岩潜山构造和碳酸盐岩缝洞储层的预测研究、流沙港组勘探评价及井位部署工作。这些研究成果将为合同区石炭系和流沙港组的滚动勘探评价、井位的整体部署以及涠洲5-3油田高效开发井位的部署提供基础和必要的技术支撑。

4、南海22/05合同区

南海北部湾涠洲22/05合同区，在现代系统石油勘探理论的指导下，创建了石炭系碳酸盐岩潜山多期逆冲断层控制的构造新样式，部署实施的探井WZ10-11-1井钻遇石炭系碳酸盐岩和长流组砂岩两套油层，试油测试均获工业油流，为22/05合同区潜山带东段长流组砂岩油藏与石炭系碳酸盐岩油藏的滚动评价打开了新局面。报告期内，充分利用公司三大核心找油技术，借助钻井取得新的成果认识，加强了合同区石炭系碳酸盐岩和长流组砂岩两大领域的整体勘探评价及井位部署研究工作。同时，正积极推进合同区油藏评价及井位部署工作，具体情况如下：

①开展《南海22/05合同区地质综合研究及井位部署方案研究》等研究工作，针对合同区内石炭系碳酸盐岩潜山油藏和长流组砂岩油藏两大重点领域，深入开展了构造解释及圈闭特征分析、沉积环境及沉积相再认识、碳酸盐岩缝洞

储层预测研究、油气成藏模式及成藏规律研究、综合含油气性评价等工作。这些研究成果将为合同区下一步的整体勘探评价、储量复算、开发方案制定及井位部署奠定了坚实基础。

②公司正积极与中海油相关单位合作，共同推进涠洲10-3N油田的油藏评价及潜力分析工作，旨在为后续的涠洲10-3N油田储量复算、开发方案编制、油田效益开发及安全生产提供有力的技术支撑。

5、南海北部湾涠洲10-3西油田

报告期内，南海北部湾涠洲10-3西油田的最终投资决策已获得中国海油的正式批准并随即启动开发工作，已经完成基础设计和采购谈判等工作，井口平台陆地建造于7月1日开工，涠洲10-3西油田的开发建产工作正在有序推进中。

6、蒙古Ergel-12区块

报告期内，公司精准捕捉市场机遇，充分发挥主观能动性，积极推进勘探项目的各项审批及执行工作。公司充分利用蒙古区块2023年度三维地震采集数据，开展了高精度三维地震处理工作，并获得了覆盖面积573.8平方公里的高品质三维地震资料。通过整体评价，建立了凹陷的结构和填充模式，明确了主生烃凹陷及勘探潜力，发现了有利的勘探区带与目标。以“规模发现、多领域突破”的思路，提出了油气勘探整体部署方案。具体情况如下：

①今年4月向蒙古国石油局提交了蒙古国Ergel-12区块《资料评估及数据库建立报告》、《构造历史事件与年代地层学研究》、《地质研究资料解释》和《盆地填充与含油气系统研究》，并通过评审。

②完成了6个层全区构造精细解释，为后续构造、地质综合研究和目标评价奠定了坚实基础。

③开展了研究区勘探潜力评价分析。通过借鉴邻区和类似盆地钻井化验分析数据，结合三维地震资料，预测了成熟烃源岩范围和厚度，并利用资源丰度法和有机碳法计算凹陷资源量，为后期勘探部署提供了依据。

④以石油地质综合研究为基础，创新地质认识，构建了多种成藏模式，预测了油气富集带，为该区油气勘探规模发现、实现多领域突破打下基础。

⑤优化并部署了3口井位的论证，为下一步钻井做好充足准备。目前，公司正积极协调并组织钻前各类设备、物资的进出口、道路修建、新营地建设等工作，力争尽快启动探井钻探作业。

7、准噶尔盆地九1-九5区块

合同区遵循“精细管理、技术创新、效益开发”的原则，围绕“增储、上产、降本”的总目标，充分利用高精度全息三维开发地震技术和精细油藏再评价手段，不断夯实油田稳产基础，并积极探索油田开发与发展新路径。

报告期内，合同区围绕总目标，通过优化生产运行和科学评估，实现了SEC储量零修正，并依据油藏精描和剩余油认识指导老区后续开发调整方向与稳产。加大石炭系稀油开发力度，高质量、高效地完成了钻井任务，有效保障年度产能建设任务的完成。注重老井潜力挖掘，实施了一系列增产措施，均取得了良好的增产效果。在降本方面，通过注汽井检管、封窜调剖及汽驱综合治理等专项治理措施，显著降低了蒸汽注入和天然气用量，实现了降本目标。此外，积极开展春季稳产劳动竞赛，合理安排现场生产工作，使原油产量保持平稳态势。

展望下半年，合同区将继续深化油藏研究，优化生产运行，加大新技术应用力度，不断提升油田开发效益。同时，合同区也将持续注重安全环保工作，确保合同区平稳运行，为全年生产经营目标的顺利完成奠定坚实基础。

十六、母公司财务报表主要项目注释

1、应收账款

（1） 按账龄披露

单位：元

账龄	期末账面余额	期初账面余额
1年以内（含1年）	23,493,935.59	53,041,222.29
1至2年	52,042,915.92	12,583,630.50
2至3年	11,408,521.50
3年以上	28,707,473.84	28,707,473.84

3至4年		1,200,000.00
4至5年	1,200,000.00	1,777,558.64
5年以上	27,507,473.84	25,729,915.20
合计	115,652,846.85	94,332,326.63

（2） 按坏账计提方法分类披露

单位：元

类别	期末余额					期初余额
	账面余额		坏账准备		账面价值	账面余额		坏账准备		账面价值
	金额	比例	金额	计提比例		金额	比例	金额	计提比例
其中：
按组合计提坏账准备的应收账款	115,652,846.85	100.00%	1,901,869.57	1.64%	113,750,977.28	94,332,326.63	100.00%	1,383,992.69	1.47%	92,948,333.94
其中：
账龄分析组合	3,246,611.86	2.81%	1,901,869.57	58.58%	1,344,742.29	4,002,507.87	4.24%	1,383,992.69	34.58%	2,618,515.18
关联方组合	112,406,234.99	97.19%			112,406,234.99	90,329,818.76	95.76%			90,329,818.76
合计	115,652,846.85		1,901,869.57		113,750,977.28	94,332,326.63		1,383,992.69		92,948,333.94

按组合计提坏账准备类别名称：账龄分析组合

单位：元

名称	期末余额
	账面余额	坏账准备	计提比例
1年以内	970,423.46	48,521.17	5.00%
2-3年	261,200.00	78,360.00	30.00%
4-5年	1,200,000.00	960,000.00	80.00%
5年以上	814,988.40	814,988.40	100.00%
合计	3,246,611.86	1,901,869.57

确定该组合依据的说明：

如是按照预期信用损失一般模型计提应收账款坏账准备：

□适用 ?不适用

（3） 本期计提、收回或转回的坏账准备情况

本期计提坏账准备情况：

单位：元

类别	期初余额	本期变动金额				期末余额
		计提	收回或转回	核销	其他
账龄分析组合	1,383,992.69	517,876.88				1,901,869.57

合计

1,383,992.69

517,876.88

1,901,869.57

其中本期坏账准备收回或转回金额重要的：

单位：元

单位名称

收回或转回金额

转回原因

收回方式

确定原坏账准备计提比例的依据及其合理性

（4） 按欠款方归集的期末余额前五名的应收账款和合同资产情况

单位：元

单位名称	应收账款期末余额	合同资产期末余额	应收账款和合同资产期末余额	占应收账款和合同资产期末余额合计数的比例	应收账款坏账准备和合同资产减值准备期末余额
客户1	52,767,865.59		52,767,865.59	45.63%
客户2	30,615,884.78		30,615,884.78	26.47%
客户3	16,417,960.28		16,417,960.28	14.20%
客户4	12,000,000.00		12,000,000.00	10.38%
客户5	1,530,000.00		1,530,000.00	1.32%
合计	113,331,710.65		113,331,710.65	98.00%

2、其他应收款

单位：元

项目	期末余额	期初余额
其他应收款	633,103,055.08	452,140,984.72
合计	633,103,055.08	452,140,984.72

（1） 其他应收款

1） 其他应收款按款项性质分类情况

单位：元

款项性质	期末账面余额	期初账面余额
关联方往来	632,826,308.10	451,836,592.45
备用金	26,500.00	14,558.60
押金	347,813.09	339,513.09
合计	633,200,621.19	452,190,664.14

2） 按账龄披露

单位：元

账龄	期末账面余额	期初账面余额
1年以内（含1年）	181,090,655.65	387,803,645.48
1至2年	387,741,946.88	53,656,573.16
2至3年	53,637,573.16	6,414,281.54
3年以上	10,730,445.50	4,316,163.96

3至4年	6,414,281.54	4,101,130.88
4至5年	4,101,130.88	126,945.10
5年以上	215,033.08	88,087.98
合计	633,200,621.19	452,190,664.14

3） 按坏账计提方法分类披露

单位：元

类别	期末余额					期初余额
	账面余额		坏账准备		账面价值	账面余额		坏账准备		账面价值
	金额	比例	金额	计提比例		金额	比例	金额	计提比例
其中：
按组合计提坏账准备	633,200,621.19	1.00%	97,566.11	0.02%	633,103,055.08	452,190,664.14	100.00%	49,679.42	0.01%	452,140,984.72
其中：
关联方组合	632,826,308.10	99.94%			632,826,308.10	451,836,592.45	99.92%			451,836,592.45
账龄分析组合	374,313.09	0.06%	97,566.11	26.07%	276,746.98	354,071.69	0.08%	49,679.42	14.03%	304,392.27
合计	633,200,621.19		97,566.11		633,103,055.08	452,190,664.14		49,679.42		452,140,984.72

按组合计提坏账准备类别名称：

单位：元

名称	期末余额
	账面余额	坏账准备	计提比例

确定该组合依据的说明：

按预期信用损失一般模型计提坏账准备：

单位：元

坏账准备	第一阶段	第二阶段	第三阶段	合计
	未来12个月预期信用损失	整个存续期预期信用损失(未发生信用减值)	整个存续期预期信用损失(已发生信用减值)
2024年1月1日余额	49,679.42			49,679.42
2024年1月1日余额在本期
本期计提	47,886.69			47,886.69
2024年6月30日余额	97,566.11			97,566.11

各阶段划分依据和坏账准备计提比例损失准备本期变动金额重大的账面余额变动情况

□适用 ?不适用

4） 本期计提、收回或转回的坏账准备情况本期计提坏账准备情况：

单位：元

类别	期初余额	本期变动金额				期末余额
		计提	收回或转回	转销或核销	其他
账龄分析组合	49,679.42	47,886.69				97,566.11
合计	49,679.42	47,886.69				97,566.11

其中本期坏账准备转回或收回金额重要的：

单位：元

单位名称

收回或转回金额

转回原因

收回方式

确定原坏账准备计提比例的依据及其合理性

5） 按欠款方归集的期末余额前五名的其他应收款情况

单位：元

单位名称	款项的性质	期末余额	账龄	占其他应收款期末余额合计数的比例	坏账准备期末余额
第一名	关联方往来	630,511,152.12	1年以内180,989,715.65元，1-2年385,475,878.88元，2-3年53,404,735.96元，3-4年6,412,745.65元，4-5年4,101,130.88元，5年以上126,945.10元。	99.58%
第二名	关联方往来	2,315,155.98	1-2年2,247,068元，5年以上68,087.98元。	0.37%
第三名	押金	232,837.20	2-3年	0.04%	69,851.16
第四名	关联方往来	68,087.98	5年以上	0.01%
第五名	押金	30,000.00	1年以内	0.00%	1,500.00
合计		633,157,233.28		100.00%	71,351.16

3、长期股权投资

单位：元

项目	期末余额			期初余额
	账面余额	减值准备	账面价值	账面余额	减值准备	账面价值
对子公司投资	1,206,573,169.87		1,206,573,169.87	1,146,573,169.87		1,146,573,169.87

合计

1,206,573,169.87

1,206,573,169.87

1,146,573,169.87

1,146,573,169.87

（1） 对子公司投资

单位：元

被投资单位	期初余额（账面价值）	减值准备期初余额	本期增减变动				期末余额（账面价值）	减值准备期末余额
			追加投资	减少投资	计提减值准备	其他
Sinogeo Americas International,LLC	19,285,450.00						19,285,450.00
新疆潜能恒信油气技术有限责任公司	30,000,000.00						30,000,000.00
潜能恒信（天津）油气工程技术服务有限公司	20,000,000.00						20,000,000.00
GOLDEN COMPASS ENERGY LIMITED	1,064,267,719.87		60,000,000.00				1,124,267,719.87
北京赛诺舟科技有限公司	2,920,000.00						2,920,000.00
克拉玛依潜能恒信油气技术服务有限公司	100,000.00						100,000.00
克拉玛依龙鹏科盛智能科技有限公司	10,000,000.00						10,000,000.00
合计	1,146,573,169.87		60,000,000.00				1,206,573,169.87

4、营业收入和营业成本

单位：元

项目	本期发生额		上期发生额
	收入	成本	收入	成本
主营业务	25,945,177.91	13,064,199.39	25,731,809.32	16,611,256.93
其他业务	2,076,372.39	415,142.36	1,716,636.98	759,850.36
合计	28,021,550.30	13,479,341.75	27,448,446.30	17,371,107.29

营业收入、营业成本的分解信息：

单位：元

合同分类

分部1

分部2

合计

	营业收入	营业成本	营业收入	营业成本	营业收入	营业成本	营业收入	营业成本
业务类型
其中：
按经营地区分类
其中：
市场或客户类型
其中：
合同类型
其中：
石油勘探技术服务	25,945,177.91	13,064,199.39					25,945,177.91	13,064,199.39
租赁	2,076,372.39	415,142.36					2,076,372.39	415,142.36
按商品转让的时间分类
其中：
按合同期限分类
其中：
按销售渠道分类
其中：
合计	28,021,550.30	13,479,341.75					28,021,550.30	13,479,341.75

与履约义务相关的信息：

项目

履行履约义务的时间

重要的支付条款

公司承诺转让商品的性质

是否为主要责任人

公司承担的预期将退还给客户的款项

公司提供的质量保证类型及相关义务

其他说明与分摊至剩余履约义务的交易价格相关的信息：

本报告期末已签订合同、但尚未履行或尚未履行完毕的履约义务所对应的收入金额为0.00元，其中，元预计将于年度确认收入，元预计将于年度确认收入，元预计将于年度确认收入。重大合同变更或重大交易价格调整

单位：元

项目

会计处理方法

对收入的影响金额

其他说明：

十七、补充资料

1、当期非经常性损益明细表

?适用 □不适用

单位：元

项目	金额	说明
除上述各项之外的其他营业外收入和支出	-8,599.57
其他符合非经常性损益定义的损益项目	67,252.62
减：所得税影响额	8,876.70
少数股东权益影响额（税后）	6.84
合计	49,769.51	--

其他符合非经常性损益定义的损益项目的具体情况：

□适用 ?不适用

公司不存在其他符合非经常性损益定义的损益项目的具体情况。将《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益》中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益项目的情况说明

□适用 ?不适用

2、净资产收益率及每股收益

报告期利润	加权平均净资产收益率	每股收益
		基本每股收益（元/股）	稀释每股收益（元/股）
归属于公司普通股股东的净利润	-2.69%	-0.0938	-0.0938
扣除非经常性损益后归属于公司普通股股东的净利润	-2.70%	-0.0940	-0.0940

3、境内外会计准则下会计数据差异

（1） 同时按照国际会计准则与按中国会计准则披露的财务报告中净利润和净资产差异情况

□适用 ?不适用

（2） 同时按照境外会计准则与按中国会计准则披露的财务报告中净利润和净资产差异情况

□适用 ?不适用

（3） 境内外会计准则下会计数据差异原因说明，对已经境外审计机构审计的数据进行差异调节的，应注明该境外机构的名称

□适用 ?不适用

4、其他