[石油观察家]张晶:我国油气资源税费政策现状及优化建议

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文|张晶 首都经济贸易大学财政税务学院

税收作为国家宏观调控的手段，对企业的生产经营模式有着深刻影响。油气田企业的开发经营活动几乎都离不开税费缴纳，税费政策对油气田企业的日常经营管理及决策制定有着不可忽视的影响。作为重要的经济杠杆，油气资源税费政策应当起到促进油气田企业自发进行环境保护，促进油气资源节约集约利用，从而促进经济与环境协调发展，油气行业健康发展的作用。然而，现行油气资源税费政策尚未达到这一目标，有待进一步优化。

2015年度《国内外油气行业发展报告》指出，我国石油消费量仍保持中低速的增长趋势，且对外依存度首次超过60%，与国内油气资源供不应求的局面不相适应。为了引导油气田企业合理有效开发资源，自发建设节约环保型社会，油气资源税费政策应是不可多得的一剂良方。

1 我国油气资源税费政策现状

我国油气资源税费体系的形成经历了一个曲折漫长的过程，1949—1980年的萌芽阶段，1981—1982年的停滞阶段，1983—1993年的发展阶段，1994—1999年的改革阶段以及2000年至今的调整阶段，最终形成了现今的油气资源税费制度。其中，与油气田企业日常生产经营活动较为密切的税费有增值税、资源税、石油特别收益金等。

1.1 增值税

我国对陆上油气田企业和海上油气田企业实行两种不同的增值税制度。陆上油气田企业销售石油、天然气实行一般计税方法，税率分别为17%，13%；海上油气田企业和中外合作开采的原油、天然气实行简易计税方法，征收率为5%。我国油气田企业增值税逐步从生产型向消费型过渡。2009年1月1日起，油气田企业相互之间为生产原油、天然气提供的生产性劳务应缴纳增值税，税率为17%（财税〔2009〕8号），这无疑减轻了油气田企业的重复纳税，也是今天“营改增”政策的雏形。2012年，随着国家逐步实施“营改增”政策，油气田企业发生应税行为，适用《试点实施办法》规定的增值税税率（17%，13%，11%，6%）（财税〔2013〕106号）。直至2016年5月1日在全国范围内推开“营改增”试点，增值税彻底完成了转型，油气田企业与其他企业均适用《试点实施办法》（财税〔2016〕36号），《油气田企业增值税管理办法》即将退出历史舞台。

1.2 资源税

油气田企业资源税从最初的从量定额征收转变为从价征收，且逐渐取消矿区使用费、矿产资源使用费、价格调节基金等各项收费基金，将之合并到资源税中。随着原油、天然气价格的波动，油气资源税经历了多次调整。2005年7月1日起，原油资源税税率提高到14~30元/t，海上开采企业8元/t，天然气税率为0.007~0.015元/m3，中外合作油（气）田不缴纳资源税（财税〔2005〕115号）。2011年11月1日起，中外合作开采陆上石油资源、海洋石油资源的企业依法缴纳资源税，不再缴纳矿区使用费（国务院令2011年第606号、国务院令2011年第607号）；石油、天然气资源税改为从价计征，税率为销售额的5%（财政部令2011年第66号）。2014年12月1日起，原油、天然气矿产资源补偿费费率降为零，相应将资源税适用税率由5%提高至6%（财税〔2014〕73号），并停止征收原油、天然气价格调节基金，全面清理各地方政府越权出台的收费基金项目（财税〔2014〕74号）。2016年7月1日，在全面推进资源税改革的趋势下，进一步提出清费立税的基本原则（财税〔2016〕54号）。

1.3 石油特别收益金

石油既是现代工业的经济命脉，也是维护国家安全与稳定的一种战略资源。21世纪，随着工业社会的不断发展，石油资源出现供不应求的局面，国际油价持续大幅度上涨，油气田采掘业一度成为暴利行业。为妥善处理各行业的利益分配关系，推动石油价格机制改革，促进国民经济平稳运行，国务院决定对石油开采企业销售国产原油因油价上涨获得的超额收入征收石油特别收益金（国发〔2006〕13号）。石油特别收益金属于中央财政非税收入，实行5级超额累进从价定率计征，起征点为0.25$/L（40美元/桶），征收比率分为20%，25%，30%，35%和40%五档（财企〔2006〕72号）。近年来，随着石油价格的不断攀升，石油特别收益金的起征点也随之提高。2011年11月1日，石油特别收益金起征点提高至0.35$/L（55美元/桶）；2015年1月1日，石油特别收益金起征点提高至0.41$/L（65美元/桶）（财税〔2014〕115号）。

2 我国油气资源税费政策现存问题

2.1 增值税违反税负公平原则

第一，油气田企业增值税税负明显高于其他能源类企业。石油、煤炭和电力是我国的三大能源行业，由于油气资源的特殊性，油气田企业无论是从开采难度还是开采技术上来说都要比煤炭和电力行业投入更多、风险更大。然而，我国煤炭产品适用13%的增值税低税率，电力产品则多享受增值税即征即退优惠政策，油气田企业却仍执行17%的增值税税率。这无疑形成了行业之间的税负不均，使油气田企业在行业竞争中处于劣势地位。

第二，陆上油气田企业增值税税负明显高于海上油气田企业。我国陆上油气田企业实行17%的增值税税率，而海上油气田企业实行5%的征收率。虽然海上油气田企业不得抵扣进项税额，但油气田企业实际上可抵扣的进项税额并不多，这使得陆上油气田企业税负偏重，在同业竞争中处于劣势地位。

2.2 资源类税费定位重叠

由于油气资源的不可再生性及经营权的国有垄断性，我国目前对油气资源除了征收资源税外，还设立了多项收费基金。一方面，中央设立的各项收费基金在功能上与资源税存在一定的交叉重叠；另一方面，各地方政府变相收费，违规、越权出台的收费基金项目层出不穷。近年来的税制改革虽逐步取消了矿区使用费、矿产资源使用费、价格调节基金等，但我国目前与油气资源相关的基金杂费依然大量存在。这些非税项目不仅给油气田带来了严重的非税负担，而且挤占了一部分资源税税源，造成了税费重叠的局面。

2.3 缺乏环境类税收制度

随着自然环境的不断恶化，环保工作逐渐引起了政府及人民的重视。油气资源是一个国家的经济命脉，其特殊的物理化学性质使得它在勘探、开采、加工、运输及销售各个环节危险系数高、控制难度大，对环境的污染程度重。我国目前多依赖于行政手段治理环境污染，这虽然可以达到一定效果，但会对经济产生扭曲行为。相比之下，政府运用税收手段调节油气生态环境，税收的调节功能通过油气价格传导出去，将油气田企业的环境成本内在化，从而达到降低污染、促进资源环境可持续发展的目标。然而，现行的油气资源税费政策尚未将油气资源开采过程中造成的环境污染这一负外部性考虑在内，缺乏有效的环保税制体系。

2.4 未体现油气行业特点

油气田企业有着独特的生命周期和行业特点。一方面，油气田企业是资金和技术密集型的大型企业，在其发展、成长、成熟、衰退各个生命周期阶段所需要的生产成本、资金技术投入及产生的经济利润存在着巨大的差异。另一方面，油气行业具有高风险与高收益并存的特点，在油气资源的勘探开发阶段需要投入巨额的人力、物力及财力，而一旦预计出现偏差，前期的巨额投入有可能连成本都无法收回。而且，油气资源开发环境极其恶劣，稍有不慎就会对油气田企业的生产设施造成重大破坏，更有甚者会危及人身安全。然而，现行油气资源税费政策尚未将油气行业的特殊性考虑在内，对油气田企业不同发展阶段的税费设计一概而论，仅做出一般性规定。

3 我国油气资源税费政策优化建议

油气行业在我国国民经济中占有重要地位，近年来，为促进油气田企业健康可持续发展，我国对油气资源税费政策进行了多次调整。然而，目前我国油气资源供需矛盾不断加剧，油气资源税费体系亟待进一步完善。

①公平税负。由于行业间及行业内增值税税负存在明显差异，陆上油气田企业发展较为困难，前景堪忧。为了使陆上油气田企业在竞争中处于公平地位，应考虑适当减轻陆上油气田企业的增值税税负，将其增值税税率降低到13%。

②清费立税。按照“清费立税”的原则，彻底清理资源类非税项目。在中央层面，应取消那些重复设置、与资源税功能交叉重叠的收费基金项目。各地方政府违规、越权出台的各项杂费基金也应进行彻底清理，且地方政府不得巧立名目变相收费。同时，按照税费平移原则，适当提高资源税税率。

③出台环境类税收政策。油气田企业生态环境保护工作仅依赖行政手段难以解决环境污染带来的负外部性，还必须出台环境类税收政策，引入税收杠杆，将油气田企业的环境成本内在化。与传统的依靠“外部约束”的行政手段不同，环境类税收政策是一种自发的“内在约束”力量。在不断降低成本动机的刺激下，企业会自发减少污染，致力环保技术创新研发活动，从而达到降低环境成本，实现油气田企业绿色环保可持续发展的政策目标。

④税制设计应考虑油气行业特点。油气资源税费政策在设计时应充分考虑油气行业的特殊性，结合油气行业的生命周期特点制定相应的税收政策，满足油气行业不同发展阶段的政策需要。

4 结束语

面对资源短缺和环境污染的双重压力，我国油气资源税费制度改革迫在眉睫。油气资源税费政策进一步优化对于促进资源节约集约利用，保护油气田生态环境，从而构建高效、安全、环保的油气供应体系具有重要意义。（来源：《油气田环境保护》，2016年第4期）