油气行业弃置费支付模式及案例分析

李 嘉，彭 云，徐海东，梁 涛，韩 杰

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.昆仑能源有限公司，北京 100101)

随着全球越来越多的在产油田步入油田开发中后期，弃置费用日益上涨已成为油气公司亟需解决的难题。据Wood Mackenzie公司不完全统计，2018～2022年，全球约有700个油田将停止生产，弃置费高达320亿美元，比过去5年上涨150亿美元[1]。国际石油合同中对弃置费的条款普遍存在不够明确的现象，政府立法和监管仍处于不断修改完善的过程中，未来存在较大的不确定性。对现有模式及其影响的分析将有助于理解未来弃置费政策走向。

本文结合石油合同类型，基于支付方式，将弃置费划分四种模式：模式1-税收抵扣、模式2-税收返还、模式3-税收抵免和模式4-建立弃置费基金，不同的支付模式将对合同者现金流、资产出售或购买，政府税收及弃置费监管产生不同影响。政府在完善弃置费立法的过程中需要在不同模式的利弊间寻找平衡，投资者在经营过程中也需要充分考虑不同征收模式对项目管理和效益带来的综合影响。

1 不同石油合同下弃置费条款分析

1.1 石油合同类型

在矿税制合同中，弃置费可建立基金账户，抵扣所得税或其他税基。尽管弃置费基金账户一般为政府规定的储蓄账户，但根据某些资源国税收规则，没有发生的实际费用不可进行税收抵扣，弃置费抵扣规则复杂，较难于实施。早期的产品分成合同中一般或很少包含弃置费条款；现代产品分成合同中一般有弃置费基金的详细条款，弃置费可进行成本回收；风险服务合同中对弃置费条款描述较少[3]。

1.2 不同合同下弃置费支付模式分析

通过对不同国家的财税条款及合同模式的分析，弃置费支付方式可分为两组方式。第一组主要体现在矿税制合同中，包括两种模式：模式1-税收抵扣和模式2-税收返还。第二组主要体现在产品分成合同中，包括两种模式：模式3-税收抵免和模式4-建立弃置费基金。

第一组：在矿税制合同中，弃置费一般在合同期末支出。

模式1-税收抵扣。即弃置费可在当年或是未来几年内抵扣其他税；如果在弃置费发生当年没有收入可以抵扣，弃置费可递延到未来几年内抵扣。这种方式简洁明确。

模式2-为税收返还。与税收抵扣类似，但是弃置费可由政府返还给合同者；政府根据弃置费抵扣税金情况，再次计算以前年度税金金额；根据税金上限限制，多余金额返还给合同者。这种方式可减少税收支出，政府会提供给油气公司税收差额，有时会考虑加上利息的税收差额；但这种方式存在风险，投资者可能会出现拖欠弃置费，不承担弃置费义务的情况[5]。

第二组：产品分成合同中，资源国政府一般许可弃置费可进行成本回收。

When the dynamic characteristic of the EHA is analyzed,the sinusoidal command is generally set as the test signal.The full stroke(F.S)1.5%of the actuator is used as the amplitude of the sinusoidal signal for the different frequencies test.The test signal equation of the actuator is

模式3-税收抵免方式。弃置费可进行成本回收或是税收抵扣；弃置费在合同期内设置基金账户，但是合同期末实际支出。此模式对弃置费的支出有着严格的限制，合同者的母公司需对弃置费义务进行担保以承诺弃置费可按时支付；对于一些没有雄厚财务背景的小型油气公司，资源国政府需商业银行对其弃置费提供担保，一般这一费用高于其收购价格。

模式4-建立弃置费基金(预提弃置费)。弃置费可进行成本回收或是税收抵扣；目前弃置费支付出现一种新的趋势，即油气公司在项目生命期内建立托管账户，为未来的弃置费提供资金；这些基金是可以税收抵扣或可成本回收，这意味着资源国政府也通过放弃税收或利润油来支付其弃置费份额；合同者在项目合同期内建立弃置费基金，并进行实物支付。在油田弃置时，弃置费停止支付。一般的计算公式为：每年需支付的弃置费基金额=(预计弃置费总额-上一年弃置费)×(当年产量/当年合同期内剩余储量)。弃置费的支付时间一般有一定条件，第一种为时间，例如在合同期末前5年或10年计提弃置费；第二种为储量价值，例如当剩余储量为50%时计提弃置费；第三种为两种方式组合在一起，例如合同期末前5年或剩余储量为50%时计提弃置费。

根据Wood Mackenzie数据，未来10年间12个主要油气资源国的弃置费财税模式见表1[4]。

表1 12个主要油气资源国弃置费支付模式一览表Table 1 Payment patterns of decommission cost in 12 major resource countries

资料来源：Wood Mackenzie

1.3 不同弃置费支付方式对项目经济性的影响

通过对四种模式的分析，建立虚拟项目的简易现金流(图1)，可以看出不同弃置费支付模式对项目经济性的影响。

1) 从现金流角度分析，模式1-税收抵扣和模式2-税收返还在项目初期的现金流基本一致，区别在于模式1-税收抵扣的现金流在期末会略低于模式2-税收返还。模式2-税收返还的累计现金流比模式1-税收抵扣的累计现金流高出23.26%。当折现率为10%时，模式2-税收返还的净现值高于模式1-税收抵扣的净现值12.30%。主要原因是模式2-税收返还中，弃置费可进行税收抵扣，前期的税损结转抵扣使得税金降低，净现金流增加。如果未来没有收入，在模式2-税收返还中，油气公司可以获得退税，收入将增加，净现金流也将随之增加。在模式3-税收抵免中，由于弃置费可抵扣税金，不需要必须设置弃置费账户，所以模式3-税收抵免的现金流略高于其他几种方式的现金流。从累计现金流来看，模式3-税收抵免的累计现金流最高，其次为模式2-税收返还，再次为模式4-建立弃置费基金，最后为模式1-税收抵扣。模式3-税收抵免的累计现金流高于模式2-税收返还累计现金流0.94%，高于模式3-建立弃置费基金累计现金流1.9%，高于模式1-税收抵扣累计现金流24.42%[5]。

2) 从弃置费支付时间角度分析，在模式1-税收抵扣、模式2-税收返还和模式4-税收抵免弃置费都必须在合同期末支付。在模式4-建立弃置费基金中，弃置费需要每年支付，在合同期末没有弃置费支出。预提弃置费作为负债的一种，应在资产负债表中以“预计负债”项目反映[6]。同时，预提弃置费还应在每一期的会计报表的附注中对预计弃置费形成的原因、产生的金额及每年变动做出披露。预提弃置费的披露能让投资者更了解企业的资产结构、负债的具体情况、企业的环境义务等，更全面地了解企业的情况才能避免投资者因为信息失真而导致的盲目投资及错误投资[7]。

3) 从政府监管角度分析，模式1-税收抵扣下的弃置费在合同期末支付，不涉及税收返还等计算，最易于管理。模式2-税收返还下的弃置费涉及到税收返还的计算，较难于管理。在模式4-建立弃置费基金下，弃置费需在合同期每年支付，油气公司不能逃避弃置义务，也不涉及税收返还的计算，有利于资源国政府对油气公司弃置费义务监管。

4) 从资产收并购角度分析，模式1-税收抵扣、模式2-税收返还和模式3-税收抵免下的弃置费都需要在合同期末支付，对合同到期后的资产置换影响较大。在模式4-建立弃置费基金下，虽然油气公司需预提弃置费，建立弃置费基金，对合同者的现金流影响较大，但是对资产出售，以及合同到期后的资产处置影响较小，并且能大幅降低公司可能因弃置问题带来的财务风险[8]。弃置费的计提通过积累储备的专项资金，达到了降低企业财务风险的效果。油气公司也不用因为需要在一年中支付巨额费用而临时筹措资金，降低其财务风险。

图1 在不同弃置费模式下的项目现金流Fig.1 Project cash flow in different payment patterns of decommission cost(资料来源：文献[4])

2 重点地区案例分析

2.1 北海地区

英国的石油合同类型为矿税制合同，弃置费支付模式为模式1-税收抵扣和模式2-税收返还。北海油田作为英国的重要产油地区，已进入开采中后期，海上油气设施弃置问题已不可回避。由于北海地区独特的地理环境，环保要求较高，海上设备平台的维护修理需要投入的资金较大，这使得油气公司在经营过程中，尤其是在生产后期，将会面临较大的弃置费支出。为了保证油气行业的稳定发展，同时为了保障油气公司在未来能够抵御油气价格波动带来的风险，英国政府从2012年就开始拟定废弃支出减负计划，该计划于2013年10月正式颁布[9]。

废弃支出减负计划的主要内容是对油气公司在油气生产经营末期面临巨额弃置费的状况下，给予弃置费一定比例的减负，这种减负通过税收返还的形式实现。废弃支出减负计划规定，若在废弃作业期间，油气公司当年的油气销售总收入扣除成本(包括弃置费)后的数额为负时，油气公司可以将当期发生的弃置费，作为历史上纳税抵扣项的一部分，计算废弃支出减负的返还税收额。税收返还数额不受油气公司当前亏损数额大小的限制。历史上油气公司合计的计算各项税金的基数与油气公司弃置费总额，影响着弃置费可减负的比例。弃置费减负的最高额度以该油气公司历史纳税的总额度为上限[10]。

废弃支出减负计划的颁布使得油气公司在低油价时期减轻了弃置费支出的压力。但是，由于该计划已删除了许多不确定性税费减免的条款，有意收购成熟油田的油气公司将无法获得和卖方同等水平的退税优惠条件。油气公司为提高资产转让或并购中的灵活性，正在寻求进一步的改革，以缩减买卖双方在弃置费问题上的价值差距。

目前，一些油气公司建议采用可转让的税务记录(transferable tax history，TTH))的方式，以减少弃置费支出对交易的影响。卖方提供给买方其部分可退税记录，买方可用这部分记录作为未来的弃置费支出进行退税。交易双方在合同谈判中确定弃置费金额，值得注意的是，这一部分金额不可超过预期的弃置费总额。

与此同时，英国政府也在积极寻求对策。在2016年间，由于现行财税条款阻碍了收购业务的顺利进行，政府向石油行业进行了大量调研。2017年11月，政府宣布了可转让的税务记录将继续推行，并开始起草立法。尽管TTH对弃置义务有所帮助，但在英国和挪威之间的大部分交易中，卖方仍需承担重大的弃置义务责任。目前在收并购交易中，一些油气公司之间会签署弃置费的相关协议，这种协议不是涉及财税政策的变化，只是公司之间的行为。例如，2018年6月，壳牌公司(Shell)通过旗下壳牌挪威公司向OKEA出售挪威Draugen油田44.56%股权和Gjoa油田12%股权，剥离其公司资产。交易双方就签署了弃置费相关协议，壳牌将保留弃置费负债，并从未来应税收入中扣除弃置费。OKEA也将从资产后期收益中最大限度回收投资。

2.2 北美地区

北美地区的产油国为加拿大和美国。加拿大的石油合同类型为矿税制合同，弃置费支付模式为模式1-税收抵扣和模式2-税收返还。加拿大原油主要产自西部的阿尔伯塔、萨斯喀彻温和马尼托巴等省，97%以上的石油资源为油砂资源。加拿大的油砂密度大、黏度高、含硫高、含氮高、残碳高、含金属量高，开采和加工都非常困难。此外，加拿大环保要求较高，石油生产商露天开采油砂以后，必须将原有土层和油砂分离后的沙子回填，尽量恢复原来地貌，降低环境污染。在加拿大，弃置费的关注点主要为确保油气公司可支付用于油田清理及达到环保要求的弃置费用。在阿尔伯塔省，大约四分之一的废弃油井仍需进行堵塞和废弃作业。艾伯塔省和萨斯喀彻温省也都遇到同样的弃置费环保需求问题。但是当小型油气公司作为油田操作者时，由于资金或国际油价等因素，小公司倾向于宣布破产以规避弃置费。所以他们在公司负债表上没有提供准备金账户，试图通过提供无息贷款或寻求现金存款以支付弃置费。如果公司破产清算，他们将不承担弃置费义务[11]。

美国石油合同类型为矿税制合同，弃置费支付模式为模式1-税收抵扣。每个州的弃置费金额要求不同。根据油田开发程度，德克萨斯州的弃置费在25 000～250 000美元之间，阿拉斯加的弃置费为20万美元；根据油井的深度，加利福利亚州每口井的弃置费在25 000～40 000美元之间。美国还有一项规定，即油气公司不能通过出售资产而完全解除其弃置义务。弃置费不能收回用于其他税收抵扣，但可以在公司层面抵扣所得税。

此外，美国联邦税率从35%降至21%，这意味着油气公司将从弃置费中获得更少的税收减免。新税收法案取消了结转损失的条款，并对税损结转的上限进行了限制，上限为净利润的80%，这使弃置费很难进行税损抵扣。

2.3 亚太地区

印度尼西亚和马来西亚的石油合同类型为产品分成合同，弃置费支付模式为模式3-税收抵免和模式4-建立弃置费基金。这两个国家早期的产品分成合同中对弃置费的设置没有明确的条款说明，大量的在产油田没有考虑或考虑较少的弃置费支出。从2008年起，印度尼西亚和马来西亚的产品分成合同中要求合同者需建立弃置费基金。

目前印度尼西亚有很多油田合同即将到期，合同延期是印度尼西政府关注的热点问题。由于成本回收对税收收入的影响较大，在新产品分成合同中印度尼西政府取消了成本回收条款。但就目前合同而言，弃置基金仍可抵扣所得税[12]。泰国的主力油田合同大多将于2022年到期，但是合同中对于弃置费没有明确条款说明。弃置义务条款问题可能会阻碍后续的合同延期谈判[13]。所以，2016年泰国政府为确保弃置费的提取，签署了一系列保证金政策。其中弃置费的提取需要有一定的前提条件：①当油田40%的储量已开发；②净现金流小于1.25倍弃置费；③剩余合同期小于5年，当这三个条件有一个条件满足时，弃置费需要提取。但是在未来合同竞标过程中，弃置义务如何在新老操作者中进行分配将是一个焦点问题，这一问题后续还需要双方通过协商解决。

2.4 非洲地区

尼日利亚的石油合同包括矿税制合同和产品分成合同两种模式。许多主力油田的石油合同为50年的矿税合同，大部分合同已延期，新的合同中也已加入弃置费相关条款[14]。随着大批深海项目的产品分成合同将在未来5年内到期，弃置费条款将成为一个热点问题。在目前的产品分成合同中，弃置费是可以通过开立信用证或代管账户进行支付。在代管账户的模式下，弃置费的支付时间及利率需要由公司管理层通过协议进行决定[15]。

如果油气公司没有规范的管理办法，合同者之间对弃置费支付利率等问题出现意见分歧，弃置费问题将得不到有效解决。所以，尼日利亚石油行业协会已同政府合作建立关于代管账户时间安排和机制的管理办法准则。在任何合同延期前，合同各方都需达成关于弃置义务的协议，这一弃置费协议的推进与将出台的新石油财政条款相同步进行。但是，在此协议推行之前，弃置费义务仍存在一定支付风险。

2018年4月，安哥拉也更新了本国的石油条款。矿税合同和产品分成合同中均引进了弃置费的相关条款。原合同中弃置费直接支付给国家油气公司(Sonangol)。税收条款更新后，在产品分成合同中弃置费将成立代管账户，弃置费从投产日起向账户内支付。

3 结 语

基于不同石油合同模式，衍生了出了四类弃置费的支付方式，这四类支付方式各有侧重，特点突出。从弃置费支付时间角度分析，在模式1-税收抵扣、模式2-税收返还和模式3-税收抵免的弃置费都必须在合同期末支付，对项目现金流影响较小，但是面临的弃置费违约风险较大，对合同到期后的资产处置影响较大。从监管角度分析，模式1-税收抵扣下的弃置费在合同期末支付，不对以往税金进行抵扣，最易于管理。比较而言，模式4-建立弃置费基金能更好地实现在资源国政府和油气公司利益间的平衡，预提弃置费可能是未来弃置费支付的大势所趋，有利于政府对弃置义务进行监管，也有利于油气公司降低弃置费问题带来的财务风险。

目前各国的弃置费法律法规并不完善，油气公司对弃置费重视程度也不够，弃置费的计提仍不够普及。但随着资源国环境保护法律法规的逐步完善，各类石油合同中的弃置费条款也将日趋严格，油气公司需要从项目全生命周期考虑，充分认识和评估弃置问题可能带来的影响，从财务、管理等各个方面做好应对资源国弃置费政策调整的准备。