新时代中国油气开采财税收入制度改革的方向

王育宝，胡芳肖

(1.西安交通大学 经济与金融学院，陕西 西安 710061；2.西安交通大学 陕西经济研究中心，陕西 西安 710061；3.西安交通大学 公共政策与管理学院，陕西 西安 710049)

油气资源是国家重要战略资源。从19世纪末油气资源商业化开采以来，国际社会就围绕油气开采收益的获取和分配问题展开了讨论。此后，根据油气开采中出现的开采地“富裕的贫困”和“荷兰病”现象，学者从最初的以油气税制变迁分析为主转向研究油气开采税制的理论基础、税费结构、不确定情况下税费征缴标准、量化方法、征缴透明度、问责制以及税制改革经济社会风险等问题，努力为建立全面、客观、中性油气财税收入制度出谋献策[1]。目前，世界主要油气生产国财税收入制度不断完善，取得了较好成效。

中国大规模油气开采引发相关生态环境问题和对矿区居民生产生活造成影响的时间较短，但由于存在矿权与地权冲突、开采中财税收入工具界定不清晰、税费征收标准不明确、忽视矿地居民收入保障等问题[2-3],影响矿区可持续发展和新时代生态文明社会建设。因此，本文总结借鉴了世界主要油气生产国油气开采财税收入制度的经验教训，提出中国深化油气财税收入制度改革的方向,以期建立充分保障我国油气开采中利益相关者权益的油气财税制度体系。

一、地权与油气产权安排及油气开采财税收入制度

油气开采财税收入分配制度是调整油气生产经营中诸多经济关系的法律法规、管理体制的总和，是一套由税法、土地管理法、石油法、天然气法、投资法和政策等组成的复杂体系。矿产资源权益及其收益分配不但与地权和矿权密切联系，而且各国不同的地权和矿权结构，形成了各具特色的油气开采财税收入及分配制度。经过多年实践，世界油气生产国主要形成了油气资源国家所有、以所得税和权利金为主要收入工具的特许权制和合同制两类油气开采财税收入制度。

(一)地权与油气资源产权安排

开采油气资源必然要使(占)用土地。根据油气资源赋存于土地之下和土地产权与矿权结合程度不同，油气产权分为地下权与地表权“完全结合”“有限结合”和“完全分离”三种[4]。这三种安排各有利弊，但政府在土地使(占)用补偿、油气勘探开采收益分配等方面，通过制定和完善相应法律法规、出台政策等，均对克服利益相关者矛盾和冲突发挥着重要作用，但也存在一定局限。如矿权国有化、油气国有企业垄断开采等[5-6]，会降低开采收益分配的透明度，减少土地所有者的收益，引发土地所有者与开采者的利益纷争。因此，建立合理的矿权与地权关系，对化解企业、政府与开采地居民利益冲突就很重要。

(二)油气开采财税收入制度比较分析

目前，全球形成了1 000多种油气开采财税收入制度[7]。根据开采者获得矿业权方式的不同，这些制度可归为特许权制和合同制两大类。特许权制是法律允许私人拥有其私有土地下储藏的油气所有权，油气所有者可将矿上土地所有权和矿业权转让给开采者，开采者通过市场竞争方式取得特定区块及地下油气资源，一定期限内拥有该区块生产专营权、管理权以及获益权，并向所有者和政府缴纳矿区使用费、所得税等。美国、英国、巴西等是此类比较典型的国家。合同制是政府保有油气所有权，开采者通过与政府协商，分别以产量分成合同(PSCs)和风险服务合同(RSCs)获得油气产量或其销售收入分成。产量分成合同将总产值分为成本油和利润油，其中矿区使用费、利润油及所得税是政府收益的主要来源，政府对开采者进行管理和监督[8]；风险服务合同下，政府拥有勘探、开采资源的成果，开采者依合同获得现金报酬，收回成本。此类主要在伊朗、哈萨克斯坦等国实施。两大制度均重视保护土地所有者的利益，并在此基础上通过财税工具的有效组合激励企业开采，协调开采中中央、地方、企业和开采地居民之间的利益关系，力争油气开采有序进行，财税征收科学合理[9]。两者的区别主要在于对油气所有权处置上：在特许权制下，开采者可获得油气所有权，而合同制下则不行，同时在税费类型、结构方面也有差异(详见表1)[10]。

资料来源 ：作者根据参考文献[4，12，17]等整理

此外，在国际社会中，法律稳定、市场竞争充分且能合理保护投资者利益、矿权与地权一致的国家或地区，主要采取特许权制；而法律法规、市场机制不健全、管理能力相对较低的国家或地区，产量分成合同采用最多[11]。当然，各国油气财税收入制度也是随着经济发展、国际油气价格波动等因素变化而变化。如2014—2016年，由于国际油价大幅下跌，油气生产国收入严重下滑，仅欧佩克收入同期就下跌至3 410亿美元，减少50%以上。自2015年开始，为应对收入减少，北美、中东、中亚和非洲等地区的国家积极改革财税制度，以保证国民经济稳定发展[12]。

不管土地的所有权或使用权归谁，充分补偿油气开发利用中土地所有者或使用者是非常重要的。因为只有给予其土地流转合理补偿，建立市场化油气矿权和土地流转权统一的油气财税收入分配制度，油气开采中利益冲突才能避免。中国油气开采存在地权与矿权不统一、国企垄断开采、土地使用权人(开采区居民)补偿不足、中央与地方、地方与企业以及开采地居民间的利益矛盾和冲突不时产生等问题。本文总结分析国外做法，以期对中国推进油气资源税费制度改革、建立以市场为基础、合理收缴和分配油气收益制度提供重要借鉴。

二、世界主要油气生产国油气开采财税收入的结构比较

油气开采财税收入工具多种多样。根据来源不同，可分为税收收入和非税收入两类。各国财税制度的差异造成其税费收入工具的差异。科学合理的税制安排，对调动企业开采积极性、保护资源所有权人利益和维护开采地居民资源环境权益有重要作用。

(一)税收结构

油气开采税收收入，包括一般税和特殊税。一般税是指油气开采企业和其他企业都必须缴纳的税，主要包括所得税、增值税、关税等，但适用的税率有些对油气企业有特殊规定；特殊税则是基于油气资源特殊性形成的企业需额外缴纳的税，最典型的是资源租金税、超额附加利润税、暴利税等。国家不同，其税收结构、征收标准、企业税负也不完全相同(详见图1)。

1.一般税比较

(1)企业所得税。企业所得税是国家对企业所得征收的税。缴税时，企业从实际税负出发，考虑的主要是抵扣条款、激励机制以及本国与开采国的税收协调等。许多国家对其油气企业的国外收入征税，但却提供外国税收抵免。油气企业希望本国与所在国所得税制相协调，使其在国外获得的利润享受较高扣缴税款。开采企业适用该税的特殊性还体现在税收“围栏”(Ring-fencing)规定上[13]。英国对同一企业在不同开采项目间设置税收“围栏”，将每个项目作为一个纳税实体独立核算并纳税，用以防止企业将亏损项目的支出和损失与其他盈利项目的收入合并核算，少缴税款[14-15]。俄罗斯虽没采用“围栏”，但却规定了项目间的相互弥补制度，即只有年收入1 000亿卢布的企业才适用。哈萨克斯坦则降低所得税，由2008年的30%下调至2011年的15%。除联邦政府对开采企业征收35%的企业所得税外，美国不同州还加征州企业所得税。如阿拉斯加就对年净收入超过9万美元的油气企业加征9.4%的州企业所得税，但州政府提供20%的资本支出优惠。中国政府没将每个开采项目独立对待，没设“围栏”，与国外也缺乏协调，并且政府还给企业提供税收优惠。仅2011年，中国石油、中国石化从中央政府获得的所得税优惠分别就达127.93亿元、18.25亿元。中国油气企业所得税负担过低[16]，所得税没能真实反映不同油田的生产经营情况，亟待改进(详见表2)。

(2)增值税。世界上设置增值税的油气生产国很少，且主要征收消费型增值税。如考虑到油气勘探、开采风险大、采掘后增值额难确定等现实，美国、英国等对油气企业免征增值税，芬兰、俄罗斯、阿根廷以及美国的一些州，如加利福尼亚州等则设置消费型增值税，税率分别为瑞典25%、芬兰22%、阿根廷21%、哈萨克斯坦12%、俄罗斯18%、印尼4%～33%、美国加州7.25%等，但对石油勘探开采劳务免征；俄罗斯、哈萨克斯坦对原油、天然气和天然气凝析物出口实行0%增值税优惠，加拿大各省税率从5%～15%不等[17]。增值税计征办法，除芬兰采用含税价格计算外，其它均按不含税价格计征。中国2009年开始实行消费型增值税，并对开采油气提供的生产性劳务征收增值税。由于在应纳税额中不允许扣除外购固定资产价款包括的进项税额，造成油气企业税负过重，后续发展资金短缺[11]。2019年4月以前，中国增值税标准税率为17%，但实际税率普遍高于国外[18]。

表2 世界主要油气生产国油气开采企业所得税征收标准比较

资料来源：作者根据参考文献[13，15，17]整理

(3)出口关税。关税是油气生产国或增加国家收益、或限制油气出口而采取的措施。在国际油价变化剧烈情况下，出于保护资源和防止财税收入大起大落，俄罗斯和中亚等油气出口国会及时对油价重新评估，确定油气出口税率。俄罗斯原油出口关税税率一般随地中海与鹿特丹市场上每月的乌拉尔油价(Urals price)变动：乌拉尔油价越高，关税水平也越高。从2019年开始，上面提到的出口关税税率要乘上调整系数，2019—2023年的调整系数分别为0.833、0.667、0.5、0.333、0.167,2024年以后为0；天然气适用30%的出口关税，而液化天然气使用零税率[17]。哈萨克斯坦对原油征收从1%到33%的出口关税：当国际油价低于US$19/bbl时，适用1%税率，大于US$40/bbl时，适用最高税率；2015年时，采用从量征收，为US$60/t[19-20]。阿根廷原油出口关税是离岸价格的5%～15%。2007年8月1日起，中国仅对中外合作海洋石油的外国合同者加征5%的出口关税，在此之前均免税。中国油气对外依存度很大，限制油气出口很关键。相较其他国家，该税率很低。

此外，油气企业也需缴纳一定数量的地方税。如在中国，油气企业需交纳城乡建设税、教育费附加等。这些间接税各国也是不同的。

2.特殊税比较

为激励企业勘探、开采风险项目，促使油田挖潜提效，保障油气供应，协调开采中利益相关者的责任和权益，世界油气主要生产国对油气开采企业还征收了包括资源租金税(RRT)、累进利得税(PPT)、暴利税在内的特殊税，实现公平税负。

(1)资源租金税(resource rent tax,RRT)。基于项目资源租这一概念，类似于现金流税，是对企业以项目为基础的超额利润追加纳税，只有当累计现金流为正时才征收。这里的超额利润是指项目运作中扣除所有资本和经营支出(但不包括利息)后的项目利润。只有当累积的负的现金流被收入完全抵消了才可征税。英、美沿海地区和挪威应用该体制，东帝汶、澳大利亚的西澳洲也在使用。西澳洲海上油气开发RRT税率为0%～40%，税基为达到栅栏收益率后的项目净所得(扣除累计开发支出和一般项目支出后的所得)，不征收权利金(陆上只征收权利金，不征收RRT)；尼日利亚石油开采租约有生产性和非生产性两种，RRT征收标准分别为US$10/km2和US$20/km2；坦桑尼亚将其植入开采合约但未征[17]。RRT的优点，一是不会扭曲投资决策，优于权利金或常规的利得税等工具；二是可自动提供税收制度的稳定性等。

(2)累进利得税(progressive profit tax,PPT)。PPT是对利润相对丰厚项目的征税，通常对超过一定水平的利润使用较高税率。这一水平根据资本存量确定。一旦利润占资本存量的比重超过一个确定阈值，超过阈值的利润就要纳税。英国、加拿大、印尼、巴西、澳大利亚、南非以及哈萨克斯坦等国采用。1975年，英国称 “石油收入税”(Petroleum Revenue Tax)，提出从各个油田产生的利润中征收。它引进了一个安全网，只是在油田累计收入超过支出时才会征收，而对开采早期缺乏赢利的油田不征[21]。1993年至2015年12月底，英国石油收入税的税率一直维持在 50%；2016年1月，英国政府将税率调整为35%；2016年3月初，宣布取消征收石油收入税，目前税率为0[15]。巴西企业应税利润低于BRL24 000时，应纳税额为名义收入的15%，超过该值则为25%；哈萨克斯坦称超额利得税(Excess profit tax,EPT)，以内部收益率(IRR)为基础，针对企业税后收入减去费用按年度缴纳，税率取决于项目累积的总收入与总支出的比率(也称R因子)，实行0%-60%的累进税率[13]，计税基数是开采企业超过扣除费用25%后的净收益部分。2005年1月1日，哈萨克斯坦生效的《税收法案》引进了触发点(2018年没提及触发点)，一旦累积收人和累积支出比率超过1.2，便启动EPT[20]。PPT和RRT的区别在于，PPT没考虑货币的时间价值或投资者的要求回报。在生产共享合同中，R因子经常被看作是政府和合同者之间分配利润油的途径[22]。

(3)暴利税(WPT)。暴利税也称石油特别收益金。它不以政府提供服务为对价，是政府凭借国家权力对矿业权人因开采优质、高品位或优越区位油气资源所产生超额利润减去平均利润后的差额征收的税，反映国家和矿业权人的经济关系，具级差地租性质，是临时性矿业税制。20世纪80年代初，面对全球油价大涨和企业暴利，美国率先颁布《石油暴利税法》，开征该税。在其后征收的8年内，美国政府税收不增反净减少约400亿美元；1988年后，因油价下跌、国税局管理成本过高等被取消[23-24]。2007年，厄瓜多尔对外国石油企业加征99%的暴利税。2008年3月，委内瑞纳开征暴利税；2011年，颁布新《特殊收益金法令》，将起征点由US $70/bbl下调至US $40/bbl，税率调高至95%。中国针对油价持续上涨，而政府收入增加不明显情况，从2006年3月起，也开征特别收益金，收益金实行五级超额累进从价定率计征，并纳入中央财政预算管理，用于补贴弱势群体和公益性行业。同时，中国受油气公司弥补资源税改革“倒逼”影响，起征点从2006年的US $40/bbl分别提高到2011年的US $55/bbl、2015年的US $65/bbl。暴利税虽会增加中央收入，但会打击企业开采积极性，应慎重启用。

(二)非税收入结构

油气开采非税收入主要包括权利金、矿地租金和红利、资源耗竭补贴和产量分成等。这些从本质上讲都是由油气资源的所有权产生的，各国也各具特色。中国收缴标准相对较低[11]。

1.权利金

权利金是所有者(出租人)对开采者(承租人)开采油气资源收取的费用，优先从开采收入中扣除。权利金绝大部分交给国家。世界主要生产国为鼓励最大数量油气开采，防止采富弃贫，根据矿床质量，权利金通常按不同比率征收，主要有固定比率和滑动比率两种计算方法。前者一般是产量(或销售收入)的10%～20%；后者主要由R系数即累计收入与成本的比值决定，R系数越大，征收率越高。净进口国一般有较低的权利金要求，净出口国则较高。澳大利亚、挪威等国不收权利金。从2003年开始，英国取消收取权利金。哈萨克斯坦、俄罗斯将其称为矿产开采税(Mineral extraction tax,MET),其费率取决于油气产量是在国内消费，还是出口，费率随产量的增加而上升。中国仅对海上中外合作项目，青海、西藏及新疆的陆上PSCs项目按产值的0%～12.5%收取权利金，其他情况按销售收入征收资源税和资源补偿费(详见表3)。由于资源税和资源补偿费性质上和权利金一样，因而合并三者为资源税征收是中国全面深化改革的重要方向。

2.矿地租金和红利

矿地租金，也称矿业权租金。它是采矿企业向土地所有者支付的土地使用费，一般按采矿使用的土地面积计算，按年缴纳，其单位缴纳额根据采矿阶段以及使用年限决定。租金有勘探租金和生产租金之分。各国对矿地租金一般先确定一个较低的单位数额，目的是为防止投资者占用土地而不进行勘查或开采。一般来说，开采阶段的矿地租金高于勘查阶段的，而随着使用年限的增加缴纳费用越高[25]。油气矿地使用不仅更多表现为临时占地而非永久占地，用地分散，而且开采对矿区居民生产生活影响较大，因此租金也较高。挪威是世界上油气矿地租金最高的国家，达NOK 30 000/km2(约US $5 000/km2)。美国阿拉斯加仅第一年租金就为US $247/km2，以后逐年递增。尼日利亚只有NGN 200/km2[17]。矿地租金类似于中国征收的探矿权、采矿权使用费。中国虽处于中下水平，但是中国的矿地租金是对资源勘查劳动成果的补偿，是为避免国家地质勘查所形成的国有资产流失。这和矿地租金的本意有巨大出入，亟需调整。

表3 世界主要油气生产国油气权利金征收费率比较

资料来源：作者根据参考文献[17，31]整理

① MCI(monthly calculation index)指每月的计算系数，相当于一定量的哈萨克斯坦货币(KZT)。2015年1月1日时，MCI 1相当于KZT 1982，2016年1月1日时，MCI 1相当于KZT 2121。

红利是矿业权招标、拍卖中获得勘探或开采许可的中标人向资源所有权人一次性支付的金额，反映所有者的部分财产收益。缴纳红利有助于国家在项目早期就获得部分收入。油气红利一般分为签约红利、生产红利和社会红利三类。巴基斯坦征收三种红利但以社会红利为主；哈萨克斯坦、印尼和澳大利亚等国征收前两种红利。有些国家只征收签约红利，不征收生产红利。俄罗斯规定，红利不得低于油气产值的10%，但法律并没规定上限。巴西国家石油机构规定一个红利下限，但实际中标价格可能低于这一价格，在多数情况下，一次性支付的红利在US $ 100～700万之间[26]。荷兰、挪威及加拿大西北地区等还免收红利。中国境内的中外合作产量分成合同涉及红利，在确定金额时考虑油气的产量和经济发展状况[17]。从2007年开始，中国石油、中国石化、中国海油等三大石油公司每年向国家上缴的国有资产收益，即红利为公司净利润的10%；此后有所增加，2014年上缴比例达到20%。但国家将这些红利基本上又以科技创新、脱困补助等补贴形式返还给了油气企业。因此，为推进社会公平，国家建立适度提高油气企业红利上缴水平、防止红利回流的制度就比较关键[27]。

3.资源耗竭补贴

资源耗竭补贴，是指每个纳税年度国家从其净收入中扣除一部分给油气田的所有人或经营人,用于扶持其寻找新矿体或可替代资源等，鼓励他们从事油气勘查、开采和替代资源的寻找、研发等，是一种负权利金。美国于1913年最先采用，开始时被称为“发现耗竭准备金”，1926年改为“比例耗竭准备金”，油气公司可在应纳税所得中扣除销售收入的一个固定比例。1931年之后，计提做法被推及到油气之外的其他矿业部门。加拿大、澳大利亚、马来西亚、印尼等国也采用过该制度[28]。目前，耗竭准备金还是一项具有争议性的制度。它有助于分担企业的勘查风险，激励企业勘查新资源，但如制度设计过于优惠，可能会导致国家税费流失。因此，世界上只在少数国家实行[18]，我国目前还没有实行。

4.产量分成(PSC)

产量分成是指政府在项目中获得与其开发权相对应的等额回报，等价于政府有一个附带权益。印度尼西亚油气企业在成本回收前，需拿出产量的20%进行分成，而“孝敬”政府和成本回收后的剩余产量再在国家和石油公司间按71.15%、28.85%的比例分成。石油公司税后石油利润份额是15%，天然气份额是35%。对边缘类型的深水区块，石油按税后35%产品分成，气田按40%分成[26]。在每项PSC中，巴西国家石油公司(Petrobras)必须是运营商和领导者，且至少占30%的份额，剩余的70%拍卖给私人油气企业。尼日利亚国内各方按协议共享油气产量。勘探风险和回收成本由承包商承担，同时他对成本油和利润油拥有绝对权力，缴纳50%利润的资本利得税。中国深海勘探的年度成本回收率为50%～62.5%，陆上勘探则为50%～60%。成本回收主要包括以下费用和支出：矿权使用费、探矿采矿价款、生产和运营成本、开采费用的利息支出(目前为9%)。其他的被视为利润，根据产量分成协议中相关条款在政府和参与者间分配[17]。

总之，世界主要油气生产国家油气开采财税制度总体表现出几个特点：建立了相对独立的油气专门法规、具有相对明晰的产权制度，税费结构简单，并较好体现了政府宏观调控的公平和效率目标等。这些将对全面深化中国油气开采财税制度改革具有重要的借鉴作用与意义。

三、中国深化油气开采财税收入制度改革的方向

目前，中国油气开采财税收入制度存在税费工具性质不清；税费结构不合理，所得税税负低而流转税过高；“两费一税”等非税收入与级差收益存在矛盾[29]；资源耗竭和外部性补偿不足；国家垄断造成地方征税积极性不高、矿地补偿不充分等问题[30]。这些问题的存在既影响民间资本开展油气开采的积极性和油气开采效率，也严重损害油气开采地政府和居民利益，造成“资源诅咒”甚至利益冲突。本文认为，我国要化解这些矛盾，应从新时代保障资源可持续开发利用和矿区居民持续受益高度，并从实现代际和代内公平出发，提出和设计统筹政府、企业和开采地居民权益的油气开采财税收入制度的改革思路和措施。

(一)建立油气开采专门法规，明晰油气矿权与土地产权关系

首先，我国要建立油气资源开发利用专门法规，在公有产权内部，清晰界定地上权与地下权、国家所有权与集体所有权的界限，防止所有权交叉重叠造成的不必要利益冲突；要防止私有或外资开采人对国有资源的非法开采，严厉打击偷采、滥采行为。其次，我国要健全发挥市场决定作用的油气资源有偿使用制度，引导土地产权和矿业权交易流转市场化，强化对矿区土地流转和油气矿权交易的管理规范。第三，国家可让原归属集体所有的土地使用者能以土地使用收益入股油气开采企业，直接享有必要油气开采租金，使开采地居民资源环境损失在土地使用权流转中得到充分补偿等。

(二)优化税费征收结构，合理调节税费分配方向

我国应结合油气资源空间分布不均、资源耗竭、级差特征显著的特点，综合考量开采中地理区位、资源禀赋、开采技术、油气质量、开采阶段以及生态环境等客观差异，确定差别税费率，发掘税费级差调节职能，推行资源耗竭补偿制度；实行所得税“围栏”制度，根据油田的赋存、区位、开采条件等，征收不同税率企业所得税；统一将权利金称为资源税，并将资源税、矿产资源补偿费合并为资源税，完善税、费合一从价计征制度；提高油气矿地租金征收水平，充分补偿土地所有者或承包权人损失；保持石油特别收益金制度相对稳定；适度提高油气企业红利上缴比例，减少政府补贴；强化税费收入工具有效组合等。

(三)强化油气资源资产价值，明确油气财税改革重点

我国应树立油气资源资产价值观念，以市场化为导向，以统一油气勘探权、开采权等油气使用权为起点和目标，在实现国家所有者财产收益、居民土地使用权收益前提下，围绕土地使用权流转权利、行业准入权利、矿产经营权利和油气财产权利，系统推进油气开采财税收入制度改革；打破国有企业垄断格局，允许非国有企业进入油气开采领域；凭借国家政治权力，在保证油气开采企业必要收益前提下，对开采企业在缴纳权利金、所得税外，扣除勘探和开采成本后的超额利润征收累进暴利税；密切暴利税和权利金以及其他生产成本间的关系，建立政府、企业与居民间公平的利益分配关系。

(四)明确税费优惠幅度，促进油气高效开发利用

我国应结合低碳绿色发展要求，降低油气对外依存度、高效开采和节约利用油气资源、改善环境、保障供应安全需要。一方面，国家给予油气行业一定的税费减免优惠；另一方面，为油气开采企业“走出去”从国际市场获得份额油气提供扶持。例如，国家允许油气公司通过加速折旧尽早收回投资；对开采公司筹集的风险资金支付的利息和股息在公司计税时给予合理扣减；对开采区位差、难度大的项目实行低税率甚至免税；对“走出去”企业向外国提供的税收进行抵免；给开采企业提供其销售收入20%～25%的耗竭补贴等。