关于合并油气田企业资源税和矿产资源补偿费的(2)
2017-05-29 01:10
导读：三、油气田企业资源税费合并的可行性 1.资源税费合一符合费改税的客观要求费改税是进一步完善财税体制改革的重要内容，也是市场经济体制下政府依法
三、油气田企业资源税费合并的可行性 1.资源税费合一符合费改税的客观要求费改税是进一步完善财税体制改革的重要内容，也是市场经济体制下政府依法治税的必然要求。矿产资源补偿费是市场经济初期出台的一项收费制度，现已不适应油气田企业，将其并入资源税符合财税体制改革的要求。 2.纳税主体的同一性为资源税费合并提供了条件 油气资源税和矿产资源补偿费均由油气田企业缴纳，二者合并后纳税主体并未发生变化，不同的只是缴纳环节和征收部门减少。同时也符合简化税制、公平税负的原则，对国家和企业都是双赢的现实选择。 3.税费合一是油气田企业的迫切要求 前已述及，资源税费并存已给油气田企业的经营管理、核算等带来诸多不便。油气田企业的需要有一个包括税收在内的宽松合理的经营环境，因此，通过深化税制改革、规范政府的收费行为，将矿产资源补偿费并入资源税符合油气田企业的要求。
四、油气田企业资源税费合并注意的问题 1.税率问题 资源税费合一后，新的资源税税率并不是将二者税率简单相加，而要对现行资源税税率进行必要的调整。现行油气田企业资源税实行幅度定额税率，即石油税额为8～30元/t，天然气税额为2～15元/km3，财政部在此幅度内规定了各油气田企业具体适用的税额。现行税额标准在实施过程中主要存在以下问题： （1）对油气资源的差别性考虑不够。不同的油气资源因储量、井深、油气质量等条件的不同，其经济收益有所差别，并且每个油气田产量都经历一个由上升、稳产到递减三个阶段，各阶段的投入产出存在很大的差异。东部各主力油田已经进入稳产后期阶段，综合含水率上升，成本急剧增加，稳产形势十分严峻，特别是上世纪90年代后期以来，东部大庆、胜利等主力油田为确保原油产量，相继实施三次采油技术和大面积开采外围边际油田，这导致各油田或同一油田不同二级单位在收益和税负上的差别。因此，在确定资源税税率时，既要考虑油气勘探开发的不同阶段，又要考虑同一油气田企业内部的差别。然而，现行资源税以各油气田为单位确定一个统一的固定税额，缺乏灵活性，对油气田企业不同时期变化的地质条件、资源开采的难易程度等因素考虑不够，同时对同一油气田也没有按照区块划分税率。以大庆油田为例，1993年大庆油田资源税原油税额24元/t、天然气税额12元/km3，当时大庆地质环境较好，地层压力大，综合含水率低，开采成本不高，原油产量比较稳定，与此相适应的资源税税率比较合理。但是，随着大庆油田开采进入中后期，综合含水急剧上升，产量递减明显加快，而资源税税率并没有进行相应地调整。目前，大庆油田有几十个采油区块，有资源丰度相对高的区块，也有资源丰度低的区块，有注水采油区，也有三次采油区，相互之间级差收入相差十分悬殊，其中与吉林油田仅一河之隔的某区块，其地质构造、资源丰度与吉林油田相邻区块相同，而资源税却不同，属于吉林油田区块的资源税原油税额8元/t、天然气税额4元/km3. （2）资源税税率与国内矿区使用费费率难以衔接。前已述及，对开采海洋石油资源和中外合作开采陆上石油资源按年度总产量征收矿区使用费，实行超额累进费率，以实物征收，且规定了一定产量的免征额。而其他油气田企业则征收资源税，实行定额税率，只对原油开采过程中用于加热、修井的原油免税。由于资源税费种类的不同，造成了资源税税率与矿区使用费费率难以衔接，致使国内两种油气田企业在缴纳资源税费方面的不平衡。 资源税费合一后，建议按油气田的差别性重新确定税率：（1）适当调低资源税税率，对于处于开发中后期，开采难度不断加大，并且担负我国原油生产重任的主力油气田企业，应在现有的资源税政策标准下，适当调减资源税的单位税额；（2）以油气田的自然区块为标准确定税额，同一油气田的不同区块，在地质条件、资源丰度等方面存在差别，因此对同一油气田内部的不同油气区块实行差别税额。 2.税收优惠问题 鉴于现行矿区使用费减免项目难以适用油气田企业，资源税费合一后，建议对资源条件差、处于开采初期和后期的区块以及边际区块、三次采油区块等给予一定的税收优惠。
