关于俄罗斯石油部门矿产资源开采税改革的探讨，本文主要内容关键词为：俄罗斯论文,矿产资源论文,部门论文,石油论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
俄罗斯开征统一的矿产资源开采税后，由于国际油价高位运行，资源课税大幅增长。但是，近年来石油开采的客观条件恶化，易开采的石油储量日趋枯竭，石油开采投资不足，产量下降。而征收矿产资源开采税对投资有一定的负面作用，因此需对其进行改革。从2007年1月1日起，俄罗斯开始实行免税期制度。这次矿产资源开采税改革取得了一定成效，但依然存在不完善之处。本文首先介绍统一的矿产资源开采税的演进过程，指出其负面影响，在此基础上对现行免税期制度及其他改革方案进行评述。
一 矿产资源开采税的开征
俄罗斯于2001年进行全面的税制改革，建立了自然资源利用领域新的税制体系。从2002年1月1日起，俄罗斯开征矿产资源开采税，取消了矿物原料基地再生产提成制度。矿产资源开采税代替了原有的矿产资源开采使用费、矿物原料基地再生产提成和石油、凝析气消费税。
矿产资源开采税的征收方式是以政府确定的指令性价格作为基础税率，再乘以国际石油价格指数，进而得出实际税率。政府的指令性价格作为基础税率，是因为石油市场价格多变，如按市场价格上缴税款，税款金额计算复杂。2002～2003年，矿产资源开采税的基础税率为每吨340卢布，2004年为每吨347卢布①。2005年1月1日，俄罗斯联邦税法修正案生效②。根据该修正案，石油开采税基础税率提高到每吨419卢布(见表1)。该税率自2005年起随时调整，使石油行业的税收在油价高于每桶18美元的情况下得以扩大。
国际石油价格指数的计算公式为：
Кц=(Ц-9)·P/261，其中Кц为国际石油价格指数，Ц为乌拉尔牌石油平均价格(单位：美元/桶)，P为俄罗斯联邦中央银行美元对卢布汇率。
2005年美元对卢布的汇率为1∶28.28；国际石油价格指数随着石油价格上涨而不断增加，石油矿产资源开采税实际税率也随之增长(见表2)。
二 开征统一的矿产资源开采税的影响
以统一的矿产资源开采税代替之前的三种税费在很大程度上提高了税收的透明度，也增强了税收的预算职能。在国际石油价格高涨的情况下，开征矿产资源开采税使国家财政收入得以扩大，有利于实现预算平衡。
然而，矿产资源开采税是按照统一原则征收的，并没有考虑到不同油田的特点、出油率、地理分布、开采难易程度和开采阶段等差异，对俄罗斯石油工业的发展造成一系列负面影响。首先，当油价高企时，开采难度大、费用高和快要采尽的油田也可赢利，但是一旦油价下跌，开采这些油田将无利可图。这样，企业会选择易开采的油田，而提前停止对快要采尽的油田的开采。如果停止并封堵快要采尽的油井，将造成严重浪费。最近12年，俄罗斯累计有25万眼油井被废弃，预计损失的石油开采量为30亿吨。其次，增大新油田开发的难度。新油田一般都处于基础设施不发达和地质条件恶劣的地区。现行税制不能降低税负使新的石油产地降低开采费用，导致很多新油田开发投资项目达不到设计所要求的利润率。再次，不利于小型石油公司的发展。小型石油公司相对大型石油公司不具规模经济，且一般在一些开采成本高的产地作业，因此，在单位成本中税收所占比重要高于大型石油公司。最后，投资下降，新油井数量减少。由于投资不足，2007年新油井数量仅为2 700眼，而2006年新油井数量为3 400眼③。
三 统一的矿产资源
开采税的改革及评述
鉴于上述不利影响，需要根据地质、经济地理因素和现实的石油开采条件制定不同的税收方案，以弥补统一的矿产资源开采税的缺陷。人们先后提出5种改革方案，它们分别是：产品分成协议制度、对矿产资源开采税实行累进从价税率、实行各种形式的净收入税、实行免税期制度和降低个别地区矿产资源开采税税率指数。这5种方案各有利弊。2007年1月1日，俄罗斯开始实行免税期制度。这是在当前俄罗斯的市场化程度和现有税收体制下的现实选择。
(一)产品分成协议制度
产品分成协议是俄罗斯联邦按有偿原则，在一定期限内，在协议指定的矿产区块内向企业活动的主体(投资者)提供普查、勘探和开采矿物原料特权的一种合同。投资者有权按协议实施上述工作，并由自己承担费用和风险。产品分成基本划分为3部分：补偿产品归投资者所有，用以冲抵其执行协议的费用支出；利润产品在国家和投资者间分割；投资者将自身所得利润的一部分资金上缴国家，作为资源开发和利用的各项费用。利润分成参数由国家和投资商通过谈判确定，产品分成比率取决于油田开发的利润。《俄罗斯联邦产品分成协议法》于1995年12月30日签署。当时确定29个石油产地实行产品分成协议制度。到目前为止，产品分成协议制度在俄罗斯并未取得巨大进展，仅实行了3个项目(2个在萨哈林岛大陆架，1个在涅涅茨自治区)。
产品分成协议制度出台，其背景是苏联解体后俄罗斯经济严重下滑，石油部门存在资金短缺和技术落后的问题，亟须引进外资。当时，俄罗斯针对石油部门的税费种类较多，不利于外商投资。产品分成协议制度的实施有利于稳定外商投资，因为协议条款在合同有效期内都有效，从而避免税收政策变动带来的负面影响。另外，产品分成比率由合同双方协商确定，具有灵活性，这有利于提高外商投资的积极性。近年来，国际石油价格高涨，资金短缺问题相对缓和；2002年俄罗斯开征统一的矿产资源开采税，简化了石油部门的税制。这些因素使得产品分成协议所依托的制度环境和经济背景发生了变化，其生存的基础大大弱化。产品分成比率由国家和投资商通过谈判确定，其缺点也逐渐凸现。就国家利益而言，在国家官员经验不足和存在腐败的情况下，投资商可以通过贿赂官员取得项目实施的有利条件，导致国家的一部分矿产资源开采收入受到损失；投资商还可以提高项目实施费用，以减少产品的利润和相应的税收，进而降低国家所占利润分配的比例。而就投资商利益而言，产品分成协议的管理机构繁多、审批程序复杂，投资商的增值税退税落实困难；国家和地方政府都想在项目中多得利益，因此，当国际油价上涨时，俄政府不愿执行达成的协议。这些因素使得国家与投资商之间的利益难以协调，谈判往往陷入僵局，造成项目搁置。
产品分成协议制度在特定历史条件下实施有其积极意义，但在宏观经济形势和税收制度都发生变化的今天，该方法并不适合推广。
(二)对矿产资源开采税实行累进从价税率
累进从价税率同专门税率相比更加灵活。其税收基础是石油开采地的销售价格，不同产地、质量及运费的差异能够反映在销售价格中，有利于解决统一的矿产资源开采税所带来的弊端，防止资源浪费和不合理开采。此外，税负随着价格上涨而增加，有利于保证财政收入。况且，在通货膨胀的情况下计税依据也会随价格上涨而增加，起到税收的稳定器作用。
在现有条件下，这种方法也存在如下缺点：目前，俄罗斯的石油开采和加工具有高度集中的特点，垂直一体化的石油公司掌握着全俄90%以上的石油开采和加工业务，若实行从价税率，纳税人可以通过内部转移定价的方式减轻税负。因此，在国家尚未形成完善的原油市场之前，核算石油销售价格时，建议在国际石油价格和国内石油价格基础上，采用国家指令性价格。
(三)实行各种形式的净收入税
净收入税是挪威、英国、美国等发达石油开采国所采用的税收方式。在净收入税制度下，由于征税不仅要考虑到纳税人取得的总收入，还要考虑具体油田开采需支付的费用，因此，采用适当形式的净收入税可保证不同油田税负的差别。
净收入税可以有不同的形式。以美国为例，在征收开采权使用费时，净收入的计算方法是井口石油价格减去将石油打至井口的费用。井口石油价格根据一些独立交易所的市场价格确定，或者在净收入基础上反推。油田的地质条件和经济地理特点的差异将产生不同的开采费用，如开采费用高，则收入少，相应的税金就少。因此，在净收入基础上实行从价税率，保证了对不同开采条件的油田在税收上的区别对待。
净收入税的另一形式是对新油田采用碳氢化合物开采额外收入税。以开采和出售的碳氢化合物价格为计税基础与以石油销售价格为计税基础相比，前者减少了产品生产和销售环节(去除折旧)的费用以及上一税收期内生产的基本投入和不可清偿的费用。税率由P值确定，P值的计算公式为：P=碳氢化合物开采和销售累计收入/碳氢化合物开采累计基本费用和经营费用。
理论上，碳氢化合物开采额外收入税与统一的矿产资源开采税相比有以下优点：第一，由于碳氢化合物开采额外收入税直接与油田收益率相关，因此，可将碳氢化合物开采的地质条件和经济地理条件的差别计算在内；第二，在实施高效益项目时，采用碳氢化合物开采额外收入税，能够保证逐渐取消资源地租，维护国家利益，同时也能优化低效益项目的税收条件；第三，采用碳氢化合物开采额外收入税，能够刺激新油田开发的投资，因为税收不征收全部费用基本的资本回收。另外，在征收碳氢化合物开采额外收入税的同时，保留矿产资源开采税作为税收下限，能够保证国家在实施项目时，尤其是开采初期和价格比较低的时期，也得到一定数量的税收。
该方法也存在如下缺点：第一，碳氢化合物开采额外收入税的方案在净收入的确定和可信性的控制上相对复杂；第二，纳税人有逃税的潜在可能，这将导致国家预算收入的减少；第三，有可能刺激纳税人提高项目实施费用，一方面导致计税收入相对减少，另一方面费用的提高也会使P值缩小，相应的税率也会减小；第四，只有解决了确定石油市场价格的问题，该方法才能有效实施。
综上所述，上述方法的施行需要具备一定的前提条件，如石油的市场价格评估、计税的技术问题(国家在控制项目实施的费用参数上的能力和客观性)以及行政管理的改革。
(四)免税期制度
2006年7月27日第151号联邦税法规定，在石油部门现行税制中增添新的内容，其主旨是根据石油开采程度和产地分布分类实行石油开采专门税：对新的油田在开采的头几年实行零税率，对特殊开采条件的实行零税率。该制度又称为免税期政策，具体内容如下：
1.对位于萨哈共和国(雅库特)、伊尔库茨克州、克拉斯诺亚尔斯克边疆区境内的东西伯利亚油田(以累计开采石油2 500万吨为上限)或者对取得普查、勘探和开采许可证的油田，从注册之日起10～15年内(取得勘探和开采许可证的免税期为10年，取得普查、地质研究和开采许可证的免税期为15年)，实行矿产资源开采税零税率。对开采程度系数不超过0.05或者累计开采量在2500万吨以下的地区，从2007年1月1日起10年内也实行零税率。
2.如果开采程度系数在0.8以上，则按基础税率乘以开采程度指数Кв来计算实际税率。当开采程度系数在0.8～1之间时，Кв指数计算公式为：
Кв=3.8-3.5·N/V，其中N为累计开采量，V为A、B、C1和C2级石油初步探明储量。
因此，对于开采程度系数在0.8～1之间的油田，Кв指数从1到0.3逐渐降低。由于油田实际储量可能比初步探明储量多，所以可能存在N/V大于1的情形，此时Кв指数仍按0.3计算。
3.截至2006年12月31日，石油开采税的征收和Кц指数按照2001年8月8日和2004年5月7日联邦税法规定执行。从2007年1月1日起，俄联邦税法开始实行石油开采专门税。
此次税制改革主要针对新油田和开采程度系数高的油田。新的税收政策能够延长即将枯竭的油田的开采期限，而开采期限的延长又保证了石油开采税及其他税收(如利润税、出口关税等)。对新油田实行免税期制度能够刺激东西伯利亚新油田的开发，为未来国家预算收入奠定了基础。所以，这次税制改革既部分弥补了统一的矿产资源开采税的缺陷，又保证了国家财政收入的增加。
对东西伯利亚新油田实行免税期制度的税收优惠分别遵照两个标准：一是石油开采量达到2 500万吨，二是从取得国家许可证之日起免税期应在10～15年。这两个标准也存在一些不足之处。
第一，这两个标准没有设定油田的不同规模，会导致税收上一定程度的不公平。如果只规定2 500万吨的标准，对于中小型油田，税收优惠持续时间过长，甚至持续整个开采期，而对大型油田覆盖的时间相对较短，该标准对大型油田没有足够的激励作用。如果只规定10～15年内实行零税率的标准，这将刺激大型油田提前集中开采，从而降低石油开采和提炼水平。
第二，现行标准是根据预测的石油价格确定的，但当石油价格远远高于预测水平时，按现行标准执行则导致油田收益率过高。俄罗斯过渡时期经济研究所计算了不同免税期内东西伯利亚石油开采投资收益的结果(见表3)。从表3中可以看出，在实行统一的矿产资源开采税的税制下，油田的投资收益率较低；而在现行免税期制度下，油田的收益率几乎是实行统一的矿产资源开采税时的两倍；而若将免税期缩短为5年，油田的收益率也高于征收统一的矿产资源开采税时的收益率；若将累计开采量降为1 500万吨，油田的收益率也略高于免税期为5年的收益率。
根据以上分析，现行免税期制度仍须改进。第一，免税期的起始时间应从开采时计算；第二，免税期的期限可缩短为5年；第三，可将期限和开采规模标准合二为一。
(五)在整个开采期内降低个别地区矿产资源开采税税率指数
不同规模油田开采期不同，将对各个油田在同一政策下产生不同的激励，而降低税率可覆盖整个开采期。矿产资源开采税税率指数的确定要根据相应地区油田开采状况和投资收益率要求。比如，为保证石油开采投资取得可接受的收益率，东西伯利亚石油产地的开采税税率指数可确定为0.5(见表4)。
这种方法同免税期制度相比的优点有三：第一，矿产资源开采税从开采时交纳，不会对尚未做好开采准备的油田造成税收优惠损失；第二，不会对大型油田前几年的开采形成过度刺激，使企业注重开采质量和深度；第三，当石油价格上涨时，不会使投资者的盈利增长过快，能最大限度地维护国家的利益。
这种方法虽然部分地改进了免税期制度的缺点，但由于税率指数由可接受的收益率倒推决定，因此，在石油价格上涨过快的情况下，可能造成各方利益变化差别较大，进而有可能造成税率指数的频繁变动。
综上所述，采取净收入税的方式征收矿产资源开采税应是石油部门税收改革的最终方向，但目前俄罗斯尚不具备采用该方式的市场条件和税收体系。因此，采取免税期制度是俄罗斯的现实选择。
注释：
①ФeдepaлbHbIй зaKOH OT 8 aBгyCTa 2001 г.№ 126 ФЗ.http://document.kremlin.ru/doc.asp?ID=008460
②ФeдepaлbHbIйзaKOH OT 7 Maя2004 г.№ 33 ФЗ.http://document.kremlin.ru/doc.asp?ID=022394
③PoccийckaяэKOHOMиKa B 2007 гOдy：TeHдeHции и пepcпeKTиBы(BыпycK№29)，ИHCTиTyT эKOHOMиKипepexoдHoгo пepиoдa.
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