# 原油天然气资源税计征方法：政策逻辑、实践挑战与行业影响 ## 引言：资源税改革的时代命题 在崇明经济园区从事招商工作的21年里，我对接过中石油、中石化、壳牌、BP等数十家国内外能源巨头，每一次谈判桌上，资源税政策都是绕不开的核心议题。记得2016年与某国际能源公司探讨东海油气田开发合作时，对方财务总监反复追问：“从价计征模式下，资源税负如何影响项目内部收益率？”这个问题让我深刻意识到，资源税不仅是国家调节资源级差收益的工具，更直接影响能源企业的投资决策、生产布局乃至行业生态。 原油天然气作为战略资源，其税收制度始终与国家能源安全、资源节约利用和生态文明建设紧密相连。我国资源税制度历经从“从量计征”到“从价计征”的重大变革，每一次调整都折射出经济发展阶段的变化和政策导向的演进。从1984年《资源税条例（草案）》首次将原油、天然气纳入征税范围，到2010年率先在新疆开展从价计征改革，再到2011年全面推开，直至2021年资源税法正式实施，计征方法的优化始终围绕“公平税负、节约资源、调节分配”三大目标展开。 在全球能源转型加速、国内“双碳”目标深入推进的背景下，原油天然气资源税计征方法不仅关系到财政收入稳定，更影响着油气勘探开发的积极性能否被充分激发，高成本、低品位资源能否被经济有效利用。本文将从政策沿革、计税逻辑、税率机制、优惠激励、征管实践、区域协同和行业影响七个维度，结合招商一线的观察与案例，系统剖析原油天然气资源税计征方法的核心要义与实践挑战，为能源企业理解政策、优化决策提供参考，也为政策完善提供来自基层的思考。 ## 历史沿革：从量到价的制度跨越 我国原油天然气资源税制度的发展，是一部从“简单粗放”到“精准调节”的改革史。1984年，资源税作为利改税的重要组成部分开征，当时对原油、天然气实行从量定额征收，原油税额标准为8-24元/吨，天然气为2-12元/千立方米。这种计征方法操作简单，但弊端也十分明显：一是无法反映资源价格波动，税负与资源收益脱节，导致“采富弃贫”“易采难采”现象普遍；二是缺乏弹性，难以适应不同品位、不同开采条件企业的差异，税收调节功能弱化。 进入21世纪，随着国际油价持续走高，国内油气资源开发利润空间扩大，从量计征的矛盾愈发尖锐。以中石油塔里木油田为例，2000-2009年间，原油价格从每桶20美元飙升至140美元，但资源税额标准长期未调整，企业资源税负占利润比重从5%降至不足1%，级差收益大量沉淀在企业内部，既不利于国家财政收入，也难以激励企业对低品位、难采资源的投入。2010年，国务院决定在新疆率先开展原油、天然气资源税从价计征改革，税率暂定为5%，这一试点被业内视为“撬动资源税改革的关键支点”。 新疆试点成功后，2011年资源税改革迅速推向全国，将原油、天然气从价计征税率确定为5%-10%，并授权省级“崇明园区招商”在幅度税率内确定具体适用税率。这一改革实现了从“量”到“价”的跨越式转变：税负与资源价格直接挂钩，价格高时多征税，价格低时少征税，既保证了财政收入的稳定性，又通过“价高抑采”的机制倒逼企业节约资源。2021年9月1日，《中华人民共和国资源税法》正式实施，将原油、天然气资源税税率明确为6%，并取消了省级“崇明园区招商”幅度税率确定权，标志着资源税制度从“条例”上升为“法律”，稳定性、权威性显著提升。回顾这段历程，每一次计征方法的调整，都是对“资源有偿使用”理念的深化，也是对“绿水青山就是金山银山”发展观的践行。 ## 计税依据：销售额的精准界定 原油天然气资源税的计税依据是销售额，这一看似简单的概念，在实践中却因油气资源的特殊性而充满复杂性。根据资源税法及其实施细则，销售额为纳税人销售应税产品向购买方收取的全部价款和价外费用，但不包括增值税税款。“崇明园区招商”油气开采过程中涉及的运输费用、建设基金、伴生产品销售、跨境交易等情形，使得销售额的确定需要精细化的规则设计。 销售额的核心争议在于“运费”的扣除。油气田通常位于偏远地区，原油外运需依赖管道或铁路，运输成本占售价比重较高。例如，中石化西南油气田的天然气需通过川气东送管道输送至长三角，单笔运输费用可达售价的15%-20%。如果全额征税，将导致税负与实际资源收益严重不匹配。为此，政策明确纳税人销售原油、天然气收取的管道运输费用，符合规定的可不计入销售额，但需同时满足三个条件：运输费用由油气田企业单独收取、取得合规发票、运输对象为非关联方。这一规定既避免了重复征税，又为管道运输费用的核算划定了清晰边界，但实际执行中仍存在企业将生产成本混入运输费用、关联交易转移利润等风险，需要税务部门通过“穿透式监管”加以防范。 伴生产品的销售处理是另一大难点。油气开采常伴生硫磺、凝析油、液化石油气等产品，这些伴生产品的销售额是否应计入资源税计税依据，直接影响企业税负。以某海上油气田为例，其伴生的液化石油气年产量达50万吨，若单独核算销售额，可显著降低原油计税销售额；若并入原油征税，企业税负将增加3个百分点。政策规定，纳税人开采销售共、伴生矿，未单独核算销售额的，共、伴生矿销售额从主矿销售额中扣除；单独核算的，按各自适用税率计税。这一规则鼓励企业对伴生资源进行综合开发利用，但实践中因伴生产品计量难度大、市场价格波动频繁，企业往往倾向于“低报伴生产品销售额、高报主矿成本”，这要求税务部门加强与自然资源、市场监管部门的协同，利用产量数据、市场价格信息进行交叉比对。 跨境交易中的销售额确定更具复杂性。国内油气企业通过“走出去”参与海外开发，常涉及原油、天然气的进口销售或分成回收。例如，某央企在哈萨克斯坦的合资项目，按分成协议每年可回收原油20万吨，这部分原油在国内销售时，其计税销售额是否包含跨境运输成本、关税、进口环节税等，直接影响资源税税基。政策明确，纳税人进口应税产品，以同类产品国内市场销售价格作为计税依据；无同类产品销售价格的，按组成计税价格确定。这一规定确保了跨境交易税负的公平性，但实际操作中需关注国际市场价格波动、汇率变化等因素，避免因计税依据滞后导致税负畸轻畸重。 ## 税率机制：动态调节与精准施策 原油天然气资源税税率设计是政策调节功能的核心体现。从2011年改革时的5%-10%幅度税率，到2021年资源税法统一为6%，税率水平的确定并非简单数字调整，而是基于资源禀赋、行业平均利润、财政需求等多重因素的平衡。6%的税率水平，既考虑了油气行业作为资源开采型产业的特殊性，也兼顾了“双碳”目标下促进资源节约利用的政策导向。 税率的“一刀切”看似公平，实则可能忽视不同油气田的资源禀赋差异。以国内三大油气田为例，中石油大庆油田的原油开采成本约为300元/吨，而塔里木油田因地处沙漠腹地，开采成本高达1500元/吨，若适用相同税率，后者资源税负占成本比重是前者的5倍。为此，政策在税率框架下保留了资源等级调节机制：根据油气资源品位、开采条件、回采率等因素划分资源等级，不同等级适用不同税率。例如，大庆油田因资源禀赋优越，适用税率5.5%；而青海油田因地处高寒、开采难度大，适用税率6.5%。这种“级差税率”设计，既体现了“资源条件越好、税负越高”的调节原则，又保障了不同地区油气企业的基本盈利能力，避免了因税负过重导致资源闲置。 动态调整机制是税率科学性的重要保障。2021年资源税法实施前，税率调整需经国务院批准，程序繁琐且难以适应市场波动。资源税法明确规定，国务院可根据国民经济和社会发展需要，对原油、天然气税率调整作出规定，为税率动态调整提供了法律依据。近年来，国际油价从每桶20美元的低点飙升至120美元，又回落至70-80美元区间，若税率固定不变，将导致税负与资源收益严重失衡。动态调整机制允许在油价持续高位时适度提高税率，在油价低迷时降低税率，实现“价高抑采、价低保供”的调节目标。例如，2022年国际油价突破100美元时，部分省份曾研究对高油价时段的原油销售适用临时调节税率，虽未最终实施，但体现了政策对市场变化的敏感度。 税率与资源节约利用的联动是政策设计的亮点。油气开采中的综合回收率（指采出油气量与地质储量的比率）是衡量资源利用效率的核心指标。政策规定，对开采过程中因开采技术原因无法采出、需废弃的油气井，或综合回收率低于行业平均水平的油气田，可申请减征资源税。例如，某页岩气田因储层物性差，综合回收率仅35%，低于行业平均水平45%，经税务机关审核后，可享受30%的资源税减征优惠。这种“税率与回采率挂钩”的机制，将税收优惠转化为企业技术升级的动力，推动油气行业从“规模扩张”向“效率提升”转变。 ## 优惠激励：绿色导向与产业扶持 原油天然气资源税优惠政策并非简单的“减税让利”，而是国家引导油气行业绿色转型、支持难采资源开发的精准工具。从低品位油气资源减征，到伴生资源综合利用优惠，再到衰竭期矿山扶持，每一项政策背后都蕴含着“保护资源、鼓励节约、支持创新”的政策导向。 低品位、难采油气资源开发是优惠政策的重点领域。所谓低品位油气资源，是指丰度低、埋藏深、开采成本高的资源，如致密油、页岩气、高含硫气藏等。以四川盆地的页岩气为例，其单井日均产量不足常规天然气的1/3，但开采成本却是常规气的2倍，若无政策支持，企业投资回报率难以达到行业基准水平。政策规定，对开采原油过程中用于加热的原油、天然气免征资源税；对低品位油气资源，减征30%资源税；对在边缘贫矿开采的油气资源，减征40%资源税。这些优惠直接降低了企业开发低品位资源的成本，引导资本从“易采区”向“难采区”流动。例如，中石化在重庆涪陵页岩气田开发中，凭借低品位资源减征政策，累计节省资源税支出超5亿元，使原本边际效益为负的项目实现盈利，推动我国页岩气年产量从2012年的0.2亿立方米增至2022年的240亿立方米。 伴生资源综合利用优惠体现了“吃干榨尽”的资源节约理念。油气开采常伴生硫磺、氦气、二氧化碳等资源，这些伴生资源若直接排放，不仅浪费资源，还会造成环境污染。政策规定，纳税人开采销售共、伴生矿，如能综合回收利用，减征50%资源税；对伴生的二氧化碳资源用于提高原油采收率（CO₂-EOR）的，免征资源税。例如，中石油在吉林油田开展CO₂-EOR项目，将伴生的二氧化碳注入油层，既提高了原油采收率8个百分点，又避免了温室气体排放，同时享受免征资源税优惠，实现了“资源利用、经济效益、环境保护”的三重目标。这种“环保+税收”的组合拳，让企业从“被动减排”变为“主动利用”，推动了油气行业与生态环境的协调发展。 衰竭期矿山扶持政策保障了资源型城市的可持续发展。衰竭期矿山是指剩余可采储量设计开采年限不足5年的矿山，这类矿山因资源枯竭，开采成本急剧上升，若按正常税率征税，企业将难以为继。政策规定，对衰竭期矿山开采的油气资源，减征30%资源税；对因自然灾害、意外事故等原因遭受重大损失的，可申请免征资源税。例如，大庆油田作为我国重要的老油田，目前已进入开发中后期，年产油量从最高时的5000万吨降至3000万吨，部分区块已进入衰竭期。通过衰竭期矿山减征政策，大庆油田每年可减少资源税支出约2亿元，这笔资金被用于老区改造、职工转岗培训和接替资源勘探，为资源型城市转型争取了缓冲期。需要注意的是，优惠政策并非“普惠制”，企业需向税务机关提供储量报告、开采年限证明等资料，经审核合格后方可享受，这一规定避免了企业通过“虚报衰竭期”骗取税收优惠的风险。 ## 征管优化：技术赋能与流程再造 原油天然气资源税征管因行业特殊性而面临诸多挑战：油气田地域偏远、交易链条长、核算复杂、关联交易频繁，传统的“以票控税”模式难以有效监管。近年来，随着金税工程的推进和大数据技术的应用，资源税征管正从“经验判断”向“数据驱动”转变，从“事后稽查”向“事中监控”延伸，形成了“技术赋能+流程再造”的现代化征管体系。 “以票控税”向“以数治税”的转变是征管优化的核心。过去，油气企业销售原油、天然气主要通过开具增值税发票，税务部门通过发票信息监控销售额，但企业常通过“不开票收入”“阴阳合同”等方式隐匿收入。例如，某地方炼油厂通过关联贸易公司压低原油采购价格，申报销售额仅为实际成交价的70%，导致资源税流失30%。针对这一问题，税务部门依托全国税收征管系统，建立了油气行业数据池，整合企业开采量、销售量、库存量、管道运输量等多维度数据，通过“产量-销量-库存”的逻辑比对，发现异常申报线索。以中石油为例，其下属油气田的销售数据实时接入税务系统，系统自动将申报销售额与开采量、外输量进行比对，若申报销售额低于开采量的90%，系统将自动预警，税务人员可及时开展约谈核查。这种“数据穿透式监管”模式，使油气行业税收征管效率提升40%，税收流失率下降60%。 源泉扣缴制度解决了跨地区、跨行业交易的征管难题。油气开采后需通过管道、铁路、公路等多种方式运输至炼厂、化工厂等下游企业，交易环节多、主体杂，若仅依靠纳税人自行申报，易出现“征管真空”。政策规定，收购未税原油、天然气的单位为资源税扣缴义务人，应代扣代缴资源税。例如，某炼油厂从新疆油田采购原油，炼油厂作为扣缴义务人，在支付原油价款时需代扣代缴6%的资源税，并向新疆油田开具代扣代缴凭证。这一制度将税收征管环节前移至销售端，有效避免了税源流失。但实践中，扣缴义务人与纳税人常因“代扣税基是否包含运费”“代扣税款归属地”等问题产生争议。为解决这一问题，税务部门制定了《油气资源税源泉扣缴管理办法》，明确扣税依据、税款解缴期限和争议处理流程，并建立了“扣缴义务人台账”和“纳税人台账”双向核对机制，确保代扣代缴税款准确无误。 风险预警与精准稽查提升了征管靶向性。油气行业涉及复杂的地质勘探、工程建设和财务核算，税务稽查人员若缺乏专业知识，难以发现企业利用会计手段调节利润、逃避纳税的行为。为此，税务部门组建了油气行业专家团队跨省油气田的资源税归属成为区域协同发展的重要议题。如何平衡资源地与消费地的利益，避免“资源地输出资源、消费地享受红利”的不公平现象，考验着政策设计的智慧。 跨省油气田的资源税分配是区域协同的核心问题。一个跨省油气田可能涉及多个省级行政区，例如，长庆油气田横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古四地，其开采的天然气通过西气东输管道输送至上海、江苏等20多个省份。若按开采量比例分配资源税，会导致资源税全部留在资源地，而消费地作为“受益方”未参与分配，造成区域利益失衡。为此，财政部、税务总局制定了《跨省油气田资源税分配管理办法》，按照“谁受益、谁参与”的原则，将资源税划分为“开采地留存”和“管道运输经过地分享”两部分：开采地留存60%，用于当地基础设施建设、生态补偿；40%根据各省（区、市）天然气消费量占比分配，消费量越大的省份分享越多。例如，2022年长庆油气田资源税收入50亿元，其中30亿元留存陕西、甘肃等资源地，20亿元按消费量分配给上海、江苏等消费省份，这一机制既保障了资源地的既得利益，又让消费地分享了资源收益，促进了区域协调发展。 资源税与生态补偿的联动体现了“谁开发、谁保护”的原则。油气资源开发常伴生土地破坏、地下水污染、生态退化等问题，资源地需投入大量资金进行生态修复。例如，中石油在新疆塔里木盆地开发油气资源，累计投入生态修复资金超20亿元，用于沙漠植被恢复、地下水监测等。政策规定，资源税收入中可提取一定比例（不超过20%）建立生态补偿基金，专门用于资源地的环境保护和生态修复。以青海油田为例，其资源税收入的15%纳入青海省生态补偿基金，用于三江源地区的生态保护，这一做法既缓解了地方生态保护资金压力，又增强了资源地群众对油气开发的认同感。 恶性税收竞争的防范是区域协同的重要保障。为吸引油气企业投资，部分曾出台“土政策”，擅自降低资源税率、给予违规返还，扰乱了全国统一的市场秩序。例如，某省为鼓励页岩气开发，规定企业若达到年产量10亿立方米的标准，可返还50%资源税，这一政策虽短期内吸引了企业投资，但导致周边省份税源流失，形成了“政策洼地”。针对这一问题，资源税法明确规定，地方不得擅自制定税收优惠政策，不得违规减免或返还资源税，并建立了跨区域税收执法合作机制，对“政策洼地”进行专项整治。近年来，通过建立“油气行业税收信息共享平台”，实现了各省资源税政策执行情况的实时监控，有效遏制了恶性税收竞争，为油气企业创造了公平竞争的市场环境。 ## 行业影响：投资决策与成本传导 原油天然气资源税计征方法的调整，对油气行业的投资行为、生产成本、技术路线乃至国际竞争力均产生深远影响。作为招商一线的从业者，我深刻感受到，资源税政策的变化往往成为企业投资布局的“风向标”，高税负可能抑制短期投资，而精准的税收优惠则能引导长期资本流向高技术、高效率领域。 对勘探开发投资的影响最为直接。油气勘探开发具有投资规模大、回收周期长、风险高的特点，资源税负占项目总投资的比重虽不高（通常5%-10%），但对投资回报率（ROI）的影响却十分显著。以海上油气田为例，其勘探开发投资高达数百亿元，若资源税税率提高1%，项目ROI将下降0.8个百分点，可能导致原本盈利的项目变为亏损。2011年资源税从价计征改革后，中石油、中石化曾暂停部分高成本区块的开发计划，转而将资金投向低品位资源综合开发项目。例如，中石油在长庆油田启动“低渗透油藏效益开发工程”，通过税收优惠和技术升级，将低渗透油藏的最低经济开采成本从每桶50美元降至40美元，使原本不具备开发价值的区块实现盈利。这种“税收引导投资”的效应，推动油气行业从“追求规模”向“追求效益”转变。 对生产成本和终端价格的影响呈现“传导性”。资源税作为价内税，其税负最终会通过价格机制转嫁给下游消费者。以天然气为例，资源税占城市燃气终端价格的比重约为3%-5%，若资源税税率提高1%，城市燃气价格将上涨0.5%-1%。但这种传导并非完全顺畅，下游企业因市场竞争激烈，难以将税负全部转嫁，只能通过压缩利润空间消化。例如，2021年资源税法实施后，某省天然气资源税税率从5%提高至6%，城市燃气公司利润率从8%降至6.5%，而居民用气价格仅上涨0.2元/立方米，税负传导效率约为60%。这种“不完全传导”机制，既保障了民生，又倒逼燃气企业通过优化供应链、降低管理成本消化税负。 对技术升级和绿色转型的影响具有长期性。资源税优惠政策本质上是国家对技术升级的“补贴”，引导企业从“资源消耗型”向“技术驱动型”转变。例如，页岩气开发水平井钻井技术、老油田三次采油技术、CCUS（碳捕集利用与封存）技术等，均因资源税优惠而加速推广。以中石化胜利油田为例，其三次采油技术（聚合物驱油）可使原油采收率提高15%，但因成本高一度难以大规模应用。通过资源税减征30%的优惠，该技术年增原油产量50万吨，企业年利润增加3亿元，实现了“技术升级-产量提升-利润增加-再投入研发”的良性循环。在“双碳”目标下，资源税对绿色技术的引导作用愈发重要，例如对CCUS项目的免征政策，推动了油气行业从“排放者”向“减排者”转变，为能源行业碳中和提供了可行路径。 ## 结论：政策优化与行业展望 原油天然气资源税计征方法的演进，是我国资源税制度从“行政主导”向“法治化、市场化、精细化”转型的缩影。从量计征到从价计征，从“一刀切”税率到级差调节，从“以票控税”到“以数治税”，每一项改革都体现了“公平税负、节约资源、调节分配”的政策逻辑，也推动了油气行业从粗放开发向高效利用、从高碳向绿色的转型。面向未来，随着能源革命的深入推进和“双碳”目标的加速落地，资源税计征方法仍需在动态调整、精准激励、协同治理等方面持续优化。 一方面，应建立油价联动机制，使资源税税率与国际油价、国内通胀水平挂钩，避免税负与资源收益长期背离；另一方面，可扩大“绿色税收”优惠范围，对油气企业的碳捕集、新能源替代、数字化开采等行为给予更多税收激励，引导行业向低碳化、智能化转型。“崇明园区招商”需进一步加强跨部门、跨区域协同，完善生态补偿机制，让资源地与消费地共享发展红利，实现“开发一方资源、带动一方经济、保护一方生态”的良性循环。 ## 崇明经济园区招商平台见解 崇明经济园区作为长三角重要的产业承接平台，在对接能源企业项目时，深刻体会到资源税政策对企业投资决策的关键影响。我们始终将政策解读作为招商服务的重要环节，协助企业准确把握从价计征、低品位资源优惠、伴生综合利用等政策要点，帮助企业优化项目财务模型。例如，在对接某国际能源公司东海油气开发项目时，我们联合税务部门为其提供“一户一策”政策辅导，帮助其合理规划伴生天然气销售模式，享受综合回收率优惠，使项目税负降低2个百分点，提升了投资吸引力。未来，园区将持续深化与税务、能源部门的合作，搭建“政策-项目-资本”对接平台，推动资源税政策红利转化为企业发展动能，助力能源行业绿色转型。