油气田企业增值税留抵原因分析及应对机制探讨

孙磊

摘 要：油气田企业增值税留抵额大，带来巨大的资金压力，分析增值税留抵原因，通过措施消化留抵降低企业负担，加快难动用储量效益开发，实现可持续高质量发展。

关键词：增值税留抵;项目投入产出效果

1994年税制改革后，增值税成为我国现行税制中的主税种，多年来的实践证明，增值税对促进专业协作，避免重复征税和增加财政收入方面起到了积极作用。但是在油气田企业，由于国内油气资产储量品位下降，寻找可动用储量需要的勘探投入大且形成规模可开发阵地的周期长，投入产出风险日益加大，造成企业增值税留抵金额居高不下，给企业经营带来的巨大的资金压力。为贯彻落实习近平总书记关于大力提升国内勘探开发力度的重要批示精神，实现油田企业可持续高质量发展，分析增值税留抵成因并研究制定应对措施，持续减轻企业负担尤为重要，本文以中石化华北油气分公司为例，就留抵原因和应对措施进行分析。

1 增值税留抵基本情况

分公司2008年末留抵5.09亿元，但由于“十二五”期间持续规模增储上产，2012-2013年投资峰值期，进项税大幅增加，两年增加15.96亿元，2013年末留抵达21.15亿元。“十三五”后期由于效益差，收紧投资规模，留抵呈逐年下降趋势，截止2017年末增值税留抵11.88亿元。

2 增值税留抵原因分析

2.1 投资规模大，进项税快速增长

从2001年到2017年，華北油气分公司油气勘探开发累计投资607.11亿元，其中勘探投资129.78亿元，占比21.38%;开发投资453.94亿元，占比74.77%。建设天然气产能83.40亿方，投资403.66亿元，占比66.49%;原油产能102.92万t，投资203.48亿元，占比33.51%。从进项税构成分析，与投资相关的进项税占比超过96%，是进项税快速增长的核心原因，百万元投资产生的进项税达到14万元，相应的产出需要在后期予以体现。

2.2 油气进销项结构性不平衡，量价齐跌减少销项税

投入开发以来，累计销售天然气275.73亿方、原油186.38万t、凝析油14.42万t，实现油气主营业务收入432.4亿元，物资经销业务收入79.67亿元。累计实现销项税72.99亿元，进项税87.53亿元，倒挂11.93亿元，其中天然气产品实现增值，但原油产品倒挂13.45亿元。一是原油均价从2011年峰值105美元/桶降低到2016年的34美元/桶，降幅68%，减收18.8亿元，影响销项税减少3.2亿元;气价2015年峰值1599.28元/千方，经过两次降价后，2016年均价1311.16元/千方，降幅18.02%，减收9.78亿元，影响销项税减少1.27亿元。二是受海气上岸冲击，2015-2016陆上天然气销量线下运行，2015-2016年天然气分别欠销10.24亿方和8.3亿方，减收15.97亿元和10.88亿元，减少销项税2.08亿元和1.41亿元。

2.3 新区勘探前期投入大，需要后期逐步消化

华北油气分公司不断扩展外围新区勘探，累计投入126.34亿元，其中二维地震1.71万公里，三维地震1.17万平方公里，勘探井1042口。前期高额勘探投入无法在当期形成有效收入，进入规模有效开发阶段的周期长。

2.4 天然气进销项税率差增加了增值税留抵额

天然气销售收入在主营业务收入中占比达82.5%，按15%进项取得率测算，其进销项税率差异2个百分点，影响减少销项税7.14亿元。

3 消化留抵的应对措施

3.1 提高投资项目投入产出效果，盘活存量做优增量

3.1.1 贯彻现金流配产原则，抓好原油效益生产

从华北油气分公司分产品留抵的情况看，留抵倒挂主要是原油产品投入产出效果差。依据2016年油田保有产能，综合考虑油藏递减规律、油藏工程优化、地面集输配套及生产时率等因素，贯彻现金流配产原则，基于50美元油价，优选现金流为正的7个单元复产5.11万t/a。后续要深化地质研究，开展补充能量弹性开采攻关试验，抓好成本控制，在不增加投资的情况下，力争生产10万t以上。

3.1.2 打好杭锦旗快上产战役，释放天然气资源潜力

一是加快杭锦旗地面站场及外输管线建设进度，积极开拓内蒙周边市场，确保5.74亿方存量产能释放;二是根据已有储量，加快滚动评价和资源准备，落实规模优质可建产储量，为后续资源接替打基础;三是坚持“分层次、有重点”的外扩评价原则和“成熟一块，动用一块”的开发动用原则，确保建产效果，降低开发风险。通过以上措施，力争杭锦旗“十三五”末天然气产量达到15-20亿方。

3.1.3 打好大牛地硬稳产战役，提升老区天然气效益贡献

一是抓好单井分类评价基础上，做好低效井治理、关停井治理、措施作业、并管井地面优化等措施，盘活309口低效气井，力争综合递减率减缓3-5个百分点，控制在10%之内，年增产天然气1-1.5亿方。二是启动二次增压工程，缓解气田压力快速降低的巨大压力，力争提高采收率1%。三是对探明未动用储量精细刻画，“十三五”期间增加储量动用1150亿方，建产13亿方。通过以上措施，确保大牛地气田“十三五”末稳产30亿方左右。

3.1.4 优化勘探开发投资控制，持续降低投入

①充分利用已有勘探开发成果资料，整体优化勘探部署方案，重点针对有规模效益的储量目标区优化勘探井位部署，加快储产量转化。大幅压缩勘探投资，“十三五”勘探投资较“十二五”降低69亿元，控制在17亿元;②从严控制开发投资，提升投入产出效果。一是按照“抓住关键、突出效益、总量控制、有保有压”的投资管理方针，以储量为基础，以效益为导向，强化项目排队优选机制，坚守税后内部收益率10%项目效益红线，审慎决策;二是通过优化方案设计，加强技术攻关，强化生产运行，运用市场化手段等措施，降低工程成本。实现单井投资1900万元之内，十亿方产能建设投资控制在30亿元左右。

3.1.5 深入挖潜增效，持续开展操作成本管控

持续推行以全员目标成本为抓手的降本减费活动，着力控制操作成本。从生产过程入手，强化材料、电力、运输、污水处理等环节成本消耗管理，提升技术管理指标，力争天然气操作成本保持稳定，控制在100-110元/千方左右。

3.2 以勘探开发全产业链为依托，优化纳税主体架构设置

3.2.1 优化纳税主体架构设置，实现统一汇算

油气田企业勘探开发多为跨省区作业，新区勘探是否能投入有效开发存在极大不确定性，区块间投入产出效果千差万别，要站在全油田层面优化纳税主体架构设置。一是实现分公司层面实行所有产品统一汇算，避免不同生产所属行政区域出现应纳和留抵同时存在的情况。二是针对中石化上中下游一体化整体产业链条的实际情况，探索在中石化层面实行增值税统一汇算;或者是上游板块层面成立勘探开发一体化公司，各分公司为非独立核算内设机构，进行增值税统一汇算，便于企业之间区块的内部流转、服务和跨省区经营，实现上游板块增值税一体化管理。

3.2.2 争取国家税收政策，降低企业负担

增值税留抵税款实质上就是政府无偿占有企业资金，从目前国内增值税留抵情况看，总规模已经超过万亿元，反映出我国增值税转型还不完善。目前包括电力行业、中国商用飞机有限责任公司等在内的一些企业已经获批退税，另外对部分战略性新兴产业和新旧动能转换重点行业（项目）实施了临时性的留抵退税政策。油气田行业具有重资产、高风险、回报周期长的共同特征，建议国家将油气田纳入增值税留抵退税范围，支持企业降低资金占用，将有限的资金投入到加大勘探开发力度上来，保障国家能源安全。

参考文献：

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[2]孙博.从税收优惠到权益普惠——我国增值税期末留抵税额的退税问题研究[J].法律与伦理，2018（02）.