中国深水天然气和致密砂岩气开发财税支持政策研究及建议

申飞龙 陈普信 陈俊岳

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120；2.赛吉纪技术服务（北京）有限公司，北京 100016）

0 引言

天然气自被发现和利用以来，为世界经济做出了巨大贡献，随着社会进步和工业化进展及人民生活水平的提高，天然气用量越来越大，2020年世界天然气产量为3.92×1012m3，中国天然气产量为1 888×108m3，同比增加9.8%［1-2］；但是常规天然气挖掘潜力有所降低，因此，深水天然气、致密砂岩气等非常规天然气的开发越来越重要，但由于其自身具有的储层物性差、投入高、成本高、效益低，开发环境复杂、风险大、技术及装备开发难度大、建设周期长等特点，开采需要一定的国家财税政策支持，才能实现经济高效开发。

1 致密砂岩气、深水天然气定义

依据不同的分类原则，天然气的分类标准也有所不同，其中，按照经济价值和开发技术类型划分，可分为常规天然气与非常规天然气；依据存在区域划分，可分为陆上天然气和海洋天然气（浅海、深海、超深海）等［3］。

目前，国内尚未形成统一的非常规油气的概念和分类体系。有学者认为，非常规油气是在成藏机理、赋存方式、分布规律和勘探开发技术等方面有别于常规油气资源的烃类资源，主要包括致密砂岩气、煤层气、页岩气［4-5］。因为，深水天然气与非常规天然气在经济价值和开发技术难度上存在一致性，因此一并在此讨论。

1.1 致密砂岩气

国内致密砂岩气的研究起步比欧美国家晚，但历经20多年的技术积累及认识上的进步，已取得了很大的进展。1998年颁布的《油气储层评价方法：ST/Y 6285-2011》，将低渗透含气砂岩储层分为低渗透（孔隙度10%～15%，渗透率0.1～10 mD和特低渗透（孔隙度＜10%，渗透率＜0.1 mD）储层两大类；有学者［6］则是从岩石物理特性来定义致密砂岩气，认为致密砂岩气藏是低孔隙度（＜12%）、低渗透率（＜0.1 mD）、低含气饱和度（＜60%）、高含水饱和度（＞40%）及在砂岩层中天然气流动较为缓慢的气藏。2011年，国家能源局颁布实施的《致密砂岩气地质评价方法》中，规定孔隙度小于10%、原始渗透率小于0.1 mD或绝对渗透率小于1 mD，孔喉半径小于1μm2，含气饱和度小于60%的砂岩中储集的天然气即为致密砂岩气。

1.2 深水天然气

目前国内对于深水与浅水的划分一般是根据技术实现难度划分，尚无相关国家标准对其进行严格定义。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围的不断扩大。20世纪90年代末，水深超过300 m的海域为深水区。目前，石油界普遍把大于500 m定义为深水区，大于1 500 m为超深水［7］。

2014年，中华人民共和国财政部（以下简称财政部）、国家税务总局在财税［2014］73号文《关于调整原油、天然气资源税有关政策的通知》中，将水深超过300 m（不含）的油气田定义为深水油气田，并作为给予资源税减征30%的财税优惠的前置条件。

2 中国深水、致密砂岩气开发状况

文献显示［8］，到2020年，基于保障国家能源安全的需要，国内上游勘探开发投资仍将保持历史高位［9］，储量也将进一步增加。但全国待探明天然气地质资源量为80×1012m3，超过35%的资源分布在低渗储层，25%为致密砂岩气，20%以上位于深水海域［10］。

2.1 深水油气资源开发情况

中国的深水油气资源十分丰富，在以南海为代表的海域，整个盆地群石油地质资源量在230×108～300×108t之间，天然气总地质资源量约为16×1012m3，占中国油气总资源量的1/3，其中70%蕴藏于153.7×104km2的深水区域。

20世纪80年代末，中国开始关注深水油气田的开发，到本世纪初，中国石油、中国石化、中国海油逐步在南海开展了深水油气田的开发。2006年，在珠江口盆地1 500 m水深处发现了荔湾3-1大型深海天然气田，标志着中国实现了由浅水向深水的跨越；2009年底流花34-2完钻井深达3 449 m，海域水深约1 145 m；2014年4月，荔湾3-1气田投产，开启了中国深水天然气资源开发利用的序幕。此后，流花、番禺等气田投产，与荔湾3-1组成南海北部深水区域气田滚动开发的核心，形成了中国南海第一个深水气田群。

截止到2018年底，我国深水油气勘探已发现14个大中型气田，累计发现天然气探明储量3 500×108m3，原油探明储量7 000×104t［11］。

2.2 致密砂岩气油气资源开发情况

1971年，中国在四川盆地川西地区发现了中坝致密砂岩气田，之后在其他含油气盆地中也发现了许多小型致密砂岩气田，但早期主要是按低渗—特低渗气藏进行勘探开发，进展比较缓慢。从20世纪90年代中期开始，在鄂尔多斯盆地先后发现了乌审旗、榆林、大牛地等一批致密砂岩气田。之后，在全国范围内陆续发现更多盆地发育大型致密砂岩气藏，致密砂岩气储量、产量保持稳定增长，逐渐成为中国重要的非常规天然气资源，截止到2020年，全国范围内致密砂岩气产量约为800×103m3［12］。

至于海上致密砂岩气，以东海盆地西湖凹陷为代表的低渗透油气藏勘探领域是目前中国海上致密砂岩气田的重点探索领域，东海天然气资源潜力巨大，西湖凹陷已发现圈闭资源量达4.2×1012m3，其中近90%为致密砂岩气。国内海上致密砂岩气的科技攻关已取得了阶段性进展和成果，但目前国内海上致密砂岩气田尚无开发成功案例。

3 中国致密砂岩气和深水天然气开发财税支持政策分析

3.1 天然气价格政策分析

当前国际天然气定价方法主要有气对气竞争、油价联动、管制定价、双向垄断、市场净回值法等，北美、欧洲等成熟的天然气市场普遍采取市场化程度较高的气对气竞争、油价联动等定价机制。党的十八大以来，中国按照“管住中间、放开两头”的总体思路，坚持改革与监管并重，加快推进天然气价格市场化改革，着力构建起天然气产业链从跨省长输管道到省内短途运输管道、再到城镇配气管网等各个环节的价格监管制度框架。

中国的天然气定价主要实行两种定价模式，一是基准门站价格机制，即由国家有关部门核定发布天然气基准门站价格，供需双方以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，且门站价格随可替代能源价格的变化动态调整。二是市场形成价格机制，即供需双方协商定价，新版《中央定价目录》规定：“海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成”。

虽然中国天然气定价机制改革已经取得了重要进展，但与国际上“市场化”的天然气价格形成机制对标分析，与市场化价格机制还有一定距离［13］，主要表现在输配价格存在垄断，终端价格传导机制不畅，未形成区别气源价格机制和合同模式多样化不完善，政策交叉重叠导致价格管制效果差，终端价格传导机制不畅等问题。中国需加快推进天然气价格形成机制改革，特别是对开采经济性差的深水、致密砂岩气，逐步建立起适合中国国情和中国天然气产业特点的公正、灵活的天然气价格机制［14-15］。

3.2 财税政策分析

1）税费种类

目前石油企业天然气在生产和销售过程中涉及应交的各种税费种类有资源税、增值税、企业所得税、城建税、印花税、土地使用税、教育费附加等10余个税费种类，国家相关法律条款及中华人民共和国国务院（以下简称国务院）、中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）、中华人民共和国财政部（以下简称财政部）等有关部委等规定的各种税收税率或征收标准具体为：

一是增值税。国家发改委、财政部等规定自2019年4月1日起，纳税人销售或进口天然气的增值税税率为9%。

二是资源税费类。国务院规定资源税应纳税额，按照从价定率或者从量定额的办法，具体在销售额的5%～10%；财政部规定开采海洋石油资源缴纳矿区使用费，年度天然气总产量不超过20×108m3的部分，免征矿区使用费等；财政部、国家税务总局规定石油特别收益金适用5级超额累进从价定率征收。

三是所得税类。国务院规定，企业应纳所得税额＝当期应纳税所得额×适用税率，应纳税所得额＝收入总额-准予扣除项目金额；国家主席令规定工资、薪金所得，适用超额累进税率，税率为3%～45%。

四是财产行为税类。国务院规定天然气购销合同税率为0.03%，纳税人根据应纳税凭证的性质，分别按比例税率或者按件定额计算应纳税额；还规定房产税依照房产原值一次减除10%～30%后的余值计算缴纳。房产出租的，以房产租金收入为房产税的计税依据。依照房产余值计算缴纳的，税率为1.2%，依照房产租金收入计算缴纳的，税率为12%。国务院令规定土地使用税每平方米年税额依所在区域范围为30元～0.6元。

五是关税。国务院规定，关税以从价计征、从量计征或者国家规定的其他方式征收。

六是其他税费类。《中华人民共和国城市维护建设税法》规定“纳税人所在地在市区及县城、镇的或不在市区、县城或者镇，城市维护建设税税率分别为7%、5%、1%”。国务院还规定“教育费附加以各单位和个人实际缴纳的增值税、消费税的税额为计征依据，附加率为3%”。财政部规定“地方教育附加征收标准统一为单位和个人（包括外商投资企业、外国企业及外籍个人）实际缴纳的增值税、消费税税额的2%。已经财政部审批且征收标准低于2%的省份，应将地方教育附加的征收标准调整为2%”。

财政部、国家海洋局规定，海域使用金，对填海造地等项目用海实行一次性计征海域使用金，对其他项目用海按照使用年限逐年计征海域使用金。财政部规定，探矿权使用费，探矿权价款以国务院地质矿产主管部门确认的评估价格为依据，一次或分期缴纳等，最高不超过每平方公里每年500元。财政部规定，采矿权使用费按矿区范围面积逐年缴纳，每平方公里每年1 000元。

2）天然气行业财税优惠政策分析

2015年前，国家陆续出台了一系列的财税优惠政策，以下重点列举2015年后出台的（表1）。由表1可见，中国油气开发产业的税收优惠政策体系尚不完善，对深水、致密砂岩气等资源开发的鼓励政策更少，财税优惠政策缺乏，不利于深水、致密砂岩气等资源的开发和可持续发展。

表1 天然气行业财税优惠政策一览表

3）现有非常规天然气财税优惠政策对比

通过对2015年后中国出台的非常规天然气税收优惠政策进行分析（表2），可看出煤层气在财政补贴以及增值税、资源税、关税和所得税等主要税种方面均设立了优惠政策，包含增值税先征后退、资源税减免、进口国内不能生产设备的关税免除、购买专用设备实行加速折旧、设备购置所得税抵免等方面的优惠。页岩气涉及的税收优惠和财政支持政策主要为2018年执行的补贴标准为0.3元/m3的财政补贴，自2019年起，按照“多增多补”给予梯级奖补；以及对于进口国内无法生产专用设备进行关税免除等。但对致密砂岩气开采利用，仅有2018年执行的补贴标准为0.3元/m3，自2019年起，按照“多增多补”给予梯级奖补的一项政策。

表2 非常规天然气财税政策对比表

总体来讲，煤层气的补贴政策相比于页岩气和致密砂岩气更加全面、支持力度更大，而页岩气和致密砂岩气的开发正处于发展阶段，关键技术研发以及生产设备购置也处于上升时期，需要国家给予同样的支持力度。尤其是致密砂岩气的开发，现阶段国家的财税支持力度，不太利于中国致密砂岩气关键技术的突破和良性发展，因此亟待较多的财税鼓励政策为致密砂岩气的发展提供保障。

4）深水天然气财税优惠政策

深水天然气享受的税收优惠政策主要涉及的税种有以下3类。

一是资源税类。《中华人民共和国资源税法》规定，纳税人开采或者生产应税产品过程中，因意外事故或者自然灾害等原因遭受重大损失的，由省、自治区、直辖市人民政府酌情决定减税或者免税。财政部、国家税务总局规定，对深水油气田资源税减征30%。

二是企业所得税类。税务总局规定，海上油（气）田企业或合作各方企业按本办法计提的弃置费，应依照规定作为环境保护、生态恢复等方面专项资金，并准予在计算企业年度应纳税所得额时扣除。

三是关税类。财政部、海关总署、国家税务总局规定，中国海洋进行石油（天然气）开采作业（指勘探和开发）的项目，进口国内不能生产或性能不能满足要求，并直接用于勘探开发的设备、仪器、零附件、专用工具免征进口关税。

海上油气田，特别是深水天然气的开发相比于陆地，难度更大，投入更高，投资收益率更低。现阶段中国鼓励对海上油气田资源的开发，仅有上述海上油气田开发的税收政策，很难在更大程度上提高油气企业开发积极性，不利于海上油气田，特别是深水天然气的开发。

4 促进深水天然气、致密砂岩气开发的财税政策建议

为加快推进中国深水、致密砂岩气发展，打造致密砂岩气和海域“深水期”生产基地，加强渤海、东海和南海北部深水区资源勘探开发。有必要完善油气资源利用政策，加大深水天然气、致密砂岩气勘探开发财税政策支持力度，促进可持续发展。

1）完善非常规油气开采财政补贴激励机制，将深水、致密砂岩气开采补充列入财政补贴目录清单中。

深水天然气、致密砂岩气、页岩气、煤层气等非常规油气均为资源品质差、难动用的天然气，都需要经过特殊的勘探开发工艺和增产技术提高其采收率。财政部、国家税务总局联合下发了财建〔2015〕112号《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》和财建〔2016〕31号《关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知》等规定，但仅针对煤层气、页岩气出台了具体补贴标准，尚未出台对深水天然气、致密砂岩气的财税补贴优惠政策。

从完善天然气市场良性循环、减轻企业成本负担、促进企业与地方和谐发展等角度考虑，政策的公平性很重要。深水、致密砂岩气本身资源品质差、难动用，且与同类型气田已出台具体相关规定及补贴标准相比，深水天然气、致密砂岩气尚没有享受任何补贴优惠，一定程度上阻碍了深水天然气、致密砂岩气的开发进程。因此合理修改完善非常规油气（煤层气、页岩气、深水天然气、致密砂岩气）开采财政补贴制度，出台深水、致密砂岩气补贴政策，既有利于改善深水天然气、致密砂岩气产业前期成本过高的情况，更有利于尽早形成产量规模，达到经济有效开发的目标。

建议国家进一步健全对深水天然气、致密砂岩气等非常规天然气的财政补贴体系，给予深水天然气、致密砂岩气财政补贴政策。

2）建议建立不同生产环境气源，不同价格的市场化机制，推进考虑天然气生产环境、地区成本影响因素，实施区别价格和合同模式多样化。由于深水天然气、致密砂岩气开采风险大、成本高，因此，应实施区别于常规天然气的价格定价机制，弥补企业投资效益低的客观情况；加强对国家管网公司的监管，有效解决输配价格存在垄断，终端价格传导机制不畅的问题，并依托上海、重庆石油天然气交易中心对国内天然气交易价格和交易模式进行探索。

3）建议取消深水天然气、致密砂岩气石油特别收益金或提高起征点，和建议设立国家深水、致密砂岩气风险勘探基金。

石油特别收益金是国家对石油开采企业销售国产油气因价格超过一定水平所获得的超额收入按比例征收的收益金，国际惯例被称为“暴利税”。从2015年1月1日起，国内石油特别收益金起征点执行65美元/桶，实行5级超额累进从价定率计征，征收比例20%～40%；石油特别收益金征收的初衷是调节石油行业内部上下游收益，通过对上游征收特别收益金补贴下游行业和弱势群体，从而实现利益均衡。但是，对于深水、致密砂岩气而言，勘探开发成本极高，甚至已经超过起征点，此时再征收特别收益金，已经失去了初始的意义，且影响开发企业的投资积极性，与鼓励企业积极投入能源开发的国家能源发展战略也不吻合，因此，建议取消深水、致密砂岩气石油特别收益金或提高起征点。

深水天然气、致密砂岩气勘探的高风险、高成本特点，影响油气勘探开发参与企业积极性，和导致社会资本对深水天然气、致密砂岩气勘探总体投入不足，对其发展形成严峻挑战，在国家层面设立国家深水天然气、致密砂岩气风险勘探基金，支持前期勘探、调查评价和战略选区，可以加强油气勘探开展前期基础性工作，降低商业勘探风险，进而提高企业勘探开发的积极性，促进深水天然气、致密砂岩气油气资源的良性发展。

4）建议将深水天然气、致密砂岩气加入国家鼓励发展的重点产业指导目录。

深水天然气、致密砂岩气与常规天然气开采的主要差异不仅是地层特征及深水作业环境，深水天然气、致密砂岩气开采的技术、设备、环保、投资、对环境的保护等要求与常规天然气开发差异也很大，且常规技术和装备难以满足这些低品质资源效益开发的需要，推动深水、致密砂岩气发展，需要装备制造、勘探开发技术等整个产业链的大力支持，因此，完善海上低渗、致密砂岩气产业相关税收政策，需从国家能源战略层面鼓励加快深水、致密砂岩气资源开发，将其补充列入国家鼓励发展的重点产业指导目录之中，明确对深水天然气、致密砂岩气发展的支持态度。

5）建议将深水天然气、致密砂岩气勘探开发工程装备、安全环保、节能节水大中型设备分别补充列入《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》《节能节水专用设备企业所得税优惠目录》《安全生产专用设备企业所得税优惠目录》。

近年来，国家制定的《大气污染防治行动计划》《“十三五”生态环境保护规划》《水污染防治行动计划》《土壤污染防治行动计划》，都提出了环境改善的具体指标。解决海洋环境污染和致密气油层改造的大型施工污染，是一个国际性的技术问题。海洋环境污染和致密气油层改造污染比常规天然气开采环境污染更为严重和复杂，资金投入更高和技术研发难度更大，因此，将深水、致密砂岩气勘探开发石油工程装备、安全环保、节能节水大中型设备补充列入《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》《节能节水专用设备企业所得税优惠目录》《安全生产专用设备企业所得税优惠目录》，可以释放明确的政策信号、引导稳定的市场预期，提升环保投入企业的竞争力。

6）建议将致密砂岩气作为能源矿产单独税目列示，区别于常规天然气，并享受与煤层气、页岩气相同减征优惠税率（1%～4%）。

资源税是以国家矿产资源的开采和利用为对象所课征的税，作为一种普遍调节的手段，其主要作用是调节资源的级差收益，促进资源的合理开发，使资源产品的成本和价格能反映出其稀缺性。目前国家对于煤层气、页岩气及深水油气已给予明确的资源税税率优惠，有力促进了其产业发展。

致密砂岩气储集层渗透率低、勘探开发成本高、相关系列技术仍需攻关研究，由于目前无相关政策支持导致前期投入产出严重失衡，社会资本对于致密砂岩气的开发望而却步，在一定程度上制约了致密砂岩气产业发展。建议将致密砂岩气作为能源矿产单独税目列示，区别于常规天然气，并享受与煤层气、页岩气相同减征优惠税率（1%～4%）。

7）建议将海上（包含深水）油气资源税纳入中央与地方共享税，可参考中央、地方资源税各50%的分成形式，或能源资源勘査的矿业权出让收益中央与地方分享比例4：6的形式。

海上油气缴纳的资源税100%为中央税，而陆地油气资源资中源税缴纳主要采用中央、地方分成形式，为地方政府带来较大的税收贡献，地方政府也为其在油气开采方面提供了一定的支持。可以参考陆地中央、地方资源税各50%的分成形式交中央、地方，或能源资源勘査的矿业权出让收益中央与地方分享比例4：6的形式，提高对地方的税收贡献，加强对地方政府的影响力，促进与地方政府的合作以获得地方政府的大力支持。

8）建议将致密砂岩气的开采，补充列入资源税条例，与低丰度或衰竭期油气田等一样，减征20%资源税。

从低丰度或衰竭期油气田、海上低渗油气田、低品位矿或低品位油气田、尾矿或尾矿油气田、废石中采选的矿产品或油气产品，经国土资源等主管部门认定，减征20%资源税。

目前国家已分别给予深水油气田资源税减征30%、稠油资源税减征40%的税收优惠，促进了深水油气田以及稠油的开发利用。同时致密砂岩气自身也面临资源品位低、难动用、开发难度大的难题，亟需国家给予同类型资源税减免的税收优惠，以鼓励企业对致密砂岩气进行开发利用，建议国家将致密砂岩气享受与与低丰度或衰竭期油气田等一样，减征20%资源税的优惠政策。

9）建议降低深水天然气、致密砂岩气勘探开发活动的经济指标约束，切实增加有效供应。目前，采用8%的内部收益率标准评价油气产年建设项目，对深水、致密砂岩气这类投入产出比较低的油气田类型，项目很难通过评价。因此，建议按6%左右的内部收益率标准来推进深水天然气、致密砂岩气等非常规天然气投资项目实施。

10）建议对深水天然气、致密砂岩气予以增值税实际税率超过3%的部分实行即征即退政策，税收返还部分用于企业的技术研发或者生产。我国现有对于煤层气即征即退、进口LNG根据倒挂比例予以返还等增值税优惠政策，一定程度上引导了资本的流向，对煤层气开发和对进口天然气及LNG项目良性发展起到了促进的作用。

建议对深水天然气、致密砂岩气参考煤层气即征即退政策，予以增值税实际税率超过3%的部分实行即征即退政策，税收返还部分用于企业的技术研发或者生产，这样不仅可以减少深水天然气、致密砂岩气开发企业的税负，降低开发成本，还在一定程度上缓解企业现金流的压力。

5 结束语

中国深水天然气和致密砂岩气资源十分丰富，其勘探开发也取得了阶段性进展和成果。通过分析研究我国非常规天然气财税政策，可看出对深水天然气和致密砂岩气而言，目前存在的问题，一是财政补贴体系不完善，未出台深水、致密砂岩气财政补贴政策；二是定价机制不完善，价格区别化和合同模式多样化定价机制不完善；三是整体而言，对深水、致密砂岩气等资源开发的鼓励政策少，税收优惠政策缺乏。

为加强中国深水、致密砂岩气的高效开发，国家给予财税政策支持是必要的；特别是建议完善非常规油气开采财政补贴激励机制；建立不同生产环境气源，不同价格的市场机制；取消深水、致密砂岩气石油特别收益金或提高起征点，和设立国家深水天然气、致密砂岩气风险勘探基金；将海上（包含深水）油气资源税纳入中央与地方共享税；降低深水天然气、致密砂岩气勘探开发活动的经济指标约束；将深水天然气、致密砂岩气加入国家鼓励发展的重点产业指导目录、有关专项所得税优惠目录等。相信随着国家对深水、致密砂岩气财税优惠政策的不断优化和完善，我国深水天然气、致密砂岩气勘探开发会得到更科学和可持续的发展环境。