非油气矿产资源（精选5篇）
非油气矿产资源 篇1
摘要：鉴于我国非油气矿产资源的会计确认规定还不完善, 实际工作中存在不少问题, 本文就改革现行矿产资源管理体制, 建立非油气矿产资源会计确认体系问题进行了探讨。
关键词：非油气矿产资源,会计确认,可确定性
一、引言
随着经济的高速发展和资源节约型经济发展战略的实施, 我国政府将矿产资源的无偿配置改为以市场交易为主的有偿使用, 以国家资源转让收费和管理收费 (税) 为核心的矿产资源权益价值机制已逐步形成。2000年9月28日, 国土资源部、财政部等联合下发了《关于进一步鼓励外商投资勘查开采非油气矿产资源的若干意见》, 这对加大外商勘查、开采非油气矿产资源的投资力度, 保证我国经济与社会的可持续发展, 起到了重要的促进作用。2006年财政部颁布的《企业会计准则第27号———石油天然气开采》 (CAS 27) , 不仅标志着我国在油气资源会计的核算规范方面迈出了成功的一步, 也为非油气矿产资源会计 (或称非油气矿产资源采掘业会计) 的研究指明了方向。但是, 矿产资源大部分是由非油气状态的金属和非金属资源所构成, 非油气矿产资源在资产特性和开采方式上与油气资源有着巨大差异, 我国非油气矿产资源开采企业的会计确认特有问题的处理不能完全参照现有的CAS 27的相关规定, 需要作另外的研究。
二、非油气矿产资源的涵义
CAS 27借鉴国际石油天然气会计准则, 并结合油气开采生产工艺自身的特点, 对油气资产的定义作出了明确的界定:油气资产属于递耗资产, 是油气开采企业所拥有或控制的井及相关设施和矿区权益。很明显, 在此定义中既包括属于自然生成物的油气资源本身, 也包括用于开采这些自然生成物的“井及相关设施”等人工构筑物, 这是符合油气资源资产特性和开采工艺特点的, 但是由于非油气矿产资源的物质形态和开采技术与油气资源有着巨大的差异, 这一定义不能完全适用于非油气矿产资源。非油气矿产资源应只包括所开采的自然生成物本身, 而用于开采的地面建筑物、大型矿山 (开采) 专用设备或用于地下开采的井巷工程、地下建筑物等应属于固定资产的范畴并按其服务年限计提折旧, 这是由非油气矿产资源开采的资产特性和开采工艺特点所决定的。
三、非油气矿产资源会计确认条件缺乏规范
1. 资产的确认。
首先, 关于资产价值的确认问题。我国非油气矿产资源企业从事资源的采掘活动需要取得采矿权和探矿权, 具体包括探矿权使用费、采矿权使用费、探矿权价款、采矿权价款。如果是通过支付探矿权使用费取得探矿权的, 后期需要进行勘探, 发生勘探成本, 进而形成资产;如果是通过支付探矿权价款、采矿权使用费取得采矿权的, 需要进行二次勘探, 进而形成资产。即非油气矿产资源企业所拥有与控制的主要资产———非油气矿产资源, 需要通过采取一定的技术手段, 历经不同生产阶段而获得。这与其他行业主要通过商品流通领域购买获得资产, 资产的价值即为实际支出的资产确认方式有显著不同。可见, 依据现有会计制度难以正确反映非油气矿产资源企业资产价值。
其次, 关于井巷工程资产的确认问题。目前, 大多数井巷资产占非油气矿产资源成本的30%。井巷资产是随采掘进度不断建造的, 不同于其他工业企业资产的建造, 其确认具有特殊性。
2. 非油气矿产资源企业成本与费用的确认。
与其他企业相比, 非油气矿产资源企业也存在其特殊性。普通工业企业所发生的成本费用总是与一定的收入相配比, 然而非油气矿产资源企业发生的主要成本费用却不一定会带来收入, 而且这些费用在非油气矿产资源生产成本中占较大比重。
(1) 安全成本。由于非油气矿产资源生产地质条件复杂, 不确定因素很多。一旦发生事故, 其危害和造成的损失是巨大的, 甚至影响企业的生存和发展, 为此国家鼓励企业加强安全生产投入, 为保障安全而投入的长期资金必须在成本中列支。
(2) 环境治理费用。按照《环境保护法》、《煤炭法》的有关规定, 遵照“谁开发、谁保护、谁污染、谁恢复”的原则, 增加对环境保护和治理的投入是非油气矿产资源企业必须承担的社会责任。
(3) 非油气矿产资源转产费用。非油气矿产资源开采是有时间限度的, 一旦资源枯竭就需要进行转产发展。转产发展需要接续和替代产业的投资支出, 职工的再就业培训及创业补助支出等均需要未雨绸缪。所以企业应该根据非油气矿产资源生产的特殊性, 建立非油气矿产资源衰老期转产发展基金制度, 支持企业的可持续发展。
上述这些费用怎么提取?提取的依据是什么?这些问题都亟须法律依据的指导, 否则将严重影响会计信息的可靠性和相关性。
四、非油气矿产资源的会计确认条件
资源会计在对与资源生态循环相适应的经济循环各阶段的过程和结果进行反映和控制时, 其会计确认问题就构成资源会计核算的一个基础内容。非油气矿产资源会计的确认过程, 除了应当遵循一般会计确认中的会计主体、持续经营、会计分期和币值不变等基本假定, 还要考虑以下几个基本前提条件:
1. 非油气矿产资源的可确定性。
资源就其总体而言并不是静止不变的, 它们每时每刻都在发生着变化。有些自然资源是经过了一个相当漫长的地质演变过程才逐渐形成的, 如非油气矿产资源, 并且还有可能随时发生相应的物理和化学变化;有些资源则每时每刻都在变化之中, 如森林资源, 这种变化的形式主要是生物形态的变化;有些资源则在发生着周期性的变化, 如草原资源、动物资源、海洋资源和生物资源, 进行着一年一轮回的更新和几年甚至几十年一代的进化与繁衍;有些资源的功能却基本上是固定的, 如土地资源。在非油气矿产资源会计核算中, 要采用一定的方法对其开发和利用过程进行全面的反映和控制, 可确定性应当是一个基本的前提条件。
可确定性具有三个方面的含义: (1) 会计对象是可以确定的。尽管会计对象种类繁多, 但我们可以根据其各自的特点, 对其种类、范围、形态、质量和可利用程度加以确定。只有这样, 我们才可以根据每种非油气矿产资源的特征, 选用恰当的方法和手段对其进行计量和核算, 提供相关的信息。 (2) 各种资源的储量和变量是可以确定的。特别是对非油气矿产资源储量和变量的确定程度, 要以一定时期的科学技术条件为基础, 建立在有依据的科学论证和推测之上。如新中国成立以前, 我国曾被西方资本主义国家定为“贫油国”, 但在地质学家李四光先生的科学论证和积极倡导下, 经过老一代地质工作者们不屈不挠的努力, 终于探明了我国石油资源的基本储量, 摘掉了“贫油国”这顶强加在我们头上的帽子。 (3) 资源的用途是可以确定的。尽管随着科学技术的发展, 人们对资源作用的认识将不断加深, 对资源用途范围的开发越来越广, 使资源的利用价值越来越大, 但我们必须有这样一个假定, 才能对资源的再生和更新等问题作出必要的诠释。
2. 非油气矿产资源的相对稀缺性。
它主要体现在以下三个方面:一是人类活动使得某些自然资源数量减少、枯竭和耗尽;二是自然资源和自然条件的贫化、退化及发生质变;三是自然资源的生态结构和生态平衡被摧毁和破坏。正是因为资源的相对稀缺, 所以会产生对有限自然资源优化配置的客观需求。资源配置涉及许多复杂的物理系统和生物系统, 而它的解决又必须在一个复杂的社会条件和制度条件下进行。合理的配置目标之间往往有可能是矛盾的, 人们对其合理利益的权衡也会各不相同。那些物理系统和生态系统代表着一种权衡和取舍, 即倘若我们有目的地去追求目标甲, 那就必然会损失一部分目标乙;倘若我们要保持目标乙, 就必须放弃目标甲在某些方面可能取得的成就。在这种情况下, 作出决策的依据就要看我们的相对评价。这种评价过程及其结论的得出, 需要参考非油气矿产资源会计所提供的相关资料, 而这些相关资料的出具及其方法的确定, 又应当以资源的稀缺性为前提。需要说明的是, 资源的稀缺性也是相对的, 因为尽管某些不可再生的耗竭性资源可能会出现枯竭, 但随着科学技术的发展, 人类最终会找到替代的方法。
3. 非油气矿产资源的可计量性。
可计量性假设是指对种类繁多的各种资源, 都可以从一定的角度、采用一定的方式对其存量、变量和增量用价值量度进行计量, 可以从价值角度提供资源变动情况及其相关信息。尽管资源随着人们的开采和利用具有日益稀缺性, 但人们对资源有用性的认识也在不断提高, 因而其价值的确认也具有无限的可增长性。在非油气矿产资源会计核算过程中, 虽然某些核算对象增量和变量的变化较难以货币量度进行确定, 如森林资源的再生速度和土地资源的复垦程度等, 若用货币量度对其变量进行确定就较为困难, 但若将这种确认与计量建立在可计量性的假设之上, 对其结果就可以作出合乎逻辑的解释。
4. 非油气矿产资源的不可再生性。
可再生性或称可更新性是对部分资源而言的。可再生性观念的确立使我们在对部分资源实施核算时, 可基于这一点来设计符合其生物特点的专门方法。如通过建立育林基金, 就可进行专门用于森林资源的再生投资, 以营造新的林木基地;通过对海洋捕捞期的定期封海管理以及对海区进行鱼苗定期投放, 以保证渔业资源的长盛不衰。对这类以保证资源的再生性为目的的投资及其收益核算方法的设计, 应当以可再生性作为其基本前提条件之一。因此, 资源作为人类社会发展的重要物质基础, 在人类不断地进行补偿和投资的前提下, 可以较好地实现“使用———补偿———再生———使用”的良性循环。尽管目前还有许多尚待进一步探明和开发的资源, 但非油气矿产资源类不可再生资源在总量上具有一种耗竭性, 它们不可能在原有的基础之上再生。已经干涸的油井、已经枯竭的矿区, 要让其再生出原有的矿藏是不可能的, 但若采取其他方式进行补偿性投资, 则可让它们发挥其他的资源效益。如矿区开采结束后将其改造为良田, 从而形成一种新的耕地资源, 当然, 这种更新是需要具备一定条件的。
五、小结
通过以上分析我们可以看出, 非油气矿产资源会计的确认与普通会计的确认条件存在一定差异。如果采用现行会计准则中的确认条件进行非油气矿产资源会计的确认将存在一定问题, 因此应该根据非油气矿产资源自身特点确定相应的确认条件, 以便进行正确的会计计量、记录和报告。
参考文献
[1].王昌锐.论矿产资源资产的会计确认、计量与报告.中国石油大学学报 (社会科学版) , 2007;4
[2].李恩柱.非油气矿产资源会计问题研究.会计研究, 2008;4
[3].梁星等.煤炭开采会计问题探讨.煤炭经济研究, 2008;5
非油气矿产资源 篇2
矿产资源是一种对国民经济和社会持续发展具有重要战略作用的不可再生资源。矿产资源可分为油气矿产资源和非油气矿产资源。非油气矿产资源是矿业活动所涉及的具有稀缺性和不可移动性,能给相关单位带来未来经济利益并为其所拥有或控制的非油气状态的自然生成物(李恩柱,2008)。目前我国制定了《企业会计准则第27号—石油天然气开采》,对油气资产的会计计量和披露有明确的规定,但由于非油气矿产资源的特殊性,我国尚未针对非油气矿产资源开采制定相应的会计准则,实际会计工作中,采掘企业对非油气矿产资源如何进行会计计量、如何披露,就值得关注了。对非油气矿产资源进行科学的会计计量、合理披露,有利于政府主管部门和矿产资源开发企业等相关利益主体就矿产资源的投资、开发、管理等进行正确的决策。本文以非油气采掘企业上市公司公开的年报为依据,对非油气矿产资源会计计量和披露现状进行分析研究,以期对我国企业会计准则的制定和完善有所贡献。
二、非油气矿产资源会计计量研究设计
(一)政策指引
为了规范资源类上市公司矿产资源计量与披露,我国出台了一系列法规文件:1999年,财政部下发了《关于企业和地质勘查单位探矿权采矿权会计处理规定》的文件,对企业探矿权采矿权会计处理作出了规定,企业取得的探矿权、采矿权按历史成本计量。勘探结束形成地质成果的,增加资产:地质成果;不能形成地质成果的,一次计入当期损益(成果法)。采矿权作为无形资产核算,并在采矿权受益期内分期平均摊销(年限法)。企业应在“资产负债表”中的“其他长期资产”项目下增设“地质成果”项目和“勘探开发成本”项目,分别反映企业因地质勘探而获得的地质成果的实际成本以及在地质勘探过程中所发生的各项支出。2006年,财政部颁布的《企业会计准则第27号———石油天然气开采》规定了矿区权益、油气勘探、油气开发、油气生产的会计处理,并规定了会计披露的内容。这不仅实现了我国油气生产企业会计核算与国际惯例多方面的趋同,也为非油气矿产资源会计的确认、计量和信息披露问题的研究提供了坚实的基础。2008年,深圳证券交易所为规范上市公司涉及矿业权的信息披露行为,充分揭示矿产资源开发业务的风险,保护投资者的合法权益,制定并发布了《信息披露业务备忘录第14号―矿业权相关信息披露》,规定了取得矿业权应披露的信息、出让矿业权应披露的信息。此外,2006年,财政部颁布的《企业会计准则—基本准则》规定会计计量属性主要包括:历史成本、重置成本、可变现净值、现值、公允价值。企业在对会计要素进行计量时,一般应当采用历史成本,采用重置成本、可变现净值、现值、公允价值计量的,应当保证所确定的会计要素金额能够取得并可靠计量。政策指引的制定是基础,而政策指引的执行是关键。非油气采掘上市公司执行相关政策指引的情况如何,有待调查并深入研究。
(二)样本选择与资料来源
按照中国证监会颁布的《上市公司行业分类指引》,我国上市公司分为采掘业、制造业等13类,其中采掘业又分为煤炭开采、有色金属开采、油气开采。本文选取沪深两市除油气采掘企业外的煤炭开采、有色金属开采上市公司作为研究样本。煤炭开采企业26家(不包括借壳上市的山煤国际和没有煤炭业务的鲁润股份),有色金属开采企业9家。研究对象为这些公司2008年年度财务报告。这种选择是基于两点考虑,一是年报的披露比较详尽;二是2008年是执行新企业会计准则的第二年,年报编制比较成熟稳定。资料数据来源于东方财富网(公司公告)。根据财政部《关于企业和地质勘查单位探矿权采矿权会计处理规定》,在我国,非油气矿产资源的核算,主要通过无形资产(采矿权、探矿权,合称矿业权)进行。因此重点收集采掘企业采矿权、探矿权核算使用的会计科目、如何初始计量、如何后续计量见(表1)、(表2)。另外矿产资源储量是采掘企业生产经营的基础,也是持续经营的前提;产量说明企业的生产能力,与储量比较能说明企业持续经营能力。因此,我们对储量、产量披露信息进行了收集。在资料收集过程中发现,与非油气矿产资源有关的核算还涉及长期待摊费用、在建工程和开发支出,对此予以了关注。土地使用权不能确定是否与矿业权有关,因此不予统计。产量和储量披露信息来源于公司年报中“董事会报告”或“管理层讨论与分析”部分;其他信息来源于年度会计报表及附注。由于有关信息分布比较零散,故手工统计方式收集资料。
三、非油气矿产资源会计计量与披露分析
(一)煤炭采掘企业
(1)探矿权。在无形资产项目披露中,明确有探矿权的企业只有3家,占11.5%,另有1家企业(中国神华)披露的信息不能确定是否拥有探矿权。明确拥有探矿权的煤炭采掘企业较少,原因可能是有些公司的探矿权可能一次性转入了“在建工程(或勘探开发成本)”明确披露,勘探开发成本含探矿权价款,在资产负债表中列入“其他非流动资产”项目。探矿权转入勘探开发成本符合企业会计准则精神。按企业会计准则应用指南的规定,无形资产的摊销一般应当计入当期损益,但如果某项无形资产包含的经济利益通过所生产的产品或者其他资产实现的,其摊销金额应当计相关资产的成本。拥有探矿权的公司均将探矿权作为无形资产进行核算,均按取得时的历史成本进行初始计量。符合企业会计准则规定。至于初始计量方法,在披露中,上市公司只按企业会计准则进行一般性说明,这说明披露的形式主义严重。明确有探矿权的3家企业未进行摊销且未提取减值准备,西山煤电(000983)的勘查工程在“在建工程”核算亦未提减值准备。这符合近年能源上涨的实际。(2)采矿权。有24家企业有采矿权,占92%。且均作为无形资产核算。采矿权均按取得时的历史成本进行初始计量。对初始计量方法的披露,大多数企业只按企业会计准则中提到的一般性要求进行说明,少数企业结合企业的具体情况进行说明,兖州煤业(600188)和大同煤业(601001)披露了采矿权如何取得,以及采矿权评估单位和评估方法。初始计量符合规定,但披露简单,详细披露的企业少。在有采矿权的24家企业中,有22家企业未计提采矿权减值准备,占92%;1家公司(煤气化,000968)明确提取了减值准备;1家公司(中煤能源,601898)不能确定是否提取减值准备。这是非常正常的。众所周知,在我国能源相对紧缺,近年来一直上涨,因此,与煤炭相关的采矿权基本不存在减值迹象,绝大多数公司未计提减值准备,不足为奇。采矿权摊销方法有产量法和年限法,以年限法为主。在有采矿权的24家企业中,有11家公司采用年限法,占46%;6家公司采用产量法,占25%;2家企业年限法和产量法同时采用;其余企业照搬会计准则中的“套话”说明摊销方法,笔者无法确定是采用什么方法摊销。至于账务处理,只有国投新集(601918)明确说明无形资产采矿权摊入管理费用,其他未予说明。(3)产量和储量披露。26家公司中,只有3家披露保有资源储量和可采储量信息,占11.5%,这3家公司分别是ST贤成(600381)、ST平能(000780)和中国神华(601088),前二者显然是为了“摘帽”,吸引投资者而有意披露,后者发行有香港上市的H股,香港证券交易所有披露储量的要求。另外13家企业披露了该年度产量,占50%。可见,煤炭采掘企业产量信息披露情况较好,而储量信息披露意愿不足,这可能与会计准则不完善,未强制要求披露储量有关。煤炭采掘上市公司矿业权有关情况详见(表1)。
注:表中“会计科目”项中“无”表示“无形资产”科目。探矿权项下的“摊销方法”项目的“未”表示未提摊销。采矿权项下的“摊销方法”项目中“套”表示“套话”,即摊销方法的描述说明完全来源于《企业会计准则第6号-无形资产》。“年”表示按年限摊销;“产”表示按产量摊销
注:表中“科目”项中“无”表示“无形资产”科目。“摊销方法”项目中“套”表示“套话”,即描述说明完全来源于《企业会计准则第6号-无形资产》。“年”表示按年限摊销;“产”表示按产量摊销
(二)有色金属开采企业
(1)探矿权。9家有色金属采掘企业中7家明确有探矿权,占78%,说明色金属采掘企业危机意识较强,“吃着碗里的,看着锅里的”。探矿权均明确在“无形资产”科目核算,均采用历史成本进行初始计量,有4家企业在说明探矿权初始计量方法时照搬企业会计准则中的原文,占44%,少数企业结合企业的具体情况进行说明。摊销方法有按年摊销的,也有按产量摊销的。2家企业提取了探矿权减值准备,占22%。探矿权减值准备计提的依据是评估公司的评估报告(如:中金黄金);1家公司(山东黄金)不能确定是否提取减值准备。计提减值准备的企业相对较多,比较符合当时的实际情况—有色金属价格下跌。另外中色股份(000758)和西藏矿业(000762)2家公司存在勘探成本在“在建工程”科目核算的情况—探矿权完全可能一次性转入“在建工程”,因而在财务报告的附注中没有作为无形资产的探矿权。(2)采矿权。9家公司均有采矿权,均通过“无形资产”科目核算,且均按历史成本进行初始计量。对初始计量方法,多数企业照搬企业会计准则原文说明,少数企业结合企业的具体情况进行说明。只有1家企业(紫金矿业,发行了H股)计提了采矿权的减值准备,1家企业(山东黄金)不能确定是否计提了采矿权的减值准备,其余企业未计提采矿权减值准备。采矿权摊销方法有产量法和年限法,对摊销方法的披露,多数企业照搬企业会计准则原文进行说明,少数企业结合企业的具体情况进行说明。(3)产量和储量披露。5家披露了该年度的产量,占56%,4家未披露。3家披露保有资源储量,占33%,2家披露可采储量,占22%。4家企业披露了矿权个数和矿权面积,占44%。相比较而言,披露储量数量的有色金属企业较多。详见(表2)。(4)其他有关信息的披露。紫金矿业(601899)在财务报告附注中披露:在资产负债表中,“长期待摊费用”项目的金额包括土地补偿费(矿山建设需要占用林地所支付的补偿费)、资源占用补偿费、林木补偿费,说明“长期待摊费用”科目核算了与矿业权有关的费用支出;资产负债表中的“其他非流动资产”项目金额包括勘探开发成本,说明地质探矿费用通过“勘探开发成本”科目核算。中金黄金(600489)披露:探矿工程在“在建工程”科目核算,并根据评估公司评估报告书计提了减值准备,且存在借款费用计入“在建工程—探矿工程”的情况;资产负债表中的“长期待摊费用”包括矿权费用(地质探矿费、矿区使用费、矿权补偿费),说明存在地质探矿费、矿区使用费、矿权补偿费通过“长期待摊费用”科目核算的情况。驰宏锌锗(600497)披露:探矿工程在“在建工程”科目核算,勘探工程在“开发支出”科目核算,说明“在建工程”和“开发支出”科目均核算与矿产勘查有关的支出。西部矿业(601168)披露:在资产负债表中,“无形资产”项目金额包括土地使用权、采矿权、勘探开发成本和地质成果等;勘探开发成本包括取得探矿权的成本及在地质勘探过程中发生的各项成本和费用;勘探开发成本的工程项目包括在现有矿床进一步成矿及增加矿山产量、地质及地理测量、勘探性钻孔、取样、挖掘及与商业和技术可行性研究有关活动发生的支出。当勘探结束并有合理依据确定勘探形成地质成果时,余额转入地质成果。当不能形成地质成果时,一次性转入当期损益。地质成果归集地质勘探过程中所发生的各项支出。自相关矿山开始开采时,按其已探明矿山储量按产量法进行摊销。说明三个问题,一是地质探矿投入是为了形成无形资产—新的探矿权(地质成果)和采矿权;二是探矿权的成本摊到了“勘探开发成本”。三是勘探开发成本的工程项目几乎包括找矿步骤各环节项目。山东黄金(600547)披露:“在建工程”项目有“系统地质探矿”;在资产负债表中,“长期待摊费用”项目金额包括探矿费用、土地租赁费、绿化费、土地补偿费、残采工程、矿山治水费用等。说明地质探矿费用有列“在建工程”的,也有列“长期待摊费用”的;其他与矿业权有关的费用列“长期待摊费用”。辰州矿业(002155)披露:在资产负债表中,“长期待摊费用”项目金额包括地质勘探支出(地质勘查活动中进行详查和勘探所发生的支出,以矿区为核算对象),且按产量法摊销。说明地质探矿费用是通过“长期待摊费用”科目核算。辰州矿业财务报告附注中,对地质勘探支出资本化和费用化原则进行较为详细的说明。
四、结论与建议
(一)结论
综上分析可以看出:非油气矿产资源采掘企业矿业权核算科目与初始计量符合国家有关规定。非油气矿产资源采掘企业的探矿权、采矿权均在“无形资产”科目核算,均按历史成本进行初始计量。少数煤炭采掘企业特别说明采矿权如何取得,以及采矿权评估单位和评估方法。同时,探矿权、采矿权的减值计提情况基本符合实际情况。煤炭采掘企业的探矿权未计提减值准备,只有个别煤炭采掘企业计提了的采矿权减值准备;有色金属采掘企业计提探矿权采矿权减值准备的相对较多。但也存在以下问题:第一,矿业权初始计量方法和摊销方法披露简单。在统计的非油气矿产资源采掘企业的财务报告附注中,大多数企业对矿业权初始计量方法和摊销方法的说明基本拷贝了企业会计准则中的相关规定,而没有结合本企业的特殊情况具体说明,这说明披露的形式主义严重。第二,披露储量信息的企业少。披露产量信息的企业较多,而披露储量、矿权个数和矿权面积等其他数量信息的企业较少,披露意愿不足。相比较而言,披露储量、矿权个数和矿权面积的有色金属采掘企业较多,而煤炭采掘企业较少。第三,矿业权的摊销核算混乱。对探矿权,有摊销的,有不摊销的,有摊入管理费用的,有摊入勘探成本的,有直接转入勘探成本的;对采矿权,有按年限法摊销的,有按产量法摊销的,有两种同时采用的,有的摊销到管理费用。这将影响会计数据的可比性和统计汇总。第四,与非油气矿产资源有关的科目使用与列报混乱。表现在:探矿工程有在“开发支出”核算的,也有在“在建工程”核算的;与非油气矿产资源有关的科目(项目)涉及无形资产、长期待摊费用、开发支出、在建工程;勘探开发成本在资产负债表中有列无形资产项目的,有列长期待摊费用项目的,也有列其他非流动资产项目的,笔者认为,虽然三个项目都属于非流动资产类科目或项目,但摊销方法却不相同,因此实务中是否摊销、摊销方法是否合理将直接影响企业各期损益;另外,长期待摊费用、开发支出通常不计提减值准备,而与矿产资源资产有关的长期待摊费用和开发支出往往涉及减值问题,因而实务中是否测试减值,也会影响企业财务状况和损益。这些乱象可能与非油气矿产资源(或矿业权)的特殊性有关,也可能与会计人员的地质勘探知识和专业判断能力有关。
(二)建议
基于以上问题,本文提出以下建议:一是制定满足非油气采掘行业特殊要求的补充规定。在新企业会计准则下,重新制定矿业权会计处理规定,对矿业权如何后续计量予以明确。包括摊销方法、摊销去向,以及后续投资资本化条件、如何进行减值测试等。二是尽快制定采掘行业会计准则。即制定适用于油气采掘企业,也适用于其他采掘企业的会计准则。在准则中规定储量信息披露内容及与矿产资源开采有关的会计处理。虽然石油天然气资产和其他矿产储量资产在风险上存在差异,但从经济活动实质看它们属于资源开采的不同种类,应该统一在同一准则之下,同时在统一的采掘行业会计准则中体现这种区别。统一的采掘行业会计准则可以指导采掘行业企业对经济事项进行真实、公允地反映,改变会计处理不统一造成信息不一致的现象;也为广大投资者充分了解、评价采掘行业企业提供工具,减少投资者与企业之间的信息不对称程度,从而为更多的采掘行业企业进入资本市场打下基础。或者制定专门的非油气采掘行业会计准则,以克服现行核算乱象。
摘要：本文根据公开资料对上市煤炭和有色金属采掘企业矿产资源资产会计计量与披露现状进行统计分析发现,非油气矿产资源采掘企业矿业权核算符合国家有关规定。但存在矿业权初始计量方法和摊销方法披露简单、披露储量信息的企业少、矿业权的摊销核算混乱、与非油气矿产资源有关的科目使用与列报混乱等问题。建议制定满足非油气采掘行业特殊要求的补充规定,或尽快制定采掘行业会计准则。
关键词：非油气矿产资源,会计计量,会计披露,采掘企业,矿业权
参考文献
[1]李恩柱:《非油气矿产资源会计问题研究》,《会计研究》2008年第4期。
[2]许家林:《资源会计研究》,东北财经大学出版社2000年版。
[3]沈振宇:《自然资源会计》,《财经问题研究》2000年第5期。
[4]王昌锐:《论矿产资源资产的会计确认、计量与报告》,《中国石油大学学报(社会科学版)》2007年第4期。
[5]中华人民共和国财政部:《企业会计准则2006》,经济科学出版社2006年版。
非油气矿产资源 篇3
1 油气资源概况
1.1 含油气盆地分布
澳大利亚大陆共发育48个沉积盆地, 按不同时代及不同构造类型可划分为五类:西部及西北沿海主要为中生代拉张盆地区, 大陆中部为元古宇-古生界克拉通内部盆地区, 中东部为晚古生代与中、新生代叠合盆地区, 晚中生代-新生代拉张盆地主要位于澳大利亚大陆南部及东南部[1]。此外大陆内部还发育一系列面积小、沉积厚度薄的次要沉积盆地。约20个盆地部分或全部位于海上, 14个盆地内有油气发现。主要含油气盆地位于西北大陆架北卡那封盆地、布劳斯盆地、波拿巴盆地及东南部吉普斯兰盆地[2,3,4]。油气产层在早古生代到新生代地层中均有分布, 以中生代及新生代地层为主[1]。
1.2 油气资源禀赋
澳大利亚大陆油气资源包括原油、凝析油、液化石油气 (LPG) 及天然气, 已探明储量以常规天然气为主, 原油相对贫乏。据BP公司2015年公布最新资料, 截至2014年底, 澳大利亚原油、凝析油及LPG探明可采储量4×109吨, 占全球原油探明储量的0.2%, 原油储采比24.3年。其中, 原油约占24%, 凝析油占51%, LPG约占25%;天然气探明储量3.7万亿方, 占全球原油探明储量的2%, 位居全球第十位, 天然气储采比67.6年[5]。
原油探明可采储量集中分布在北卡那封盆地 (56.7%) 、吉普斯兰盆地 (21.2%) 及波拿巴盆地 (14.8%) , 约10%的原油储量分布于阿马迪厄斯盆地、鲍恩盆地、库珀盆地、Eromanga盆地及佩斯盆地等。凝析油集中分布于布劳斯盆地 (39.7%) 、北卡那封盆地 (36.4%) 、波拿巴盆地 (15.1%) 及吉普斯兰盆地 (5.6%) 。LPG主要分布于布劳斯盆地 (24.2%) 、北卡那封盆地 (41.8%) 、波拿巴盆地 (16%) 及吉普斯兰盆地 (11.1%) 。
天然气探明储量集中在北卡那封盆地 (58.7%) 、布劳斯盆地 (20.5%) 及波拿巴盆地 (12.8%) 。三个盆地天然气储量占比达92%, 位于大陆中部及东部等地区的阿马迪厄斯盆地、库珀盆地、奥特韦盆地等天然气储量仅占8%。
1.3 澳大利亚油气供需情况
澳大利亚是石油净进口国、天然气出口国。据BP公司2015年上半年公布资料, 澳大利亚2014年累计产原油1940万吨, 同比增长6.5%;原油消费4550万吨, 同比下降2.9%;原油缺口2610万吨, 占原油消费的57%。从近10年原油进口量来看, 澳大利亚原油对外依存度不断攀升, 进口主要来自阿联酋、马来西亚、越南和巴布亚新几内亚。2014年累计产天然气553亿方, 同比增长3.6%。消费292亿方, 同比下降0.1%。天然气出口261亿方, 同比增长7.3%。天然气主要以LNG的形式出口到中国、日本、韩国及中国台湾等地。截至2014年底, 澳大利亚已成为全球第三大LNG出口国。
2 澳大利亚LNG项目
2.1 项目简况
2014年澳大利亚全年以LNG形式共出口天然气316亿方, 为仅次于卡塔尔和马来西亚的全球第三大LNG出口国。截至2015年6月底, 该国共有在产LNG项目4个、在建LNG项目6个, 待建LNG项目4个, 以及14个规划项目。4个在产项目共8条生产线, 产能3980万吨/年。6个在建项目中有3个项目预计在2015年下半年投产, 届时产能将提升至6510万吨。
2.2 中澳天然气合作现状
随着我国天然气缺口不断增加及国内天然气产量增速放缓, 为保障我国能源供应安全、完善能源消费结构及改善环境质量, 近年来我国天然气进口持续攀升。数据显示, 2014年国内天然气产量达1241.1亿方, 同比增长6.9%, 增速趋缓。其中, 2014年全年从澳大利亚进口天然气52亿方, 占该国LNG出口总额的16.5%。2006-2014年我国已累计从澳大利亚以LNG形式进口天然气376.7亿方, 主要来自该国西北大陆架LNG项目[5]。
近10年来, 澳大利亚LNG产业蓬勃发展。综合地缘、成本、生产及供应能力、政治经济环境等多方面因素, 中澳积极开展LNG清洁能源领域合作。项目建成投产后, 有望进一步确保未来澳大利亚对我国保持稳定的LNG气源供应, 有力的促进国家能源安全。
3 中澳油气合作前景展望
中澳油气合作始于2006年深圳大鹏液化天然气项目, 此后, 中澳天然气合作势头迅猛。随着我国能源结构的不断优化, 天然气需求及供需缺口将进一步增大, 同时, 澳大利亚作为全球LNG产能增长最快的国家, 随着多个LNG项目的建成投产, 中澳LNG领域合作必将持续深入, 实现澳大利亚对我国天然气的稳定、长期供给, 有效保障我国能源安全。
4 结论
(1) 澳大利亚油气资源禀赋为“富气、贫油”, 已探明天然气可采储量大, 以大陆西北及东南近海海域常规天然气为主。大陆内部常规油气资源规模小、探明程度高, 储量增长潜力较小。天然气储量增长点主要位于西北大陆架北卡那封盆地、波拿巴盆地及布劳斯盆地深水区域, 勘探潜力巨大, 但截至目前勘探难度大, 成本高, 风险相对较高。
(2) 澳大利亚天然气主要以LNG出口到日本、韩国、中国及中国台湾等地。2014年出口量已达316亿方。该国是LNG产能增长最快的国家, 目前有在产LNG项目4个, 在建项目6个, 预计2017年在建项目投产后, LNG出口量将达8600万吨, 从而超过卡塔尔跃居世界第一位。
(3) 澳大利亚是中国重要的LNG进口国之一, 该领域长期稳定合作将是未来两国油气领域合作重点之一。对澳天然气领域合作有利于实现澳大利亚对我国天然气的稳定、长期供给, 有利于我国进口LNG及管道进口天然气的多气源、多地区供应良性格局的形成, 有效保障我国能源安全。
摘要：澳大利亚富天然气而贫油, 是原油净进口国及天然气出口国, 油气资源领域国际合作前景广阔。研究表明, 该国天然气已探明可采储量达3.7万亿方, 位居全球第十位, 天然气储采比67.6年。已探明可采储量主要位于西北大陆架及东南部吉普斯兰盆地近海海域。大陆内部常规油气资源储量规模小, 探明程度高, 储量增长潜力有限, 有利储量增长点为西北大陆架深水海域, 以天然气为主。澳大利亚政治、经济及社会环境稳定, 投资环境较好。深水海域天然气勘探及LNG为澳大利亚未来国际油气合作最具前景的两个领域, 但海域天然气勘探成本高, 风险相对较大。澳大利亚LNG项目发展势头迅猛, 出口主要面向亚洲国家及地区, 预计2017年左右对外出口将达到8600万吨。LNG项目为未来中澳两国油气合作的重点领域。
关键词：油气资源潜力,澳大利亚,LNG深水油气,战略选区
参考文献
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非油气矿产资源 篇4
随着资源的日益枯竭, 一些新的资源开采技术被采用, 同时也出现了新的难题, 其中包含油气地质异常。尤其是近几年, 非传统油气资源的勘探工作如火如荼地进行, 加强对非传统油气资源的研究工作, 对于缓解传统能源危机具有重要作用。
1 油气地质异常
1.1 地质异常的概念
明显不同于周围环境的地质体或地质体组合被称为地质异常, 具体表现在成分、结构等方面的不同。如果用一个范围来表示常规地质场, 则凡是不在这个范围的地质场, 就被称为地质异常。地质异常往往包含各种异常的综合, 是一种综合特殊的构成体。这些特殊不仅表现在物质的构造、材料及相对应范围和界限的差异上, 还通常会表现在地球磁场方面的区别。
1.2 油气地质所具备的特征
一般来说, 含油气性特征的诸多地质异常就是我们经常提到的油气地质异常, 油气地质异常的存在也说明了油气在该地域中是确实存在的。在大多数情况下, 正是由于油气藏自身所具备的特殊性及复杂性, 使得其特征不能被明显界定。整个盆地内的含油气概率和油气运聚成藏的分布规律都是由油气地质异常所决定的, 但同时它也受其它一些地质因素的制约和影响。如果只是从地质角度出发, 其制约因素主要指油气源、运移、圈闭、储集区域的保存及配套史条件等六大因素[1]。
从显示形式的角度说, 地质异常可分为隐式及显示的地质异常。显式的地质异常是有形存在的, 诸如一些地质体所存在的不连续界面或地质之间分界面、不同地质体外部及其内部具备的特征所逐渐发生的变化, 甚至还包括了不同地质体的嵌入等。隐式地质异常是以一种无形状态存在的, 最为常见的是单位体积内同一地质体出现了不同属性组合的异常现象、演化历史各不相同的地质体及其内部构造所体现出来的复杂性, 及各个地质体所体现出来的相似程度等, 这些造成异常的因素可通过地质计算表达出来。
1.2.1 沉积出现异常
沉积异常可通过地壳起落指数方法来对圈定的一些致矿地质的非常地区进行计算, 通常可用来对地壳的起落现象及所形成的地质异常进行研究。该值的大小, 代表该地区地层的沉降幅度。沉降幅度的大小可用相关数值表示[2]。地层保留的厚度与测量值成正比关系。如果测量值是0, 则表示此区域是一种升降平衡的地理状态, 也即说明此地地质在地质历史演变过程中很少变化;当该值<0时, 代表该地区正处于一个上升状态中, 绝对值越大, 上升幅度越大, 同时意味着地层部分保留的相对厚度更小。
因此, 在对沉积异常进行分析后, 可对盆地沉积的转变进程进行研究, 并对沉降的中间位置及具体的转变进程进行研究, 进一步解释岩性的转变、生油源岩的散布位置及生储盖组合出现的前提条件等。
1.2.2 构造异常
熵作为一种度量单位, 一定程度上反映了一个事物发生的可能性。而使用信息熵法计算圈定的致矿地质异常区域, 一个系统复杂度越高, 那么对应的熵值也就越高。沉积盆地中地质构造特征所具备的复杂性, 导致其具备更大的不确定性, 对应的度量值波动也就越大。所以在实践过程中, 一般都会用熵值来具体表示一个地质特征所具备的复杂程度。
通常来讲, 根据一个盆地所具有的构造异常能确定其内部断裂的具体分布位置、走向及油气的运移路线, 同时, 根据构造异常还可确定局部圈闭所具备的分布区间[3]。因此, 借助该构造异常, 能很好地对盆地内部油气运移出来的路线情况进行分析, 还可对运移出后油气在不同圈闭中的保存状况进行研究。
在含油气沉积盆地的沉积过程中, 构造异常和沉积异常是相互联系的, 大多数沉积盆地中都有基岩岩石裂隙的高度发育带和相伴生的一系列断裂, 它们在盆地构造发育、油气运聚中都起到了非常重要的作用, 并且在重力场、磁力场上都有明显的异常表现, 在熵图上也有显示。
1.2.3 地球化学异常
即油气藏中烃组分构成的异常, 用它可分析油气运移作用, 与其它油气地质异常联合研究, 可分析油气运移通道和保存位置。
1.2.4 地层压力异常
地层压力异常是指区别于正常静水压力的地层压力, 其低于或高于正常地层压力。当地层孔隙间的流体压力即地表到某一地层深度的静水压力时, 地层压力正常, 压力系数1, 若压力系数小于1, 为低压异常;若压力系数大于1, 为高压异常。介于正常与异常之间的带, 为压力过渡带。
2 非传统油气资源勘探研究
所谓的非传统油气资源通常包括致密气、页岩气、页岩油及煤层气等, 现简要分析如下。
2.1 油页岩资源的勘探与开发
根据相关统计可知, 全球页岩油资源总量含量巨大, 远远高于传统的石油含量。国家权威资料显示, 中国蕴藏的油页岩资源位居世界前列。目前全世界很多国家及能源企业都在钻研油页岩加工工艺, 并逐步开展从油页岩中生产煤油工艺的研发、测试和先导性实验。
在中国, 制约油页岩工业发展的影响因素主要有三方面, 即资源、环保和经济。在不远的将来会有一系列更加先进、生产效率更高的开采技术被相继研发出来, 并能有效应用到油页岩资源开采中, 其市场前景非常可观。据相关部门预计, 2030年后, 页岩油资源的产量必将会呈现急剧增长的发展趋势, 且油页岩资源将会在非传统油气资源中成为主要的石油供给来源, 大约可为全球提供8%的石油供给量[4]。
2.2 页岩气资源的勘探与开发
在所有的非传统油气资源中, 页岩气是最主要的天然气来源之一, 是主体储存在高碳泥或暗色的页岩里, 以游离态或吸附态形式存在的天然气。在开发时, 由于常规产气方式的低能, 目前还不能直接将传统油气资源勘探与开采技术有效应用到页岩气资源的开发中。其中, 相关数据统计结果显示, 中国所探明的页岩气资源储存量非常可观, 且地质开采条件优越。然而, 中国现在对页岩气资源的勘探与开发仍处于初期的探索过程中, 还面临较多困境, 如资源状况未知、单一的投资主体、技术水平低下、管网设施不足及缺少有利的政策支持等[5]。
2.3 煤层气资源的勘探与开发
煤层气即煤层瓦斯, 是储存在煤层中的CH4气体, 以游离态或吸附态的形式存在于固岩或煤层中, 它是一种优良的能源和化工质料。目前, 中国在煤层气资源的勘探与开发方面仍处于初级阶段, 通过分析国外煤层气资源的开发现状, 总结出下述两点发展趋势:
a) 试验性、示范性和商业性的煤层气勘探开发规模增大;CH4的熟化特性随煤层埋深的增加而更加优越, 煤层气井深将随之增加;
b) 煤层气井压裂工艺技术也进步较快, 美国现今正在采用一种名为“幻”的压裂法, 其效果十分明显, 大大增加了产率。
2.4 致密气藏资源勘探与开发
目前, 对致密气藏的勘探与开发还处于萌芽阶段, 并没有形成一个统一的界限和标准, 随着中国矿产部门对致密气认识程度的提高, 今后也必将有效开发与利用致密气藏。致密气藏即隐蔽油气藏, 在20世纪中期开始进行工业化开发, 其所具备的渗流特点和空隙结构与低渗气藏远远不同, 要想高效率开发利用致密气藏资源, 就需重点研究井型井网优化、合理配产等相关开发技术, 为致密气藏规模有效开发做好技术储备。
3 结语
为更有效开发油气资源, 不仅需要设备更新还需要理论革新, 其中理论革新更加高效且重要, 而理论革新需要在深入研究的基础上进行。通过对油气地质异常的深入研究, 加大对页岩油、页岩气、煤层气、致密气等传统天然油气资源勘探开发, 能得到更加高效可靠的开发模式, 其必能取得可观的经济和社会效益。
参考文献
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中国油气资源税费研究综述 篇5
一、油气资源税费演变与进展
(一) 油气资源税费的演变
1982年矿区使用费的征收开创了油气资源有偿开采的新篇章, 1984年对油气企业开征资源税, 1986年矿产资源补偿费的开征, 开创了“税费并存”的局面, 1994年进行了全面性、结构性税制改革, 2010年从价计征在新疆试点, 2011年11月从价计征全面推广。针对这一演变过程, 学术界主要有如下几种划分阶段的方法: (1) 两阶段划分。两阶段划分是以“税费并存”为分界点, 王广成 (2002) 认为油气资源税有两大阶段, 第一阶段是37年的无偿开采制度 (1949-1986) , 第二阶段是税费并存制度的形成与发展 (1982-2002) 。其中第二阶段分为四个时期, 有偿开采的萌芽 (1982-1984) , 第一代资源税制度 (1984-1986) , 税费并存制度的确立 (1986-1994) , 税费并存制度的前进与后退 (1994-2002) 。 (2) 三阶段划分。三阶段主要以经济体制为依据或者计征方法为依据, 有两种划分方法, 一是李绍平 (2004) 以经济体制为依据的三大阶段划分:计划经济体制时期 (1949-1978) , 石油企业生产经营全部以利润形式上交国家, 没有征收资源税费;改革开放以后 (1978-1994) , 适应经济体制改革, 开征资源税, 调节由于资源结构和开发条件差异形成的级差地租;新税制时期 (1994-2004) 1994年陆续完善资源税和矿产资源补偿费, 促进国民经济发展。二是贺俊峰等 (2011) 以计征方法为标准的三大阶段划分:无偿开采的上缴利润时期 (1949-1982) 、从量定额的税费并存时期 (1982-2010) 、从价定率计征时期 (2010至今) 。 (3) 四阶段划分。四阶段划分主要以油气资源税制发展完善程度为标准, 罗东坤 (2005) 、王灵碧、杜滨 (2006) 认为油气田企业税收制度沿革经历了四个时期:税制创立时期 (1949-1957) , 对石油企业仅征收5%的货物税, 税负较轻但利润上缴国家;发展时期 (1958-1977) , 在原有基础上简化税制, 给石油工业税收优惠政策;改革时期 (1978-1993) 最重要的是进行了“利改税”, 从而使得石油企业税种达到10多种, 石油企业税负增加;现行税制时期 (1994-2005) , 与石油企业相关的主要税种包括资源税、矿产资源补偿费等十多种。 (4) 五阶段划分。五阶段划分主要以资源税发展概况为标准, 王建铭等 (2004) 认为中国油气田企业税费制度沿革经历了萌芽、停滞、发展、改革和调整五个阶段:萌芽阶段 (1949-1980) , 税利并存, 以上交利润为主;停滞阶段 (1981-1982) , 资源税收发挥调节作用不太明显, 这是由于国家对油气田企业实行产量包干的政策;发展阶段 (1983-1993) , 经过“利改税”和工商税制改革, 税收对石油工业的调控有所加强;改革阶段 (1994-1999) , 1994年进行了全面性、结构性税制改革, 税收的调控作用明显加强;调整阶段 (2000-2004) , 国家对油气田企业的增值税、营业税进行了一定的调整, 油气田企业税收开始进入新的阶段。
(二) 油气资源税费体系研究进展
中国油气资源税费制度曾包括资源税、矿产资源补偿费、矿区使用费和石油特别收益金。2011年改革使征收了近30年的矿区使用费走向终结, 资源税、矿产资源补偿费和石油特别收益金构成了目前“一税一费一金”的油气税费体系, 关于石油特别收益金, 学术界争论不大。鉴于2011年已经取消了矿区使用费, 研究意义不大, 因此油气资源税和矿产资源补偿费的存废以及合并问题就成为学术界集中探讨的焦点, 主要有四种观点。 (1) 取消资源税或矿产资源补偿费。认为取消其一的主要依据是资源税或者矿产资源补偿费不符合初衷或者本质目的, 关于此问题主要有两种观点:第一, 取消资源税, 完善资源补偿费的征收。赞同此观点的学者居多, 认为资源税存在的理论依据不够充分。鲍荣华等 (1998) 指出资源税违背了其征收的初衷, 起不到调级差收益的目的。刘劲松 (2005) 提出政府凭借自身政治权利征收资源税, 不合逻辑, 税收制度具有无偿性, 资源是有偿使用的, 以其无偿性体现有偿性不合理。李显冬 (2006) 提出资源税必须取消, 资源补偿费的征收需要完善。流畅 (2006) 提出矿产资源补偿费表示被消耗的矿产资源价值, 不能成为征税对象, 资源税占据了补偿费的延伸空间, 可以废止。张举刚 (2007) 认为我国资源税没有体现其征收目的, 也没能体现国家权益, 没有存在的理论基础, 建议资源税应当逐步废除。柳正 (2006) 、张迎珍 (2007) 、陈文东 (2007) 、刘宁 (2008) 认为现行资源税与矿产资源补偿费实质相同, 不再含有极差调节的功能。曹明德 (2007) 、蒲志忠 (2008) 、丁丁等 (2008) 提出资源税立税原则不应与资源财产效益相关, 调节企业级差收益鼓励企业间平等竞争才是资源税的立税目的, 但是目前资源税却与矿产资源补偿费的套接利益关系相混淆, 这与资源税本质相悖。刘羽羿 (2003) 、晁坤 (2003) 、张文驹 (2006) 、吴颖 (2007) 、冯宗宪、李用来 (2008) 等主张我国应当取消征收资源税, 资源补偿金制度应当建立并且统一起来, 然后重新确定合理的税率。第二, 取消矿产资源补偿费, 只征收资源税。王建铭 (2004) 认为矿产资源补偿费难以体现国家对矿产资源的所有权, 不适用于油气田企业。同时, 矿产资源补偿费与资源税属于重复征收, 矿产资源补偿费的征收不合理, 应当取消矿产资源补偿费, 改革资源税制。王灵碧、杜滨 (2006) 认为中国油气田企业税费体系过于复杂, 建议取消矿产资源补偿费, 征收资源税。 (2) 将资源税和矿产资源补偿费合并, 实行“一税通”。认为两者合并的主要依据是二者性质相同, 理论上和实际上属于重复征收。王广成 (2002) 认为对矿产资源级差收益的征收的是资源税, 而对矿产资源开发后的部分超额收益的征收则是矿产资源补偿费, 两者都是一种资源价值形式, 建议合二为一。芮建伟 (2001) 、王甲山 (2004) 强调的重点是将资源税和矿产资源补偿费合并征收。陶树人 (2003) 提出构建“优质资源税”, 将资源税和矿产资源补偿费合并其中, 真正补偿资源所有权人的优质资源级差收益。叶建宇 (2007) 提出资源税与矿产资源补偿费分征不符合国际惯例, 而且在理论上属于重复, 这种征法不利于外资进入。侯晓靖 (2007) 建议合并资源税和矿产资源补偿费。李志学、彭飞鸽等 (2010) 认为中国资源费中的矿产资源补偿费属于重复征收, 造成企业负担较重, 建议将资源补偿费合并到资源税中统一征收。贺俊峰等 (2011) 提出统一税制体系, 实行“一税通”的观点, 认为将二者合并, 统一征收从价定率的资源税, 可以避免税费重复征收, 减轻企业负担, 提供公平竞争的环境。 (3) 维持税费分征格局。持此观点的学者认为资源税和补偿费性质、作用等不同, 坚持“税费并存[6]”。安仲文 (2008) 、高清莅、刘天增 (2008) 、郝志军 (2008) 指出单一征收资源税难以发挥税收的作用, 保护资源的作用无法发挥。殷燚 (2006) 认为要实现资源的有偿开采必须对采矿者征收绝对地租性质的资源税, 要实现平等竞争就必须对资源条件优越者征收超额利润税即补偿费, 二者符合国际惯例。孙刚 (2007) 主张在较长时期内, 税费并存是主要思路, 他认为税费的性质不同, 发挥功能和作用领域不同, 一味追求税费合一不一定是明智的选择。王晓明 (2009) 也认为资源税和补偿费性质不同、作用也不同, 坚持“税费并存”。 (4) 将油气税费全部废除或者合并为权利金。认为将资源税、矿产资源补偿费废除或者合并为权利金的主要依据是资源税“名不正”, 矿产资源补偿费“实不符”, 权利金制度可以克服二者共有的缺点。刘宝顺、李克庆 (2000) 主张废除资源税和矿产资源补偿费, 建立油气税费的权利金制度。朱振芳 (2000) 认为应将矿产资源补偿费、中外合作开采海上石油资源矿区使用费和海上石油资源矿区使用费全部合并为权利金。袁怀雨、李克庆等 (2000) 认为矿产资源补偿费“实不符”, 资源税“名不正”, 他建议开征权利金, 取消资源税和矿产资源补偿费, 统一由国家矿管部门征收。关凤峻 (2001) 建议取消资源税和矿产资源补偿费, 设立权利金制度, 他认为资源税没有立税的理论依据, 补偿费解释存在错误。殷燚 (2003) 指出权利金的两种不同形式实际上就是中国的资源税和补偿费, 前者从量计征, 后者从价计征, 就是在重复征收权利金, 建议“税”“费”应当取消, 重建“权利金”制度。唱润刚、张云鹏 (2005) 认为资源税费并存的制度混淆了财产权和政治权, 实践中造成重复征收, 建议建立权利金制度, 实现所有权与使用权相分离。刘权衡等 (2006) 认为, 征收“特别收益金”是资源税制度改革的方向。马爽 (2007) 建议将资源税和矿产资源补偿费合并为权利金, 建立油气资源权利金制度, 提高油气田企业的国际竞争力, 实现与国际接轨。
二、油气资源税费现状及研究
(一) 税负
(1) 关于税额的研究。主要观点认为中国资源税单位税额总体偏低, 应当适当调高。张秀莲 (2001) 指出, 现行资源税单位税额定得太低, 只部分反映了劣等资源和优等资源的级差收益。潘继平 (2006) 认为中国资源税单位税额总体偏低。刘磁军 (2008) 认为, 过轻的税负导致过低的成本, 从而刺激了对自然资源的过度需求和开采。陆宁 (2008) 认为中国资源税单位税额过低, 限制了资源税收调控作用的发挥空间。杨志勇 (2010) 认为, 资源改革的实质是提高资源税负。 (2) 关于税率的研究。税率一直是学术界百家争鸣和探讨最激烈的内容, 主流观点认为中国资源税税率过低, 并且主张建立差别税率、动态税率、滑动税率或者极差税率, 充分考虑经济因素、社会因素和生态因素对税率的影响。邓禾 (2007) 认为税率过低是资源税存在的最大问题, 而且税档之间差距小, 资源本身的内在价值和不同资源在经济中的不同作用无法体现, 资源开采的社会成本难以内在化, 不利于资源的可持续利用。张捷 (2007) 指出我国资源税率较低, 在我国税制体系中仅仅是“小不点”。安体富、蒋震 (2008) 指出, 资源稀缺的程度和资源的不可再生性难以通过现行税率的设计得到体现, 资源开采率的差别在税率的设计过程中也没有得到考虑。李绍平 (2004) 主张考虑同一油田不同阶段、不同区块的地质条件、资源丰度等方面的差别, 实行差别税率。李红欣 (2006) 主张结合该油田的开发阶段, 采取滑动税率来调节。罗东坤 (2005) 认为中国要改变以油区为对象计算石油税额的粗放征税方式为以油田为对象计征, 并按照石油开发的效益变化规律实行动态税率;采用极差税率制, 对不同级别的石油储量按不同的税率征税。丁丁等 (2008) 强调根据实际情况设置税率, 设置较高的税率主要包括以下几种情形:一是环境影响越大, 二是储量少, 三是未来使用较多, 四是耗竭快的资源。这是依据各种资源开采时的环境损害、储量的勘探和未来各种资源使用的情况。朱美莲、刘成杰 (2005) 主张实行有差别的比例税率。侯晓靖 (2007) 建议采用从价计征有两种方法, 一是采用超率累进税率, 根据利润率的不同征收不同的税率;二是采用比率税率, 计征简单, 有利于征管, 但是前者更能体现税收调节资源极差收入的功能。安仲文 (2008) 认为资源开发利用对生态环境的影响和资源的可持续性价值在税率设计的过程中应当考虑, 通货膨胀环境下的物价指数的变化在一定程度上也应当考虑。陆凌、桂王来 (2010) 建议采用反映石油价格的税率、符合石油生产周期的动态税率、针对不同级别的石油储量实行极差税率。
(二) 计税依据
资源税从量计征以销售量为计税依据, 从价计征以销售价格为计税依据, 矿产资源补偿费以销售价格为计税依据。肖兴志、李晶 (2006) 主张应该将税款和资源的回采率结合起来, 确定税负的重要参考指标不能忽视资源回采率和环境修复指标, 明确资源税计税依据。李绍平 (2004) 认为资源税与矿产资源补偿费计算方法不同, 计税依据不一致, 企业核算工作量大。潘继平 (2006) 认为中国资源税计税依据是销售量或者自用量, 而不是实际开采量, 不利于油气资源的保护和合理开采。
(三) 计征方式
目前关于计征方式的主要有以下观点:第一, 主张从量计征。主张从量计征主要依据是从量计征计征简单方便, 甚至可以通过提高单位税额代替从价计征。从量计征有三种:即销量、产量和储量。学术界主要认为以销量计征不合理, 应该改为以储量或者产量计征。赵新宇 (2006) 认为改变以销量计征为以储量计征。周冏等 (2008) 认为计税数量应当逐步由生产数量替代销售或使用数量, 技术成熟时按资源储量计征, 使企业能提前做好开采规划保证开采的进行, 使得资源获得最充分的利用建立在自觉提高回采率的基础上。张平竺 (2000) 主张采取从量计征的征税办法应当坚持, 但是必须提高税率。陆宁 (2008) 认为应当由以销计征转变为以产计征, 促使企业以销定产, 减少积压, 使资源得到充分利用。周四新、张峰 (2009) 通过对从价计征和从量计征的比较, 认为完全可以通过大幅度提高单位税额继续使用从量计征而代替从价计征。第二, 主张从价计征。主张从价计征的主要依据是从价正能反映油气资源的价格关系, 充分发挥资源税的调节作用, 克服从量计征的缺点。潘继平 (2006) 、王灵碧、杜滨 (2006) 认为中国资源税对油价变化的影响考虑不充分, 应当建立灵活的能反映石油价格特征的税收制度。李富兵、张道勇等 (2008) 认为资源税从量计征不够合理, 没有反映原油、天然气价格关系。孙飞 (2007) 、张捷 (2007) 建议计征方式由从量定额改为从价定率。商艺 (2008) 提出中国资源税应该由从量计征改为从价计征。李新心 (2008) 认为中国资源税应由从量计征改为从价计征, 从而通过税收调节资源利用。任佳宝 (2009) 建议由从量计征改为从价计征。何景川 (2009) 指出对资源税从价计征能充分反映资源的稀缺性, 尤其在油价暴涨的背景下。第三, 主张复合计征。主张二者并存的主要依据是二者作用和功能不同, 单纯依靠某一个都不能解决问题, 因此需要二者相辅相成。孙刚 (2007) 强调税费性质不同, 作用领域和发挥功能不同, 他主张在较长时期内, 实行“从量定额”和“从价定率”并存的征收方法。彭月兰、陈永奇 (2008) 认为从价计征是不能解决资源的真实消耗状况问题的, 尽管从价计征已经达成共识, 所以应当辅之以从量计征。
(四) 征收管理
中国资源税的征收机制与管理体制形成多头管理的局面由来已久, 如何避免多头管理一直是学术界研究的热点, 罗东坤 (2005) 认为中国资源税征收机制不合理, 不符合石油储量在开发过程中资源条件不断劣化的现实, 根本不存在超额收益的企业却也依旧缴纳资源税, 导致企业弃贫采富。李绍平 (2004) 认为资源税与矿产资源补偿费分别由税务机关和地质矿产主管部门征收, 造成管理体制分割, 企业要多头申报纳税, 企业协调难度较大。贺俊峰 (2011) 主张统一管理体系, 实行“一家管”。
(五) 收益分配
目前中国的油气资源税属于中央与地方共享税, 海洋石油企业的资源税为中央税, 其他资源税为地方税, 如何实现对资源税的分配, 实现收益最大化, 成为学术界关注的重要方面。殷燚、洪水峰 (2005) 认为中国矿权收益分配制度不完善, 收益分配结构不合理, 收益种类和名称混乱, 应当建立合理的收益分配管理制度, 实现收益最大化。张捷 (2007) 指出建议分成比例可按中央30%、地方70%来执行, 也就是采用中央和地方按收入总额分成的办法分配进行。何景川 (2009) 认为资源税管理体制在中央和地方存在责任不清的情况, 资源税成为名义上的共享税, 应统一由国家税务局征收, 然后按一定比例在中央和地方分成。
(六) 税收优惠
税收优惠核心方法是“级差税率”, 优惠对象主要为资源条件差、开发初期和后期、边际区块油田, 目的是鼓励对劣等资源的开发, 调节级差收益, 实现行业之间的平等竞争, 促进经济的可持续发展。程素萍 (2000) 认为油气资源开采条件的差异及开采位置、自然环境的差异在资源税征收额度中应当充分考虑。张晓东 (2004) 认为现行资源税不能将资源级差收益及时足额转化为国家税收, 而是转化为企业和个人的暴利。樊明武、李志学 (2007) 对极差资源税具体操作方法进行了说明, 他们以石油资源价值分级结果为依据进行了设计。谢美娥、谷树忠 (2007) 指出资源税调节不同企业极差收入的目的没有达到。李绍平 (2004) 认为只对开采固体矿产资源规定减免项目, 而对开采液体矿和气体矿未规定减免项目, 不够合理, 建议对资源条件差、处于开发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。罗东坤 (2005) 认为石油税制没有鼓励劣等资源开发的政策。王灵碧、杜滨 (2006) 、潘继平 (2006) 认为资源税差异考虑不充分, 级差收益不明显, 应当对边际油田实行税收优惠政策, 系统规划、科学划分优劣资源的税额标准。陆凌、桂王来 (2010) 建议给石油行业更多的优惠鼓励政策, 对边际油田实行税收优惠和投资补贴。贺俊峰 (2011) 建议实行“西海新, 免减补”, 即对西部地区、海上油田和新型能源实行免征、减征或者补偿。
(七) 环境保护
环境保护是中国实施可持续发展战略和科学发展观的题中之义, 油气资源税能否发挥环境保护的作用成为学术界探讨的热点。赵岚 (1997) 建议通过资源税负担轻重鼓励企业提高资源回收率, 抑制企业采易弃难、采富弃贫的投机行为。冯菱君等 (2003) 认为现行资源税不能体现对不可再生资源的合理开采、节约使用和有效配置, 也不利于企业的可持续发展。李绍平 (2004) 建议开征专门的环保税, 构建生态税收新体系, 完善资源税费体系。
三、总结与述评
虽然学术界对有气资源税费沿革划分标准不一, 划分结果不同, 但是基本以特殊年份和重要制度出台日期为界, 2010年以前的划分大都将油气资源税费制度出台后的发展改革进行了细分, 以突出油气资源税费的改革和调整状况。然而, 2011年资源税改革以后, 再对改革后的油气资源税费进行细分则没有必要, 应当突出改革的关节点。因此, 笔者倾向于以“计征方法”为标准的“三阶段划分法”, 这种划分方法更加清晰地反映了油气资源税的发展轨迹。学术界对资源税和矿产资源补偿费的存废与合并问题各持己见, 有其合理之处, 本着“简化、统一、效率、公平”的原则, 笔者倾向于将矿产资源补偿费合并到资源税中, 实行“一税通”, 同时对资源税进行改革, 使其具有级差调节、价格调节、区域调节、效益调节等功能, 避免因开征新税种所带来的税收成本提高等诸多问题。由从量定额改为从价定率征收是油气资源税改革巨大进步, 税负高低取决于税率的高低, 目前从价计征的税率均为5%, 仍然偏低, 建议根据各油气田开采阶段、资源丰度、自然条件等因素适当提高税率, 实行差别比例税率, 以便更好的发挥资源税级差调节功能。2011资源税改革后, 以量为单位的研究失去意义, 以价格为依据成为研究焦点, 如何使补偿费与资源税的计税依据相统一, 并且一次征收、简单处理, 成为研究的重点。笔者主张坚持目前的改革, 以销售价格为依据, 不再与“量”挂钩, 在计税依据上尽量统一。中国油气资源税采用从价计征的单一方法是不二选择, 再讨论如何从量计征、复合计征的现实意义不大, 有必要跟踪深入研究在从价计征机制下如何更好的利用税率杠杆解决存在的主要问题, 而不是通过改变计征方式来解决。油气资源税费朝着简化、高效的方向发展是大势所趋, 油气资源税费虽然经历多次改革, 但在管理体制上依然分属税务部门和地质矿产主管部门管理 (矿产资源补偿费由地质矿产主管部门会同财政部门征收) , 这种分头管理模式显然不符合简化税制的原则和趋势, 因此, 资源税应当统一由税务部门“一家管”, 取消其他部门的管理。油气资源税费收益分配机制取决于国家的财政收入分配体制, 如何在中央与地方之间进行分配主要考虑四方面因素:一是维护中央与地方财政收入合理比例;二是2012年后营业税改征增值税试点及其他结构性减税对中央与地方财政收入的影响情况;三是从价计征后税额增长幅度;四是油气资源产出地方政府财政收入状况。2011年资源税改革后, 所有油气田企业实行统一税率, 未能体现资源的级差收益和对环境的保护, 因此, 建议在从价定率征收机制稳定之后, 考虑逐步推行各项税收优惠政策, 优惠政策着力体现对条件较差、经济落后、生态脆弱的地区进行照顾, 使税收优惠真正起到平衡区域经济、平衡企业负担、平衡社会效益的功能, 不宜“一刀切”、“一条线”, 要确实从油气田企业所处的特殊实际出发, 优惠政策得当, 不宜幅度过大, 导致竞争显失公平。开设生态税费其实可以通过税收优惠和税率设置来实现, 要使企业确实落实环境保护的责任, 资源税征收环节必须考虑企业经济效益和环保指标, 对具体事实行为进行处理, 而不是广泛的征收环保税, 对于环保较好的企业可以通过减免税收进行奖励, 推进资源与环境的可持续发展。
参考文献
[1]王广成:《中国资源税费理论与实践》, 《中国煤炭经济学院学报》2002年第6期。
[2]罗东坤:《促进石油工业健康发展的税收政策探讨》, 《税务研究》2005年第10期。
[3]王萌:《中国资源税研究综述》, 《经济研究导刊》2010年第6期。
[4]王灵碧、杜滨:《油气田企业税收政策研究》, 《财会通讯》2006年第11期。
[5]王甲山、王井中:《中国油气田企业可持续发展税费问题研究》, 《中国石油大学学报》2007年第10期。
[6]李晶晶、钱永坤:《资源税研究文献综述》, 《当代经济》2009年第3期。
[7]殷燚、苏迅:《资源税改革势在必行》, 《中国国土资源经济》2006年第1期。