影响海上合作油气田弃置费计提的不确定因素浅析

    摘要：阐述影响海上合作油气田弃置费计提的不确定因素，并提出规避这些不确定因素的实际做法与思考，为今后政策制定、编制弃置预备方案及弃置作业实施时提供借鉴和参考。
    关键词：海上合作油气田，弃置费计提，不确定因素
    1  油气田弃置费计提的背景
    随着世界上海洋资源开发功能的不断扩大和海洋环保意识的不断加强，西方国家早在20世纪50年代末就对石油公司弃置海上结构物的原则、标准和实施要求制定了相应的法律法规。2000年前后，国际公约组织也对弃置海上结构物制定了相应的规定。我国海上油气资源开发起步较晚，直至20世纪90年代后期才提出弃置海上油气生产设施的管理。2010年，国家发展和改革委员会、国家能源局、财政部、国家税务总局、国家海洋局联合颁发了《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》（发改能源[2010]1305号文件，以下简称“暂行规定”），对海上石油开发企业向国家主管部门提交海上结构物弃置预备方案提出了要求。2011年国家税务总局颁布了《海上油气生产设施弃置费企业所得税管理办法》（国税总局[2011]第22号公告，以下简称“管理办法”），也对年度计提弃置费如何抵扣企业所得税做了明确规定。
    海上自营油气田因投资主体的单一性及未来承担弃置责任单位的唯一性，计提弃置费与否影响不大，但海上合作油气田因涉及国家石油公司和外国合同者等不同投资主体，以及在弃置期间向外国合同者追偿弃置费的难度，计提弃置费入专款账户管理至关重要。从近两年编制合作油气田设施弃置预备方案、计算年度弃置费计提额及实际油气田逐月计提弃置费的反馈信息来看，因管理政策缺失、制度缺陷、企业理解和计提方式的选择等不确定因素，影响海上合作油气田的弃置费计提，进而影响海上油气资源开发、国家税收、国家石油公司利益和外国合同者利益等，弱化了国家制度实施的效力。本文试图对影响油气田弃置费计提的不确定因素简要介绍和阐述，并提出规避这些不确定因素的实践做法与思考，为今后政策制定、编制弃置预备方案及弃置作业实施时提供借鉴和参考。
    2  影响海上合作油气田弃置费计提的不确定因素
    2.1  弃置预备方案编制的原则、依据和标准
    目前，我国对海上油气田弃置预备方案仅有的成文要求是中国海洋石油总公司颁布的《海上油气生产设施废弃处置管理办法（试行）》（海油工字（2009）9号），该标准尚未经国家权威部门审查和认定，上升为海洋油气生产设施弃置的国家标准。因该办法出台较早，其中一些规定内容，如：海底管道清洗后，在不影响海域发展规划及海域海洋主导功能使用的，采用原地弃置；领海海域以外，水深大于100m，结构物空气中重量不小于4000t的，拆至水面下55m；系泊系统中锚链、锚缆、锚基可以留置海底，但应确保其稳定性；领海海域以外水深大于100m的水下生产系统，在完成清洗后可留置原处，但应确保其稳定性等，是否满足最新我国承诺的海洋环保公约的要求，是否与我国中长期海洋资源开发和利用战略相匹配，尚不确定。因国家或行业标准没有最终出台，弃置预备方案的编制原则和依据上有不确定性，弃置预备方案中的弃置工程作业量是否完整难以评估。
    2.2  弃置预备方案的工程施工方案
    一般而言，从上报海上油气设施弃置预备方案到未来实施设施弃置作业，短则十余年，长则几十年。伴随着科学技术的飞速发展，几十年后的弃置理念、弃置技术、海洋工程施工技术、可利用的海上施工机具、海上施工效率都将发生翻天覆地的变化和更新，基于今天的技术水平要将十几年或几十年后发生的工程施工方案进行研究和设计，显然难度很大，更谈不上弃置费估算的准确性。国外石油公司的统计数据显示，海上油气设施弃置费最初估算与最终执行费用相比，相差3-4倍是很正常的。
    2.3  投资估算技术方法
    现有投资估算理论是按照工程项目的技术特点，层层分解至基本工程子项，通过叠加计算各子项的费用，从而得出工程项目的总投资。通常，项目研究越深，分解结构层次越多，基本子项也越细，总投资估算结果也更精确。常用的投资估算方法有定额计价法和工程量清单法。但定额计价法下的建筑安装工程间接费取费比率、计划利润率、税金水平、工程其它费用比率、基本预备费率、贷款利率等，以及清单计价法下的分部分项工程清单和措施项目清单引用的造价指数、规费水平、税金水平等参数，均是国家或行业或企业专门人员跟踪近期实际执行项目统计得出的信息，它们可以大致支持近期将要投资建设的项目，却无法支持未来至少十几年后才发生的投资支出。这种投资估算方法的固有缺陷，也将使得弃置费估算的精度大打折扣。
    2.4  经济评价参数
    弃置费计提总额是在弃置费现值估算基础上，按照未来弃置年份发生时弃置方案所需要的弃置费终值考虑的。因此，几个重要的经济评价参数，如经济生产期、长期通货膨胀率（涨价预备费率）的判断和准确性将直接影响弃置费计提总额的计算，进而影响逐月弃置费计提金额。这些经济评价参数是对未来宏观经济活动的趋势分析，是一种主观认识和人为的判断。
    2.5  两种计提方式的选择
    《管理办法》规定，在预备方案中要明确弃置费逐月计提的方法是产量法还是年限平均法，且在一个油气田范围内仅采用一种方法，不得随意变更。其中，产量法公式表示为：
    本月计提弃置费=（弃置费计提总额—累计已计提弃置费用）×本月计提比例-当月弃置费专款账户损益。
    式中：本月计提比例=本月实际产量/（本月实际产量+期末探明已开发储量），
    年限平均法计提公式表示为：
    当月计提弃置费=（弃置费计提总额-累计已计提弃置费用）/合同生产期-当月弃置费专款账户损益。
    粗略来看，若按产量法逐月计取弃置费可以依照油气田生产规律，早期以较快的速度将弃置费计提到弃置费专款账户中，降低未来实施弃置作业的责任单位的筹款风险，国家石油公司和外国合同者也可在生产初期经济效益较好时最大限度地抵减企业所得税。但这种方法缺点也非常明显，弃置费专款账户将占用企业大量资金，由国家主管部门监管，除未来弃置作业外不得挪作它用，不利于企业的资金运作。相反，若按平均年限法逐月计取弃置费可以减缓企业在生产初期将弃置费计提到弃置费专款账户的速度，减轻企业资金运作的压力。但在油气田生产后期随着油气田产量成指数级递减，有可能缩短经济生产期，不能将弃置费足额计提到弃置费专款账户中，增加外国合同者逃避弃置责任的风险。同时还造成油气田生产期内总产量下降、总效益变差的不利局面。无疑这两种计提方式的选择，增加了各期弃置费计提金额和合作各方经济利益的不确定性。
    2.6  油气田生产期内弃置费计提的变更
    《暂行规定》和《管理办法》明确在油气田生产期内弃置费计提比例可以变更，如：企业可在油气田投产3年后，重新编制弃置预备方案，并在国家主管部门备案完成后按新方案和新金额进行弃置费计提。再如：若合同期结束后一方主张继续生产经营或合同期尚未结束一方决定放弃生产，合作各方需聘请第三方评估剩余经济可采储量和弃置费计提总额，约定弃置责任和承担弃置费的义务，结清弃置费。在给予企业更多选择权的同时，也增大了国家石油公司和外国合同者的利益博弈及谈判难度，为生产期内逐月计提弃置费的预期带来了更大的不确定性。
    3  规避上述不确定因素的实践与思考
    《暂行规定》和《管理办法》的出台是为了保护国家利益，规范海上石油资源开发的生产弃置全过程，控制外国合同者在生产结束后逃避弃置责任的风险，避免由国家公司单独承担弃置义务。上述不确定因素的客观存在，会从不同角度影响海上合作油气田的弃置费计提，客观上弱化制度执行的效力。从近年组织编制海上油气田弃置预备方案过程中，在与外国合同者就弃置费测算进行谈判时，力争求同存异，最大限度保护国家石油公司和国家的利益，努力降低弃置费计提金额不足的风险。现将目前一些处理方法及思考分享如下：
    （1）当务之急，是国家有关主管部门应尽快出台相应的海上油气设施弃置标准和要求，规范石油企业编制海上油气田设施弃置方案。为了保持现有油气田计提弃置费的延续性，建议未来制定和颁发国家标准时，可多参考现执行标准，力争不进行大幅度调整。企业可暂按现管理规定编制弃置预备方案，但要实时跟踪和了解国家有关法规、政策、标准的变化情况，及时通报合作各方，并作好政策变化后重新编制弃置预备方案的准备工作。
    （2）企业在编制海上油气田弃置预备方案时，应将涉及大型起重装备、水下潜水作业、海上吊装与固定等单价较高的工序，制定较详细的施工流程和工期计划，作为预备方案报告的内容，报国家有关主管部门备案。若今后需重新编制弃置预备方案时，原方案可提供一套完整、供追溯的原始计算依据。
    （3）根据国家石油公司正在或将要实施的海上油气田弃置方案和弃置计划，作好弃置作业成本的统计分析工作，动态跟踪市场价格信息与预备方案弃置费估算水平的变化情况。若出现弃置费缺口突破临界点的情况，应及时组织重新调整预备方案的弃置费。在油气田合同结束前三年更应密切关注弃置费计提金额的变化，随时协商调整计提比例和金额。
    （4）在两种计提方式的选择上，外国合同者起初多赞成采用产量法，认为前期可加大税前扣除成本，抵减企业所得税。但经过几个项目的测试后，外方现在多推荐采用平均年限法。国家石油公司在两种计提方式的选择上，应从具体油气田可采储量、递减率、经济期限、生产设施可靠性等多因素综合分析和判断。
    （5）对于合作油气田到期后剩余经济可采储量和弃置费计提总额的判定和认定，国家石油公司要与第三方同时评估，全面论证，避免判断失误而独自承担弃置风险与义务。
    （作者单位： 中海油研究总院）