作者：中海油新闻中心能源研究员、华夏能源网专栏作者 张高峰
自今年6月以来，国际油价上演“自由落体”式下跌，12月16日，布伦特原油跌破60美元，WTI则跌破55美元。不少业内专家预言，低油价或许会成为 一种“新常态”。
从特定角度来看，石油业是一个靠天吃饭的行业，这个“天”便是油价。愈演愈烈的油价跌势给石油公司的生产经营带来巨大压力，高成本、高投入的深水项目更是深受影响。
据统计，国内外整个油气行业深水石油的开采成本已经达到52美元/桶，超深水石油的开采成本达到56美元/桶。眼下，无论是布伦特原油还是WTI原油，价格都已经跌破60美元，低油价已经开始“中伤”深水项目。
油气的未来在海洋，海洋的未来在深水。国际国内，深水都将成为油气开发的下一片热土。中国南海被称之为“第二个波斯湾”，而南海70%的油气资源储藏在深水。国务院办公厅11月下发的《能源发展战略行动计划（2014~2020年）》中明确提出，加强南海深水油气勘探开发，大力提高海洋油气产量。今年8月，“海洋石油981”在南海钻获我国首个自营深水大气田陵水17-2，国人为之振奋，也开始怀有更多的期待。
低油价时期，如何稳步推进深水开发？一方面，以中国海油为代表的国家石油公司需要通过技术创新和管理创新进一步降低深水油气的开采成本；另一方面，开发深水也离不开国家给予政策支持，为深水项目减轻税负是此时亟需考虑的问题。
从无偿划拨资源到部分有偿，再到完全有偿，我国油气行业的税费制度逐步完善，发展到现在，共有覆盖上、中、下游的15类税、6类费。上游的原油生产销售环节包含石油特别收益金、资源税、矿产资源补偿费、企业所得税、增值税、城市维护建设税等13种税费，中下游环节还有20种税费。
石油企业的税负水平在10%以上，制造业企业约1%、煤炭业约6%，石油行业的税负水平明显高于国内其他行业。当然，石油和天然气作为国家所有的战略稀缺资源，曾经的石油企业作为高利润企业，也理应通过多纳税等方式承担更多的社会责任。
油气行业税费种类多，但影响最大的是石油特别收益金制度。据统计，从2006年到2011年，中国石油、中国石化和中国海油上缴石油特别收益金共计5335亿元，分别占各公司税费总额的31.9%、16.4%和39.4%，由此可见石油特别收益金占税费总额的比重之大。
石油特别收益金于2006年开始实施，当时的起征点为每桶40美元，时至2011年，政府将石油特别收益金的起征点调整为每桶55美元，以5美元为一档，共分5级，征收比率从20%递增到40%，油价越高，征收比率也就越大。
中海油新闻中心能源研究员、华夏能源网（微信sinoergy_com)专栏作者张高峰认为，考虑到开发深水的意义、成本及低油价这一大环境，政府应为深水项目减轻税负，调整石油特别收益金征收制度是重点，此时或是改革的最佳窗口。对于深水开发而言，现行的特别收益金征收制度存在两个问题，一是起征点偏低，二是没有考虑到资源品质的差异性，采取“一刀切”的征税方式。
调整特别收益金制度，首先应该调高起征点。媒体和公众喜欢称石油特别收益金为 “石油暴利税”，其征收目的在于调控石油行业的高利润。以现有的油价水平，“暴利”已经成为一个传说，即使是常规油气，其利润空间也大幅收窄，更何况是投入大、成本高的深水项目。
油价一路走低，石油企业所缴纳的特别收益金有所减少，但近几年国内三大石油公司的桶油成本不断攀升，已经离55美元的起征点相去不远，深水项目的桶油成本更是接近或超过这一起征点。2011年，国家之所以调高石油特别收益金的起征点，一大原因是为了抵消同年施行的资源税对石油公司造成的负面影响，鼓励国内石油公司加大国内油气资源的开发。如今，加大南海深水油气开发势在必行，石油公司又遭受低油价打击，此情形下，国家应适时调高起征点，让利于深水开发，坚定石油公司进军深水的信心和决心。
其次，依据资源品质的不同，采取差别化的征税办法。现行的征收制度采取的是“一刀切”的征税方式，欠缺对资源品质差异性的考虑，并不能为不同开发者提供一个公平的制度环境。不同的资源品质开采成本不同，利润空间也大相径庭，在税费制度的设计上理应有所区别。
“页岩气革命”之所以能发生在美国，除了技术创新，政府给予的税收优惠也是重要因素。深水油气的开采成本远高于陆上和浅海的常规油气油气资源，如果我国未来要想在南海深水有一番大作为，离不开国家在税费政策上给予优惠，而石油特别收益金正是一个很好的切口，在征收制度的设计上，可以按照资源品质差异为深水项目制订较低的税率，或者给予一定比例的特别收益金税收返还。
不仅仅是因为眼下的低油价，从南海深水战略的长远发展来看，政府也是时候调整石油特别收益金征收制度了，通过调高起征点，差别化征税，为深水油气的快速、可持续发展创造一个良好的税费环境。
（本文作者为中海油新闻中心能源研究员、华夏能源网专栏作者，华夏能源网微信sinoergy_com）
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