我们统计了火电项目、燃气发电项目、经营性水电项目和准公益性水电项目的增值税率、电价、赢利能力等指标并对其进行比较，来分析我国目前对不同电力项目所实施的财税政策，及不同电力项目的运营水平。
1.增值税率的分析
增值税属于流转税，是一个国际性税种，也是我国新税制中的一个主体税种，它以流转额为计税依据，采取多环节征收，实行税款抵扣，是以商品生产和流通中各环节的新增价值或商品附加值为征收对象的一种税，具有公平性和连续性，避免了重复征税。
1978年电力产品税由供电环节缴纳改为发电、供电两个环节缴纳，总的原则是在不增加电力企业税负的情况下，以当时全国平均电力单位产品税额分成发电环节60%、供电环节40%而确定发电产品税率和供电产品税率。由于当时电力管理体制是电网统一核算的，就整个电力企业（包括发电和供电）并没有增加纳税负担，只是将原来一处（供电）缴纳改为两处（发电、供电）缴税，但对于原本不缴税的独立核算的电厂来说是增加了税负，如水利部门管理的丹江口水电厂、三门峡水电厂等均需要缴纳7%的产品税。1994年国家将生产企业产品税改为增值税，总的原则也是在不增加企业税负的情况下进行测算，由于电力企业仍然是电网统一核算，且火力发电厂用的煤和油都是按进项税抵消，发电的增值税票又可在供电环节抵消，这样反算出电力产品的增值税率为17%。
根据《中华人民共和国增值税暂行条例》规定，增值税的税率实行比例税率，即应纳税额与计税基础之间的比例，并设立了基本税率、低税率和零税率三档：基本税率的适用范围为纳税人销售或进口货物，提供加工、修理修配应税劳务，税率为17%；低税率适用范围为三方面五大类：生活必需品、文教用品、农业生产用品、其他，适用税率为13%；零税率仅限于出口货物符合规定的部分。另外符合国家规定标准的小规模纳税人税率为6%，水电行业增值税率为17%，县以下小型水力发电站税率为6%。
从表2.5及图2.11和图2.12可以看出，虽然税制改革后火力发电项目与水力发电项目执行相同的17%的增值税率，并且国家还对二滩、三峡等水利枢纽执行8%的优惠增值税率，但在实际运行过程中，却存在很大差异性。电力行业在税制改革前后名义税率差别不大，但整个电力系统内水电与火电在改革前后实际税负差距很大，主要是水电行业进项抵扣少，只有少量的维修材料可抵扣约0.1%～0.3%，使其实际税率接近17%的名义税率。由于火电可以抵扣占其成本60%的燃煤、燃油等原材料，其实际税收负担仅为6%～10%，这样水电比火电实际税负要高出7%～10%。从整个电力行业看，水电项目税负水平高于火电项目。
水电增值税税率不仅比火电的实际税率高出7%～10%，水电与其他行业抵扣后的实际税率比也是最高的，如冶金为10%、煤炭为3%、卷烟为10.3%、白酒11%，均低于水电的增值税率。17%的高额税率遭到地方小水电的强烈反对，1996年国家才将地方小水电的增值税降到了6%。电力体制实行厂网分开、发电厂独立核算以后，水力发电厂同样遭遇高额税负，二滩、三峡投产后，经时任国务院总理朱镕基批示，增值税率从17%降为8%，2006年小浪底的增值税，经温家宝总理批示，也从17%降为8%，这都足以说明水力发电增值税率定为17%是极不合理的。
表2.5 调研电力项目增值税率对比表
图2.11 调研项目执行增值税率对比
图2.12 调研项目实际增值税率对比
2.对准公益性水电项目上网电价及上网电量的分析
根据现行的《上网电价管理暂行办法》的第五条规定，原国家电力公司系统直属并已从电网分离的发电企业，暂执行政府价格主管部门按补偿成本原则核定的上网电价，并逐步按本办法第七条规定执行。第六条规定，电网公司保留的电厂中，已核定上网电价的，继续执行政府价格主管部门制定的上网电价。未核定上网电价的电厂，电网企业全资拥有的，按补偿成本原则核定上网电价，并逐步按本办法第七条规定执行；非电网企业独资建设的，执行本办法第七条规定。第七条规定，独立发电企业的上网电价，由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。其中，发电成本为社会平均成本；合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期国债利率加一定百分点核定。通过政府招标确定上网电价的，按招标确定的电价执行。第八条规定除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。
我国近3年全国平均上网电价、火电平均上网电价、水电平均上网电价的情况见表2.6。
表2.6 我国近3年上网电价统计表 单位：元/（kW·h）
注 资料来源于电监会研究室课题组编写的《电价管理逐步规范》。
作者调研的火电项目、经营性水电项目、准公益性水电项目在2006年的电价见表2.7。
表2.7 典型电力项目上网电价对比表 单位：元/（kW·h）(www.xing528.com)
通过以上对公益性水电站的上网电价政策的分析，并结合我国目前的上网电价政策，可以得出以下几点结论：
（1）我国目前火力发电的上网电价要大于水力发电的上网电价将近0.1元/（kW·h），水力发电平均的上网电价也大大低于全国平均电力上网电价水平。我国准公益性水电项目的上网电价普遍要低于全国平均上网电价，很多准公益性水电项目的上网电价甚至没有达到全国平均的水力上网电价。如早期建设的丹江口水电站和龙羊峡水电站，由于受早期物价水平比较低的影响，其电价制定得也比较低，即使经过几次调整，仍比现在建设的同类型的电站电价要低很多，丹江口电站现行上网电价只有0.1687元/（kW·h），龙羊峡水电站的上网电价也只有0.1325元/（kW·h），还没有达到0.2元/（kW·h）。
（2）发电量受电网控制，准公益性水电项目计划外发电量的电价低于计划内发电量的电价。虽然丹江口水电站的计划外发电量的电价略大于计划内发电量的电价为0.2367元/（kW·h），但其原因一方面是由于丹江口电站的上网电价本身就很低；另一方面是由于计划外发电量由汉江集团内部使用，可以自行调高电价。而大多数电站的计划外发电量只能以低于计划内发电量的电价售出，如小浪底水利枢纽的计划外发电量的电价只有0.26元/（kW·h），远低于计划内发电量的电价。
（3）大多数的公益性水电站都要承担电网调峰任务，很多公益性水电站也在积极争取峰、平、谷的分类电价，但我国目前对峰、平、谷的分类电价还没有进行深入的研究，导致已经应用该类电价的一些公益性水电站，也没有得到预期的效果。如小浪底水利枢纽，峰平谷电价系数分别为1.335、1、0.55，而近年来小浪底水电站峰平谷实际的分时发电量比例水平基本持平。由于低谷电价系数较低，实际结算电价达不到目前执行的0.317元/（kW·h）的水平。
3.对准公益性水电项目赢利能力的分析
为了比较不同电力企业赢利能力的特点，我们选取三个指标进行分析，该指标分别为销售利润率、成本费用利润率和资产总额利润率（见表2.8）。
表2.8 2006年典型电力项目赢利能力对比表 单位：万元
续表
销售利润率是企业利润总额与企业销售收入的比率。该项比率越高，表明企业为社会新创价值越多，贡献越大，也反映企业在增产的同时，为企业多创造了利润，实现了增产增收。对于本书调研的不同类型的电力企业来说，除陆水实验枢纽和江垭水利枢纽由于项目利润额为负值，销售利润率也为负值以外，其他电力企业的销售利润率与其发电类型的相关性不大，也即不同类型的电力项目为社会创造新价值的能力与其发电类型无太大相关性（见图2.13）。
图2.13 2006年销售利润率对比图
成本费用利润率是指企业利润总额与成本费用总额的比率。它是反映企业生产经营过程中发生的耗费与获得的收益之间关系的指标。该比率越高，表明企业耗费所取得的收益越高、这是一个能直接反映增收节支、增产节约效益的指标。企业生产销售的增加和费用开支的节约，都能使这一比率提高。对于不同的电力项目来说，该指标存在比较大的差别，一般对于水电项目来说，只要该水电项目的利润总额为正数，其成本费用利润率都要比其他电力项目的值要大，也反映了水电项目增收节支和增产节约的效益比其他电力项目要大。对于本书所调研的电力项目来说，总体上来看，水电项目的成本费用利润率要比火电的要高，而经营性水电项目的成本费用利润率要比准公益性水电项目要高，主要是由于准公益性水电项目要承担很大的公益性支出的费用（见图2.14）。
图2.14 2006年成本费用利润率对比图
总资产利润率是企业利润总额与企业资产总额的比率，即过去所说的资金利润率。它是反映企业资产综合利用效果的指标，也是衡量企业利用债权人和所有者权益总额所取得赢利的重要指标。此项比率越高，表明资产利用的效益越好，整个企业获利能力越强，经营管理水平越高（见图2.15）。
从准公益性水电项目2006年的总资产利润率来看，其销售利润率大部分小于5%，有的甚至为负值，如陆水试验枢纽和江垭水利枢纽资产利润率就为负值，当然这与其近些年来来水量减少是分不开的，但总体上陆水试验枢纽和江垭水利枢纽是处于亏损状态。小浪底水利枢纽的资产利润率也仅为0.9%，也是由于其电站刚刚建成运行，还没有达到设计指标有关。丹江口水利枢纽已经运营了很多年，而且是属于准公益性水电项目中运营比较好的水电项目，其资产利润率也仅为2.5%，相对水电项目的平均水平来说，也是比较低的。这与准公益性水电项目的公益性功能的投资占很大比重，且承担很大公益性功能是分不开的，这也是造成准公益性水电项目目前运营困难的重要原因，因此必须对准公益性水电项目的财政补偿政策进行必要的调整，以确保准公益性水电项目有一个良好的运营环境。
图2.15 2006年总资产利润率对比图
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