黑山峡河段不同开发方案发电收益及税费分析

王旭强 周涛 李岷 马小福

摘 要：针对黄河黑山峡河段的一级开发、一级分期开发、四级开发方案，通过查阅相关资料，以新增收益电量和新增增值税计税电量为指标，对不同开发方案的电力开发收益、地方税费收入进行了分析核算。结果表明：一级开发方案电力收益和地方税费收入增加明显，并可大幅度提高上游梯级电站电力生产效益：一级分期开发方案本级电站新增电力开发收益和地方税费收入与四级开发方案持平，但可有效增加甘肃省、青海省的地方税费收入。

关键词：开发方案；电力收益：地方税费；黑山峡河段

中图分类号：TV61； TV882.1

文献标志码：A

doi： 10.3969/j.issn.1000-1379.2018.06.030

黄河黑山峡河段地处龙青段（龙羊峡一青铜峡河段）峡谷尾部、宁蒙首部，在黄河调水、调沙及调电中处于承上启下的战略地位。该河段开发不仅关系黄河水能资源利用，而且对缓解黄河水电梯级发电运行与黄河防凌、防洪和供水的矛盾，提高梯级发电效益具有重要作用。自1954年提出以来，经过长期研究论证，不同单位提出了不同的开发方案。笔者以黑山峡河段开发新增收益电量和增值税为统一标准，对一级开发、一级分期开发和四级开发方案的电力开发收益和地方税费收益情况进行了分析。

1 电力开发收益分析

1.1 一级开发方案

一级开发方案规划在黑山峡出口以上2 km建设大柳树水利枢纽工程，最大坝高163.5 m.正常蓄水位1 380 m.总库容114.8亿m3.电站装机容量200万kW，多年平均发电量71.50亿kW.h[l]。同时，利用工程高坝大库优势，对上游梯级电站发电流量进行反调节。根据相关研究报告[1].现状径流条件下，可增加上游梯级保证出力163. 60万kW，年增加发电量354O亿kW.h.其中甘肃省境内增加15.76亿kW.h，青海省境内增加19.64亿kW.h。

1.1.1 本級电站电力开发收益测算

按照一级开发方案，结合上游相关梯级电站运营情况，测算不同运营模式下电力开发收益情况。

（1）中央企业控股，甘肃、宁夏参股开发运营。黑山峡河段开发工程作为黄河治理开发7个控制性骨干工程中3大最为关键的工程之一，对保证黄河供水安全，促进周边区域经济社会发展和改善生态环境意义重大、影响深远。依照工程在流域治理开发中的重要地位，分析工程建成后最为可能的运营模式是中央企业控股，相关省（区）参股，合作开发。基于该思路，同时考虑工程淹没影响情况，拟定基本方案：中央企业、甘肃、宁夏按照4：4：2的比例享有工程开发电力收益，风险共担、利益共享。按照该方案，一级开发多年平均新增发电量71.50亿kW.h，中央企业、甘肃、宁夏可享有新增收益电量分别为28.60亿、28.60亿、14.30亿kW.h。

（2）甘肃、宁夏联合开发运营。考虑一级开发淹没区主要在甘肃，枢纽大坝由中央企业投资建设，甘肃、宁夏两省（区）合作开发枢纽电站，并由甘肃省控股。对应该模式，以甘肃省享有枢纽电站60%的收益测算，即甘肃、宁夏分别享有新增收益电量42.90亿、28.60亿kW.h。

1，1.2上游梯级电站电力生产收益测算

考虑上游梯级新增发电缘于各梯级运行条件改善和调度方式优化，相应电量收入基本形成经营利润，从电力生产收益角度，参照一般发电枢纽利润水平（通过甘肃河西公司、宁夏沙坡头水利枢纽公司近年发电运营典型调查分析，利润率取20%），并扣除增值税成本（税率按17%计），各梯级新增收益电量为146.91亿kW.h，甘肃、青海各梯级新增收益电量分别为65.41亿、81.50亿kW.h，见表1，其中折合新增收益电量=年新增加发电量×（1一增值税率）/发电利润。

一级开发方案电力收益包括上游梯级电站和本级电站新增收益电量，总收益电量为218.41亿kW.h，若工程以中央企业控股，甘肃、宁夏参股开发运营，则中央企业、甘肃、青海、宁夏收益电量分别为28.60亿、94.01亿、81.50亿、14.30亿kW.h；若工程采用甘肃、宁夏联合开发运营，则甘肃、青海、宁夏收益电量分别为108.31亿、81.50亿、28.60亿kW.h。

1.2 一级分期开发方案

一级开发方案虽然可有效满足河段开发规划确定的冲沙减淤、防凌防洪及水资源配置功能要求，并为河段周边地区农牧业生产、能源资源开发、生态环境保护提供便利的供水条件，但存在淹没影响区较大的问题。为此，2014年水利部提出了河段进行“一级开发、分期建设，一期工程水库正常蓄水位1 360 m”的方案。采用该方案开发建设，枢纽电站可装机168万kW.年发电59.00亿kW.h.上游红山峡电站装机32万kW，年发电13.50亿kW.h[l]。由于水库库容大幅度减小，因此需要与刘家峡水库联合运用方可满足宁蒙黄河冲沙减淤、防凌防洪、灌溉供水等综合要求。本文暂假定刘家峡及以下各梯级基本维持现行运用方式，防凌库容不足部分和调水调沙任务由黑山峡水库承担，在该情况下上游梯级反调节新增发电量将大幅度降低。根据相关资料，现状径流条件下，上游各梯级年增加发电量20.43亿kW.h，其中甘肃、青海分别增加0.79亿、19.64亿kW.h。

1.2.1 本级电站电力开发收益测算

一级分期开发工程建设多年平均新增发电量59.00亿kW.h，墓本满足河段防洪、调水等主要功能情况下，考虑枢纽蓄水不影响红山峡水电站发电，因此采用多方合作开发的方式。根据枢纽本身新增发电量，结合上游相关梯级运营情况，测算不同运营模式下电力开发收益情况。

（1）中央企业控股，甘肃、宁夏参股开发运营。按照中央企业、甘肃、宁夏4：4：2的股权比例，对应枢纽新增59.00亿kW.h发电量，则中央企业、甘肃、宁夏收益电量分别为23.60亿、23.60亿、11.80亿kW.h。加上红山峡水电站（由甘肃省独立开发）发电量13.50亿kW.h，中央企业、甘肃、宁夏新增收益电量分别为23.60亿、37.10亿、11.80亿kW.h。

（2）甘肃、宁夏联合开发运营。按照甘肃享有枢纽电站60%的收益，宁夏享有枢纽电站400/0的收益测算，甘肃、宁夏新增收益电量分别为35.40亿、23.60亿kW.h，加上红山峡水电站发电量13.50亿kW.h，甘肃、宁夏新增收益电量分别为48.90亿、23.60亿kW.h。

1.2.2 上游梯级电站电力生产收益测算

以枢纽正常蓄水位1360 m为该开发方案的工程规模，参照一般发电枢纽利润水平，扣除增值税成本，采用一级开发新增收益电量计算方法，各梯级新增收益电量84.78亿kW.h，其中甘肃、青海分别新增3.28亿、81. 50亿kW.h。各梯级新增电量收益情况见表2。

一级分期开发电力收益包括本级电站和龙羊峡至刘家峡区间相关梯级新增收益电量，共新增收益电量157.28亿kW.h，若工程以中央企业控股，甘肃、宁夏参股开发运营，则中央企业、甘肃、青海、宁夏新增收益电量分别为23.60亿、40.38亿、81.50亿、11.80亿kW.h；若采用甘肃、宁夏联合开发运营，则甘肃、青海、宁夏新增收益电量分别为52.18亿、81.50亿、23.60亿kW.h。

1.3 四级开发方案

在黑山峡河段修建红山峡、五佛、小观音和大柳树4座梯级电站[2]。

1.3.1 本级电站电力开发收益测算

根据相关规划研究成果[1]，四级开发各梯级总计装机容量168万kW.年发电量68.50亿kW.h.其中：红山峡电站装机容量32万kW，年发电量13.50亿kW.h；五佛电站装机容量36万kW.年发电量15. 40亿kW.h：小观音电站装机容量40万kW.年发电量17.10亿kW.h；大柳树电站装机容量60万kW，年发电量22.50亿kW.h。红山峡、五佛、小观音3座梯级电站由甘肃省独立开发运营，大柳树梯级电站由宁夏开发运营，则甘肃省新增收益电量46.00亿kW.h、宁夏新增收益电量22.50亿kW.h。

1.3.2 上游梯级电站电力生产收益测算

该方案下，由于河段各梯级库容较小，基本不具备水资源调节配置能力，因此宁蒙黄河防凌防洪、灌溉供水等调节任务仍需由龙羊峡、刘家峡水库承担。河段开发不再具备改善上游梯级发电运行条件以及提高上游梯级电站电力生产水平的效益。

经综合分析，参照一般发电枢纽利润水平，扣除增值税成本，计算不同开发方案上游梯级和本级电站新增收益电量，不同开发方案新增收益电量见表3（其中：方案一为中央企业控股，甘肃、宁夏参股开发运营，中央企业、甘肃、宁夏按照4：4：2的比例享有工程开发电力收益；方案二为甘肃、宁夏联合开发运营，甘肃、宁夏按照6：4的比例享有工程开发电力收益）。

2 地方税费分析

本文地方税费主要针对河段开发涉及的增值税、所得税及 与其相关的城市维护建设税和教育附加税等，税费收入包括枢纽本级新增地方税费和上游梯级增加发电的税费。根据各税种计收方式，分析不同开发方案下，河段开发形成的新增增值税和新增所得税，统一以新增增值税计税电量表示，并根据不同税种税率关系，统一折算为新增增值税计税电量。

枢纽本级新增增值税计税电量为不同开发方案新增发电量，所得税折合成增值税计税电量为所得税计税电量除以增值税率，所得税计税电量为利润计税电量与所得税率的乘积，利润计税电量为新增增值税计税电量与利润率乘积，即所得税折合成增值税计税电量=工程利润×所得税税率/增值税率。工程综合地方税费计税电量为枢纽本级新增增值税计税电量与所得税折合成增值税计税电量之和。采用前述计算结果，参照一般水电经营利润情况，工程利润按200/0计，所得税率为25%，增值税率为17%，分析不同开发方案下电力生产效益的地方税费。

2.1 一级开发方案地方税费

枢纽本级新增增值税计税电量71.50亿kW.h.所得税折合成增值税计税电量为21.03亿kW.h.总计增加地方税费以新增增值税计税电量表示，即92.53亿kW.h。根据有关税费分配方案，工程开发所得地方税费由甘肃、宁夏两省（区）按90%和10%的比例分配，相应甘肃、宁夏分得的地方税费计税电量分别为83.28亿kW.h和9.25亿kW.h。

另外，上游梯级发电新增增值税计税电量为35.40亿kW.h，鉴于该部分电量基本形成经营利润，扣除征缴增值税部分，相应新增所得税计税电量为29.38亿kW.h，折合新增增值税计税电量为43.21亿kW.h.其中甘肃19.24亿kW.h，青海23.97亿kW.h。上游梯级增加地方税费以新增增值税计税电量表示，为78.61亿kW.h，其中甘肃35.00亿kW.h、青海43.61亿kW.h。

一级开发方案新增地方税费收入以新增增值税计税电量表示，共计171.14亿kW.h.其中甘肃118.28亿kW.h、宁夏9.25亿kW.h、青海43.61亿kW.h。

2.2 一级分期开发方案地方税费

一级分期开发方案本级工程新增增值税计税电量59.00亿kW.h，所得税折合增值税计税电量17.35亿kW.h，则地方税费（以新增增值税计税电量表示）为76.35亿kW.h。根据有关税费分配方案，工程开发所得地方税费由甘肃、宁夏两省（区）按88 010和12%的比例分配，相应甘肃、宁夏的地方税费分别为67.19亿、9.16亿kW.h。红山峡电站开发新增增值税计税电量为13.50亿kW.h，新增所得税折合增值税计税电量为3.97亿kW.h，则工程开发地方税费计税电量为17.47亿kW.h，全部为甘肃所有。一级分期开发方案本级电站地方税费计税电量总计93.82亿kW.h.其中甘肃84.66亿kW.h、宁夏9.16亿kW.h。

另外，上游梯级发电新增增值税计税电量20.43亿kW.h，其中青海19.64亿kW.h、甘肃0.79亿kW.h；新增所得税折合增值税计税电量为24.94亿kW.h.其中青海23.97億kW.h、甘肃0.97亿kW.h。上游梯级开发累计形成的地方税费（以新增增值税计税电量表示）为45.37亿kW.h，其中青海43，61亿kW.h、甘肃1.76亿kW.h。

一级分期开发方案新增地方税费收入以新增增值税计税电量表示，共计139.19亿kW.h，其中甘肃86.42亿kW.h、宁夏9.16亿kW.h、青海43.61亿kW.h。

2.3 四级开发方案地方税费

红山峡、五佛、小观音、大柳树4座梯级电站新增增值税计税电量为68.50亿kW.h。拟定红山峡、五佛、小观音3座电站由甘肃开发建设，大柳树由宁夏开发建设，甘肃、宁夏新增增值税计税电量分别为46.00亿、22.50亿kW.h。新增所得税折合增值税计税电量为20.15亿kW.h，其中甘肃13.53亿kW.h、宁夏6.62亿kW.h。四级开发形成新增地方税费以新增增值税计税电量表示，为88.65亿kW.h，其中甘肃59.53亿kW.h、宁夏29.12亿kW.h。

参照电力收益相关税费标准和利润水平，不同开发方案下地方税费情况见表4。

3 电力开发收益及地方税费对比分析

以新增收益电量和新增增值税计税电量为指标，对不同开发方案和开发运营模式下的电力开发收益及地方税费收入水平进行了测算，尽管未考虑不同梯级上网电价，以及运营效益的差异，测算收益结果与实际情况存在一定出入，但是作为初步分析研究，完全可以体现其收益变化趋势。

一级开发方案水库蓄水水位高，可在充分利用河段水能的同时，显著改善上游各梯级发电运行条件，大幅度提高梯级电站电力生产效益，增加地方税费收入。从电力开发收益角度看，累计新增收益电量达218.41亿kW.h.是一级分期开发方案157.28亿kW.h的1.39倍，是四级开发方案68.50亿kW.h的3.19倍；从地方税费收入角度看，一级开发的新增增值税计税电量为171. 14亿kW.h.是一级分期开发方案139.19亿kW.h的1.23倍，是四级开发方案88.65亿kW.h的1.93倍。

一级分期开发方案，由于水库正常蓄水位降低，河段反调节能力下降，按照流域管理调度需要，刘家峡水库仍需承担防凌和供水调节等任务，与一级开发方案相比，将对上游梯级电力收益及甘肃、青海地方税费收入造成巨大损失，甘肃境内8座梯级电站新增发电量减少14.97亿kW.h.甘肃电力开发收益和地方税费收入仅为一级开发的5%。

四级开发方案情况下，龙羊峡、刘家峡均需维持现状运行方式，与一级开发方案相比，上游青海、甘肃境内21座梯级新增发电量减少35.40亿kW.h，造成各梯级电站收益电量损失达146.91亿kW.h，其中甘肃65.41亿kW.h、青海81.50亿kW.h。造成地方税费（以新增增值税计税电量表示）损失达78.61亿kW.h，其中甘肃35.00亿kW.h、青海43.61亿kW.h。

综合分析，甘肃、宁夏联合开发运营，一级开发、一级分期开发和四级开发方案本级电站电力开发收益分别为42.90亿、48.90亿、46.00亿kW.h，基本持平，地方税费以新增增值税计税电量表示，基本相当：上游梯级发电无论是电力开发收益还是地方税费收入，差别均很大。青海全部为上游梯级开发增加的电力收益和地方税费，一级开发、一级分期开发电力收益和地方税费收入相同，四级开发不增加电力收益和地方稅费收入：甘肃包括本级电站和上游梯级新增的电力开发收益和地方税费收入，一级分期开发和四级开发电力收益不到一级开发的一半，地方税费收入为一级开发的73%和50%：宁夏只有本级电站增加电力收益和地方税费收入，甘肃、宁夏联合开发运营，电力收益方面一级开发、一级分期开发和四级开发方案基本相当，地方税费收入方面，四级开发方案优于一级开发和一级分期开发方案。

4 结论

一级开发方案能充分开发利用河段水能资源，并可大幅度提升上游梯级电站电力生产水平，是有效协调各方面利益关系，实现共赢、多赢的最佳选择，但水库淹没损失相对较大，工程建设投资较大。

一级分期开发方案，蓄水水位不高，工程本级电站新增电力开发收益和地方税费收入与一级开发方案、四级开发方案基本持平：上游梯级电站新增电力开发收益和地方税费收入为一级开发方案的58%。对上游造成损失不大，工程建设投资适中。

根据上述测算及对比分析，对应比较现实的开发运营模式，一级分期开发方案和四级开发方案，甘肃省本级电站及上游梯级电站新增电力收益相当，但地方税费收入一级分期开发方案是四级开发方案的1.45倍，同时可发挥上游梯级电站综合利用水平，并有效增加青海地方税费收入，实现区域各方共赢。

参考文献：

[1]杨振立，段高云，肖素君，等，黄河黑山峡河段开发论证报告[R].银川：宁夏水利厅，2014： 4-5，152-245.

[2] 程汝恩，李加水，李会波，等，黄河上游干流水电规划黑山 峡河段规划[R].银川：宁夏水利厅，2004：24-25.