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平价投资 从切实利用三免三减半开始

北极星风力发电网  来源:风电顺风耳  作者:宋燕华  2020/7/28 9:36:06  我要投稿  

北极星风力发电网讯:平价+电改时代,如何有效提升项目投资回报、扩大可投资范围,是新能源行业投资人正在着手解决的问题。而一项一直被提供、却从未被真正利用的优惠政策——所得税“三免三减半”制度,可能成为最为便利的突破口。

(来源:微信公众号“风电顺风耳” ID:fengdianshunfenger 作者:宋燕华)

“三免三减半”制度由来

根据《企业所得税法》,所得税以当期应纳税所得额为税基,常规企业所得税的税率为25%。其中,应纳税所得额需在当期报表利润总额的基础上根据政策规定做出适当调整。如扣除过去5年内的亏损额以及不征税或免税收入等,还需要加回未经核定的准备金支出、税收滞纳金、行政罚款等损失。整体上,产生收入意味着增加纳税义务,而发生成本费用则可以抵减纳税义务。

同时,《企业所得税法》还规定,企业从事国家重点扶持的公共基础设施项目投资经营的所得,可以免征、减征企业所得税。在《企业所得税法实施条例》中,政府进一步明确,所谓“国家重点扶持的公共基础设施项目”,是指《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的港口码头、机场、铁路、公路、城市公共交通、电力、水利等项目。企业从事前款规定的国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营的所得,自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起,第一年至第三年免征企业所得税,第四年至第六年减半征收企业所得税,即“三免三减半”政策。

《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》的电力项目,不仅包括新能源行业投资人常见的风电、光伏项目,还包括核电、海洋能发电、地热发电、电网输配电设施,以及25万千瓦及以上的新建水电和抽水蓄能电站项目(即非小水电)。

被忽视的抵税影响

如前文所述,由于享受税收优惠政策,我国风电、光伏发电项目适用的税率是1-3年0%,4-6年12.5%,此后为25%(如项目所在地符合西部大开发政策,则基准税率是15%而非25%)。这也使得相同的收入和成本在不同税率的年份产生不同的纳税、抵税效果。

以一个典型5万千瓦平价风电项目为例,假设含税电价为0.35元/kwh,理论发电小时数为2800小时,其他采用行业常规假设,则首年税前利润约为848万元。但基于不同的所得税率,税后净利润存在显著差异,在25%的税率下最多需要缴纳212万企业所得税,与质保期内运维费用预算相仿,0税率期间则无需交税,节省了200余万元的税收负担。

因此,有税情况下,由于收入越大,交税越多;成本越大,抵税越多,交税越少,企业应考虑在合理范围内降收增支;而在0税率的情况下,无论收入多大,纳税义务均为0,无论成本有多高,也起不到任何抵税作用,企业应考虑在合理范围内增收节支。

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表1 不同税率下收入纳税与成本抵税效果对比

但反观行业实际,虽然我国风电、光伏累计装机均已超过2.1亿千瓦,装机历史和所得税优惠政策适用时间超过10年以上,但新能源行业投资人此前普遍将关注重点放在了提高发电量、降低造价等对度电成本具有显著影响的要素上,所得税率被当做确定要素,被忽略了可调节性和可利用性,几乎没有机构主动筹划过,如何更有效利用所得税三免三减半制度提升投资回报的策略。不得不说是对优惠政策的一种浪费。

质保期=税收优惠期=折现黄金期

“三免三减半”集中在项目投运后的最初6年,与目前风机设备常用的5年质保期高度重合(光伏组件质保期一般较短)。由于现金流越靠前越值钱,这一时期也是现金流折现最为敏感、对投资回报率影响最大的时期。结合业务实际,从目前来看,税收优惠期内至少存在如下三项主动管理策略,可以起到有效的节税增收作用:

1、提升早期发电量

目前行业在项目投资测算和制定经营计划时,习惯采用代表年发电量作为经营期每一年的假设和预算基准。由于设备可利用率存在递减趋势,这一做法会低估早期发电量而高估后期发电量,造成项目投资回报低估,同时也使得生产经营团队缺少提升经营期初、所得税优惠时段年发电量的认知和压力。

如在【重构风电价值评估体系1】 理论发电量:从代表年到每一年中所述,根据美国劳伦斯·伯克利国家实验室(LBNL)的统计,美国风电投资人会更关注如何提升PTC政策执行期限的发电表现。税收抵免期间,美国风场性能表现相对平稳,税收抵免期结束后,风场表现会出现显著下滑(3.6%左右)。换句话说,美国风场投资人通过更为及时的维修保障策略、延缓了本该早就出现的风机性能下降趋势,有效提升了免税期的发电量和免税额。

如果国内新能源项目投资人也能更为精准的评估经营期初的发电量,并以此为依据制定有针对性的年度发电计划和维护策略,将会有利于降低机组故障率、提高发电量。由于前3年为免税期,由此提升的发电收入,将会不折不扣地、100%体现到利润和现金流中。

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图1 美国917个风电场表现随时间和PTC政策下降情况

2、保内运维费再分段

由于风机设备质保期是5年,采用外购运维服务的风电投资人普遍将升压站的首次运维合同期限也确定为5年,且期限内较少考虑费用变化。但是,由于5年质保期内所得税率分为0税率和12.5%两段,相同的运维费会产生不同的抵税效果。

假设一个典型5万千瓦项目质保期5年内年均运维费300万元,原有模式下5年运维费平均发生,共可抵税75万元;如通过合理安排运行检修计划和人员配置,将前三年年均运维费减少为150万元,后两年提升为525万元,在运维费总量不变的情况下,5年合计节税金额可提升至131万元;如进一步通过延长升压站质保期等方式,将前三年运维费节省为0元,第4-5年运维费为750万元,在运维费总量不变的情况下,5年合计节税金额可达188万元,比原始模式增加了113万元可分配利润,同时有利于改善项目公司前期现金流和偿债能力不足的问题,效果十分可观。

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表2 税收优惠期不同运维费用模式节税效果对比

3、风机+20年质保采购方式

减少经营期运维费支出,甚至降低为0并非不可实现。早在2019年乌兰察布600万千瓦基地项目风机招标时,国电投就曾经尝试过要求风机厂家报价中包括保外检修维护及大部件更换费用的类似全生命周期质保模式。但是,考虑到业主自身后期服务采购的灵活性、以及合同可执行性及设备运行质量安全性等问题,这一模式在后续的基地项目招标中并未延续。

对于业主来说,采用设备+服务的全生命周期质保采购模式,对投资回报的影响存在两个方向的角力。

从正面影响来看,将OPEX前置为CAPEX,最重要的是减少经营期运维费用现金流出,同时可以在投资决策时点提高远期费用可预测性,并通过将后期运维费纳入前期动态总投资,提高杠杆作用,使用低成本银行融资负担部分运维费用,由此增加的折旧、利息还可以起到抵税作用(主要是税率为25%的非税收优惠期)。

从负面影响来看,由于经营期内运维费存在递增趋势,资本化以后采用直线法折旧,经营期初通过折旧体现的运维费大于原有水平,而前6年正处于税收优惠期,早期成本上升并不能有效抵税;而从另一个角度来看,虽然原有运维费的支付需依靠经营活动现金流,实际上占用了偿债资金和股东可分配现金,但是这一资金的收益率在利润表中不可见。而将OPEX前置为CAPEX后,由此增加的贷款部分的利息确实在利润表中切实存在的,利息费用显性化,也会对项目股权投资回报产生拖累。

双重影响哪方占优,核心要看折现率的选取。如果考虑运维费是项目层面支出,而采用与项目投资回报率相同的折现率折现,则由于折旧和利息费用上升产生的损失影响更大,投资回报下降,提前获得现金的设备销售方成为了获益方;而如果考虑提前向设备采购方预付未来20年的服务费是一种预付款和利益让渡,应该追求比原有模式更高的回报,因此使用更高的折现率,则资本化带来的节税作用更大,可以提升项目投资回报。

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表3 常规模式与全生命周期质保模式投资回报对比

由此可知,无论采用上述哪种方案,基于有效利用三免三减半制度的业财联动经营模式,都可以有效提升项目投资回报。而在平价+电改的项目收益率下行期间,早已被提供的所得税优惠政策,也该真正被行业投资人利用起来。


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