新能源市场化的财税漏洞有多致命？

文/宝音太

内蒙古华电电力销售有限公司
魏志超

华电内蒙古能源有限公司
蔡颖

华电内蒙古能源有限公司

省级电力现货市场加快连续结算运行后，负电价从个别省份的偶发现象扩展为多地午间时段的常态。

山东电力现货市场2023年5月1日至2日的48小时实时交易中，32小时出现负电价，其中连续21小时为负，最低实时电价为每兆瓦时负85元。此后浙江在2025年1月、四川在2025年9月先后录得负价。

2026年春节期间，河南、河北、山东、山西、陕西、四川、蒙西、辽宁、广东等地接连出现零电价和负电价时段，蒙西2月17日至20日连续4天出现负电价，辽宁连续9天出现负电价。

《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，下称136号文）实施后，新能源上网电量原则上全部进入市场，负电价电量对应的结算金额规模持续扩大。

136号文重构了新能源项目的收入结构，一个项目的现金流被拆成了三个部分。电能量收入随现货和中长期市场价格波动，价格可以为负。纳入机制的电量按机制电价开展差价结算，资金双向流动。环境价值通过绿证交易单独定价。

这三块收入各自对应一类税收规则真空。发电企业的增值税和企业所得税处理规则，建立在电量与正向电费一一对应的传统购销关系之上，负电价时段企业向市场支付费用，差价结算带来反向资金流，绿证交易的税目至今没有全国统一口径。

《中华人民共和国增值税法》及其实施条例（国务院令第826号）已于2026年1月1日起同步施行，法律框架已经定型，针对电力市场新型交易形态的专项执行口径正处于形成期。

制度供给若跟不上，发电企业的财务处理只能各自摸索，税企争议会持续累积。本文尝试把散落在电厂财务部门和基层税务机关案头的这些问题做一次系统梳理。

01

负电价电量的增值税处理困境

（一）集中结算体系下的交易识别难题

讨论负电价的税务处理，首先要看清交易的实际形态，现货市场的资金流转经由集中结算体系完成，交易机构按日出清、按月出具结算单，电网企业统一收付，发电企业与用电主体在商务上互不见面。负电价时段发电企业支付的费用进入统一清分，并不指向某个确定的交易对手。

税务处理需要先回答几个基础问题，销售对象是谁，这笔支出的性质是电费净额调整、服务费还是补偿款，发票应当由谁开给谁。点对点购销关系下这些问题不言自明，集中结算架构下它们在开票环节都没有现成答案。负电价的涉税困境，价格只是其中一半，另一半出在结算方式把传统开票链条打散了。

（二）销项税逻辑与申报路径的缺失

增值税以销售额为计税基础，销售额指纳税人发生应税交易收取的全部价款。负电价时段的交易结构里，发电企业交付了电量，价款却是负数。

若机械套用销项税额公式，会得出负销项税额的理论结果，而现行申报表、开票系统和征管口径均未为负销售额提供承接路径。发电企业的实际处境是，电已经发出去，钱已经付出去，发票和申报无从安放。

（三）红字发票与负电价的税法结构差异

有观点主张对负电价电量参照红字发票处理，冲减当期销售额。《中华人民共和国增值税法实施条例》第十三条、第十四条规定，因销售折让、中止或者退回退还销售额的，可以按规定扣减销项税额或者销售额。

对照这两条规定可以看出两类情形在税法结构上的差别。销售折让是交易成立之后对原有正价的调整，以先存在一个正价销售为前提。负电价是市场出清时形成的原始价格，从成交那一刻起价格就是负数，没有可供调整的原价，电量真实交付、真实消纳，也谈不上中止或退回。

用折让科目容纳负电价，名实不符。基层税务机关若按照通用惯例做法处理，等于用一个既有科目装进一类全新的交易，各地默许程度不同，征管口径的地区分化会由此产生。

（四）月度净额结算的缓冲及其边界

这个问题目前没有大面积爆发，原因在于结算方式提供了缓冲。现货市场对发电企业按月出具结算单，月内各时段正价电量与负价电量轧差后形成月度综合结算电费，只要月度汇总金额为正，发电企业仍可按正数开具发票，分时段的负价被加权平均吞没在月度均价里。

缓冲的代价是发票金额与分时交易事实脱节，发票所载电量单价既非任何时段的真实成交价，也难以与结算单的分时明细勾稽。

缓冲同样有边界。转负的临界条件可以用一个设算场景说明。假设某纯光伏项目全部电量参与现货结算，月内负价时段电量占比、负价均值与正价时段均值共同决定结算结果，当负价电量占比与负价绝对值的乘积超过正价电量占比与正价均值的乘积，月度综合结算即告转负。

以正价时段均价每千瓦时0.10元、负价均值每千瓦时负0.05元设算，负价电量占比需超过三分之二才会转负，这在当前尚属极端。若午间深谷把正价时段均价压到每千瓦时0.05元、负价均值下探至负0.10元，占比超过三分之一即触发转负，这组参数在负价时段持续拉长的省份已不再遥远。

纳入机制的电量有差价结算托底，最先暴露的将是机制外全电量入市的项目。届时净额缓冲失效，无票可开、无从申报的问题将直接摆上台面。

（五）价格核定条款的适用讨论

增值税法第二十条保留了销售额明显偏低或者偏高且无正当理由时由税务机关核定销售额的规则，实施条例进一步细化了核定方法。

负电价是否具有正当理由，行业内外的认知存在明显落差。电力市场内部有一套完整的经济逻辑支撑负价报价的正当性。

136号文提出，现货市场申报价格下限的设定要考虑新能源参与电力市场之外可获得的其他收益。新能源机组持有绿证等市场外收益，在负价时段继续发电，综合算账仍可能有利，报出负价是理性的经济行为，这个机制已经写进国家政策文件。

问题在于这套逻辑属于电力行业知识，征管一线未必了解，面对一家长期以趋近于零甚至为负的价格销售电量的企业，税务机关按既有经验启动核定程序并不意外。税企双方目前都缺乏可以直接援引的执行口径，解释成本在每个现货运行省份重复发生。

02

机制电价差价结算的收入定性

（一）136号文的结算安排与资金性质

136号文建立的可持续发展价格结算机制，其结算安排是理解涉税问题的起点。纳入机制的电量，由电网企业按规定开展差价结算，市场交易均价低于机制电价时补足差额，高于机制电价时扣减差额，结算费用纳入当地系统运行费用，由工商业用户分摊。资金从电力用户到电网企业再到发电企业，全程在电力系统内部流转，不经过财政。

这与此前的可再生能源电价附加补贴形成关键区别。国补时代的税务处理逻辑围绕财政补贴是否征税展开，机制差价从资金性质这一层就不在这条路径上，补贴口径套不上去。

（二）增值税端的定性路径

即便退一步将机制差价视为财政补贴，按照《国家税务总局关于取消增值税扣税凭证认证确认期限等增值税征管问题的公告》（国家税务总局公告2019年第45号）的规则，与销售电量的收入或数量直接挂钩的补贴收入应计算缴纳增值税，机制差价按机制电量逐度计算，挂钩关系确凿。

资金既然并非财政拨付，更贴近的理解是将其作为电力销售对价的组成部分，随销售额计税。两条定性路径在正向结算时结果一致。分歧和空白出现在反向情形。市场均价高于机制电价时，发电企业需要向电网企业退回差额，这笔支出冲减哪一期的销售额、凭什么凭证入账，现行规则没有交代。

需要特别指出，反向差价结算并不属于销售退回，也不属于销售折让，实施条例第十三条、第十四条列举的扣减情形难以直接套用。差价结算天然双向，税收规则只为单向的资金流动做了准备。

（三）所得税争议重心的转移

企业所得税方面，不征税收入的认定需要同时满足财税〔2011〕70号规定的三项条件，资金拨付文件、专门的资金管理办法和单独核算缺一不可。机制差价资金来源于用户分摊，并未经由县级以上财政部门拨付，第一道门槛就无法跨过，正向差价计入应税收入几乎没有悬念。所得税端的争议重心因此发生转移，从收入端的是否计税，转向支出端的凭证认定。

企业所得税税前扣除凭证管理办法要求境内支出原则上以发票为扣除凭证，发电企业退回机制差价时，这笔支出对应的发票由谁开具、开具什么品目，电网企业的开票系统里目前没有答案。发电企业财务部门手里只有交易机构的结算单，结算单能否单独作为税前扣除凭证，各地税务机关的接受程度并不一致。

03

绿证税目的全国性分歧

（一）碳市场口径与绿证空白的对照

2025年2月，国家税务总局货物和劳务税司就碳排放权交易的增值税适用问题明确执行口径，纳税人发生碳排放权交易、核证自愿减排量交易，按销售“无形资产－其他权益性无形资产－配额”计算缴纳增值税，适用6%税率。

这一口径的出台有其现实压力，2024年6月全国首例核证自愿减排量交易涉税案在北京市通州区人民法院开庭，买方要求卖方开具增值税发票遭拒，争议焦点正是该类交易在增值税上如何定性。绿证的处境与口径出台前的碳市场高度相似。

现行绿证管理规则明确了绿证的核发、划转和交易价格形成方式，绿电交易对应的绿证随电量一并划转，涉税税目却始终没有规定。功能相近的两类环境权益凭证，一类已有官方口径，一类仍在空白之中。

（二）实务开票的三种版本

公开报道显示，绿证交易的开票实践长期各行其是。有的发电企业按13%税率开具品名为电力的增值税发票，把绿证收入并入售电收入处理，买方拿到的是一张与其实际购买标的不符的购电发票。

有的企业倾向按无形资产转让处理，具体税目和税率又拿不准。还有企业表示不知如何确定税率，暂缓出售绿证观望。

同一张绿证在不同卖方手里对应不同税负，价差直接进入报价，买方的进项抵扣也随之不同。绿证核发和交易规模持续扩大，税目分歧带来的交易成本不确定性也跟着放大。

（三）电证合一与电证分离的税负差异

问题在绿电交易场景下更加微妙。绿电交易采用电证合一模式，环境溢价包含在电价之中，随电费按13%缴纳增值税。同样的环境价值若通过绿证单独交易实现，参照碳配额口径类推则按6%缴纳。

需要说明，绿证适用6%目前只是类推判断，并无现行规定可依，恰恰因为规则缺位，两种交易方式之间潜在的税负差异才成为悬而未决的变量。

交易方式的选择本应由消费凭证需求、价格发现效率这些市场因素决定，税目不确定使税收筹划的考量掺入其中，对绿证市场和绿电市场之间的分工形成干扰。

04

规则滞后的制度成因

三类真空同出一源。136号文重构了新能源的收入结构，税收制度的交易原型没有同步更新。增值税制度的原型是一手交钱一手交货的正价购销，企业所得税扣除凭证制度的原型是双方直接对开发票的双边交易。电力市场化把交易改造成了另一副样子，价格可以为负，资金可以双向流动，结算由交易机构集中出单，购售双方在商务上互不见面。

发电企业面对的是结算单，税务机关认的是发票，两套凭证体系之间没有桥。电力行业主管部门制定交易规则时极少考虑税收衔接，税务部门制定征管规则时也缺乏对电力市场机制的了解，规则真空留在了两个专业系统的中间地带。

这种情形在碳配额税目问题上已经完整上演过一轮，从市场启动到官方口径出台历时数年，其间的争议成本由市场主体承担。电力市场的涉税问题体量更大、主体更多，重走一遍碳市场的弯路，代价会更高。

05

政策建议

（一）确认负电价的正当理由并建立申报口径

建议税务总局以执行口径或公告形式明确，现货市场出清形成的负电价属于增值税法第二十条所称的有正当理由的价格，不适用核定条款，136号文关于申报价格下限考虑市场外收益的规定可以作为论证依据。

在此基础上确认月度净额结算开票的合规性，并对月度综合结算金额转负的情形提前研究处理办法，可行方向是允许负差结转后续月份冲减销售额，参照留抵逻辑设计申报路径。

（二）明确机制差价结算的税目与凭证

建议将机制差价明确为电力销售对价的组成部分，正向结算并入销售额计税。反向结算的扣减需要新的制度供给，鉴于其并不属于实施条例第十三条、第十四条列举的折让、中止或退回情形，可行的做法是在执行口径中将差价结算增列为可扣减销售额的情形，或者认可电力交易机构结算单的税前扣除凭证效力。

凭证问题宜由税务总局与国家能源局协同解决，将交易机构结算单纳入认可范围，还能一并化解现货偏差结算、辅助服务费用分摊等长期依赖结算单入账的存量问题。

（三）以统一口径终结绿证税目分歧

建议将绿证参照碳排放权交易的执行口径处理，按“无形资产－其他权益性无形资产－配额”适用6%税率。绿证与碳配额、核证自愿减排量同属权益凭证，类推的法理基础充分，统一成本也最低。

这一口径需要税务总局以执行口径或公告形式正式确认，在确认之前市场主体仍处于无规可依的状态。电证合一交易中的环境溢价是否单独拆分计税，可在绿电交易规则修订时同步研究，近期至少应先终结绿证单独交易的税目分歧。

（四）以专项执行口径补齐制度接口

增值税法及实施条例已经施行，法律层面的框架短期内不会调整，补充规则的空间集中在专项执行口径。碳配额税目由税务总局业务司局以执行口径形式明确，程序成本低、见效快，负电价申报、差价结算凭证、绿证税目完全可以走同一条路径。

电力交易规则每年都在修订，建议国家能源局在规则修订环节引入税务部门的会商机制，让新交易品种在上线之前就完成税收衔接的评估，从源头减少规则真空的产生。

税收是观察电力市场化改革完成度的一个侧面。价格放开了，交易活跃了，配套的财税规则还停在目录电价时代，说明改革对相邻制度系统的穿透仍然有限。

负电价的发票问题看起来是财务处理的细枝末节，背后是市场机制与国家征管体系的对接精度。这些接缝处的问题能否系统解决，决定电力市场能否真正嵌入整个经济制度的运行。