封面报道 | 戈壁上的税单：谁在拉高新能源的用地成本？

文/本刊记者 范珊珊

在地方财政日渐吃紧的背景下，新能源项目的“土地两税”被重新审视。在限电、电价下行与税费支出三重困境下，企业的财务报表正在恶化。

西北戈壁之上，光伏板铺陈如海，风电机组连绵如林。这类绿色能源设施的用地属性，近年来逐渐成为业内关注的焦点。

地面集中式光伏电站动辄占地数千亩，风电场虽单机基础较小，但场区道路、集电线路等配套设施绵延数万亩。这些土地究竟属于耕地、草地、未利用地，还是“农用地但未改变耕作层”的复合用地，各地认定标准不尽相同。

不同的定性方式，直接决定了耕地占用税和城镇土地使用税的征与不征、征多征少——这背后动辄涉及千万级资金，甚至关乎一个项目的生死存亡。

从耕地占用税到城镇土地使用税，曾经被行业所忽略的财务环节，如今正以补缴和扣滞纳金的方式，对过去十年快速发展期形成的历史账目进行集中梳理。

去年以来，西北地区多个存量光伏电站陆续收到地方税务部门的追缴通知。追缴名目不一，但背景具有共性：存量新能源项目正被重新审视，其税收贡献与实际用地情况之间的匹配度成为关注重点。

限电、电价下行与税费支出三重因素相互叠加，正在加重新能源投资的财务压力。

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追缴进行时

耕地占用税与城镇土地使用税，合称“土地两税”。前者是对占用耕地从事非农业建设的单位或个人一次性计征，后者是对使用城镇土地的单位按面积每年征收。争议的核心不在于是否应当征税，而在于计税面积如何认定、历史项目是否追溯、滞纳金如何计算。

土地性质的认定，是税务计征的第一道关卡。定性不同，耕地占用税是否缴纳、城镇土地使用税按何标准征收，便截然不同。千万级的成本差异由此产生，对部分项目而言，这便是盈利与亏损的分水岭。

宁夏、甘肃、新疆等新能源装机大省已调整相关税收执行口径，不再按桩基面积核算，改为按实测占地面积计税。据《进一步优化光伏发电企业“耕土两税”征管》一文披露，2025年银川税务部门在随机选取的102户企业中，其中2户企业补缴耕地占用税合1.26亿元，1户企业补缴城镇土地使用税2178万元，上述3户企业补税金额占本次抽查全部补税总额的64%。

在西部一些地区，戈壁复合光伏项目正在经历一轮地类复核。部分原备案为“荒滩”的土地被重新认定为天然牧草地，从而触发耕地占用税补缴。除了西北地区，多地税务部门对过去五到六年的项目开展“回头看”，滞纳金按日万分之五复利计算，一些项目欠缴周期长达五到十年，滞纳金金额已超过税款本金。

而其中计税面积的认定对税负影响显著。据行业测算，两税按租赁全面积计算，税负可达40%至45%；按光伏阵列面积计算，税负约25%至30%；按投影面积计算，税负约10%至15%。这还不包含滞纳金。对IRR要求通常在6%至8%的地面电站而言，财务测算模型已面临较大压力。

值得注意的是，全面积征收本是法定口径。早年地方为招商引资曾存在按较小面积申报的惯例，税务部门与自然资源部门的信息共享也不够充分。如今随着税收管理规范化、信息壁垒逐步打通，全面积征收正在成为普遍做法。历史欠账由此逐一浮出水面。

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财务模型承压

限电、电价下行、税费支出三者相互关联，正在形成一种较为复杂的经营环境。西部地区装机增长较快，现货市场电价持续偏低，项目盈利对差价补偿的依赖度较高。电价波动与限电率变化使财务测算的不确定性增加，企业投资决策趋于谨慎。部分项目压缩储能配套投入，消纳压力进一步上升，发电量减少影响度电收益，叠加土地税费支出，最终反映在上市企业报表中。

对于西北存量电站而言，补缴的影响可能更为直接。西北某央企存量风光项目全年土地两税缴纳总额超过4500万元，旗下一座30万千瓦的光伏电站年税费支出接近800万元，足额缴纳则项目处于亏损状态。

在陕北部分县区，城镇土地使用税已出现追缴情况，早年按建设用地或租地区域桩基/投影低口径申报、现统一按全面积核定差额，要求一次性补缴，欠缴税款按日万分之五计收滞纳金，该项将产生大额滞纳金、罚款。叠加目前陕北光伏限电25%以上，几乎所有补税或全面积缴纳税费光伏项目均亏损。

类似情况在我国中部地区也有出现。据相关媒体报道，湖北某县一座光伏电站，此前每年向县财政缴纳企业所得税100万~200万元，随着电价下降，项目陷入全面亏损，无税可交。

土地使用税的关键不在“税”本身多复杂，而在应税面积怎么算——特别是对于光伏这种大面积、低密度占地的项目。存量电站的收益模型在投资决策时即已确定，税费追缴对已投项目的回报形成一定影响。叠加西北地区电价持续下行、限电等实际问题，税费支出正成为部分项目经营困难的重要因素之一。

在近期举办的2026年西北能源可持续发展大会上，有企业代表坦言：“限电和电价下行已使利润空间收窄，土地两税作为刚性支出，对项目运营形成一定压力，戈壁地区的光伏项目需要更合理的税收政策支持。”

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困局背后

这一轮集中追缴并非偶然，而是多重因素在三个时间维度上的叠加。

近年来，各地财政收支压力有所增大。房地产行业调整、土地出让收入下降，使地方财政收入来源发生深刻变化。新能源电站占地规模大、吸纳就业少、直接税收贡献相对有限。从土地两税执行口径的调整，到“三免三减半”的追溯争议，背后反映的是地方对新能源项目综合效益的重新评估。

随着相关政策调整，新能源行业逐步从快速发展期进入规范发展期，历史问题开始集中梳理。过去西北各地执行口径存在差异，有的按农业用地处理，有的未实际征收，形成一定的执行弹性。税务部门与自然资源、财政等部门之间的信息共享逐步完善，对项目用地信息的掌握更加全面，历史欠账逐步显现。

随着新能源电价市场化改革推进，西北电价呈下行趋势。2026年1至5月，新疆光伏加权均价为0.10365元/千瓦时，同比下降44.96%；甘肃首轮光伏竞价机制电价为0.1954元/度。收入端持续下降，成本端相对刚性，原本被较高电价所覆盖的税务成本，如今对项目收益的影响更加明显。

这三个时间点的叠加，共同构成了当下新能源行业发展无法回避的行业阵痛，也是政策规范、财政需求与市场变化共同作用下的必然结果。

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求解之路

面对两税追缴的普遍困境，来自政策端和企业端的双向探索正在展开。

全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元在今年全国两会期间就光伏土地两税问题提出建议，核心聚焦三个层面。

一是在政策顶层设计上，建议国家层面明确全国统一的征收口径，统一计税面积认定标准，消除各地执行差异，避免“一刀切”或随意追溯。

二是对已处于追缴进程中的存量项目，建议允许分期补缴而非一次性全额追缴，滞纳金根据企业实际情况分类处理、酌情减免，以缓解企业现金流压力。

三是在用地属性认定上，明确农光互补、渔光互补等复合项目按农业用地管理，不计征或少计征城镇土地使用税和耕地占用税。

而对于新能源开发企业而言，可研阶段的租金测算和一次性补偿估算，远不足以覆盖项目的全部土地成本。在项目可研的初期，就应该把税写入测算模型。在政策落地之前，行业的理性选择只有一个：所有未明确的口径，均按风险项计提，不按收益项预留。模糊地带可能带来的不是增量利润，而是存量亏损。

城镇土地使用税前期尽调易低估税费风险点：一是地类判断。将“其他草地”错判为未利用地，后期将会追缴大额耕地占用税+滞纳金。二是测算口径。可研套用关中桩基/投影低税负口径，未按陕北现行租地全面积从严标准测算，收益测算虚高，但是如果全面积计列，收益率则达不到投资决策标准。

上述发电企业人士建议，光伏新项目统一采用全面积从严口径作为基准测算，桩基/投影口径仅作为乐观情景参考，不再采用较为宽松计税假设。

总体来看，西北光伏存量项目面临的土地两税问题，是政策规范、财政需求与市场变化等多重因素叠加的结果。如何在保障税收法定原则的同时，兼顾新能源产业的可持续发展，是当下各方需要共同面对的现实课题

风光资源富集的西北，既是中国能源转型的排头兵，也是新型电力系统制度的试验场。这里的每一次博弈与求解，都将为全国新能源行业提供镜鉴。对于进场的企业而言，如果说上半场拼的是装机速度，下半场拼的则是对政策的精准理解和对成本的精细管控。