自20世纪80年代以来，我国的电力体制改革不断深入。2015年3月，国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》，新一轮电力体制改革正式拉开大幕，明确“管住中间，放开两头”的体制框架。改革紧紧围绕“在可竞争领域建立市场，在自然垄断领域实施有效监管”的原则，涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建运行及放开发用电计划四个领域。

作为电力体制改革的重要组成部分，电力交易市场化改革在很大程度上打破了原有的利益格局，改变了电网公司原有的电力交易运作形态。电网企业的售电、配电业务被拆分，电网企业与各市场主体间的关系更趋复杂化、多元化，电网企业的结算流程从原来的单一对象的线状向多主体下的网状发展，交易品种由单一的电力商品拓展至涵盖现货、权属、期货等多重交易属性的电力衍生品，交易中心性质由电网公司所属成本中心转变为多市场主体共同组建的新型交易平台。

在电网企业的职责、角色大变化背后，电网企业与各主体间的现金流、合同流、发票流相应趋于复杂化，但相应的配套税收政策基本尚未涉及。电力交易市场化改革与配套税收不同步间的矛盾一方面使企业税收风险增多，另一方面也不利于电力体制改革的顺利推进。

国网浙江省电力有限公司课题组于2018年对首批纳入试点及市场化改革进展比较领先的地区，如广州、深圳、云南等地的电力交易中心、电力交易市场组建、运营情况及其中可能出现的涉税问题处理进行了实地走访、调研，获得了较为翔实的一手资料与信息。

一、电力市场交易改革及相关税收问题

对于电力市场交易改革，按交易中心自身的涉税场景、市场中各主体间交易的涉税场景、交易品种与特殊业务三个纬度调查分析不同交易场景下的业务流程及税收处理。调研发现，在不同地方的电力市场中，电网对电力交易中心的参股情况不同，电网与售电公司之间、售电公司与代理用户间结算关系有差异，各地采取的结算保证方式、交易偏差考核机制都不同程度地存在差异，体现出电力市场化改革所带来的交易主体关系、结算关系、业务关系复杂化趋势。

由于相关市场主体之间的合同签订、交易、服务、结算、收费等方面的业务较改革前有了较大的不同，出现了新兴的业务类型、交易结算类型，而目前国家在财政税收政策方面未及时跟进，尚未出台与之相关的配套政策，企业涉税事项管理比改革前相对复杂了许多，影响企业税负，并产生诸多合规风险，亟需政策回应。主要问题如下：

电网企业的重新定位与税收地位问题

电力交易市场化改革使市场主体增加，各主体作为独立的核算单位存在，利益上存在一定的独立性与竞争性，但由于电网企业的特殊性，其在改革过程及市场建设过程中，又承担了一定的投资、普遍服务与兜底保障等职能，这些变化必然带来运营风险与税收风险。

交易中心非营利定位与税收待遇问题

各地电力交易中心通常采用的是股份制形式，属于营利组织，这意味着电力交易中心并不适用《财政部国家税务总局关于非营利组织免税资格认定管理有关问题的通知》（财税〔2018〕13号）的规定，因此也就不可能享受国家对非营利组织免税的税收优惠政策。但各地交易中心作为电力市场交易业务的组织实施机构，履行电力市场交易管理职能，在政府严密监管下运行，从事的主要是为电力市场交易提供公共服务，各地在组建与运行时也通常将其定位为非营利性质。若对其征税，不符合实质课税原则，对出资方不公平，也会增加电力市场交易成本。

电网与售电公司间的开票问题

在电网企业直接负责全部结算的情况下，电网企业直接向用户与发电厂收付电费款项，同时再与售电公司进行结算，在电网企业与售电公司的结算中，可能需电网企业向售电公司支付款项，也可能由售电公司反向向电网企业支付。如果售电公司可以开具发票，是按电力销售、咨询服务还是按中介服务处理？

广州采用的方法是，当电网向售电公司支付或收取价差电费时，双方所开具发票均按16%税率执行。云南则规避了这一问题，电网向由售电公司代理的用户收取电费时，是按售电公司与发电厂所签合约价执行，至于用户与售电公司所签协议价与用户实际向电网公司支付价间的差异，由用户与售电公司二者间另行处理。

电网与用户间结算的税收风险

在云南省电力市场的结算处理中，电网向由售电公司代理的用户收取电费时，是按售电公司与发电厂所签合约价执行，至于用户与售电公司所签协议价与用户实际向电网公司支付价之间的差异，由用户与售电公司二者间另行处理。那么，在电网公司与由售电公司代理的用户间的税收处理与发票处理上，就会存在合同、支付对象、发票开具金额间的不一致，存在一定的法律合规风险。在合同制定、结算模式设计上，要充分考虑税收政策要求，减少法律风险。

售电公司与用户间结算的税收问题

在没有资产的售电公司和有配电网的售电公司均可向用户开具发票的情况下，有配电网经营资质的售电公司按销售电力业务向用户开具发票，目前可适用16%的增值税税率，没有配电网的售电公司跟用户间交易的性质与如何开具发票问题，则取决于双方交易方式与交易合约的不同，会出现差异，目前在相关税收法律、法规上没有明确的规定。

特殊交易的处理问题

建立电力交易市场后，电力行业的业务交易方式发生了较大的变化，由于现行的税收政策对新的电力交易方式、电力交易品种未有明确规定，电力交易市场相关主体间为了便于结算及规避风险，均采用与电费一并结算的方式，使得所有的新型交易品种从高不从低地适用16%的税率，加重了交易主体的税负。

另一方面，发电权交易、合同转让交易是作为普通的电力产品交易还是应作为某种权益性资产交易处理？双边合同月度电量互保与云南省的事后合约转让交易定性问题；偏差考核收费的处置，是作为电价的一部分，还是作为经营性的处罚或是行政性处罚处理，或是作为某种政府基金来处理？火电长期备用在筹集、支付时如何处理等问题都亟需税务政策回应。

同时，随着改革的不断推进及电力交易市场的发展与成熟，期货合同交易、差价合同、期权合同、金融输电权交易等必将大量出现，相关部门应及早进行政策研究与储备，及时推出相关配套政策。

二、电力交易市场改革中涉税问题建议

为保证电力市场化改革的正常进行，同时减少改革过程中企业的税收风险与税收负担，课题组从国家税收政策制定与国家电网公司应对策略两个层面就涉税问题提出建议：

税收政策制定层面

提高电力交易中心的税收待遇。根据《国家发展改革委国家能源局关于推进电力交易机构规范化建设的通知》（发改经体〔2018〕1246号）的规定，电力交易中心为公司制企业，属于营利法人，但同时又承担了交易主体资格认定、规范交易市场、保障交易主体合法权益等大量的行政性职责。同时根据相关政策，电力交易中心以保本微利为经营原则，以中心的运营成本为基础制定相关服务的收费标准。可以看出，电力交易中心虽为营利法人，但在实践中却以不营利为经营方针。

因此，制定降低电力交易中心的税收成本的税收政策有利于降低其运营成本，从而降低相关服务的收费标准，让交易主体享受改革的红利。

对电网企业的公共服务职能给予税收支持。电力市场改革中将部分市场剥离给社会资本，同时电网企业还需承担保底业务、政策性业务等大量的社会责任，建议针对此类业务制定相应的税收支持政策。

明确电力市场相关交易业务属性。电力市场化改革进程中，出现了许多新的交易品种和业务，但均没有相应的税收政策，导致在实务中如何适用税收政策并不清晰，建议认真论证、完善相关税收政策，明确现有税收政策的适用情形，统一执行口径，降低电力企业在电力市场化改革进程中的税负。

对于发电权交易业务、优先发电电量交易业务和事后合约转让交易，从交易实质、业务内容判断，我们更倾向于将其定性为权属交易。关于偏差考核，《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)并未对“偏差电量”作出明确定义，但该规定第十二条提出了“实际执行与交易结果偏差”这一概念。实务中，各地都将偏差考核约定在购售电合同中。究竟偏差考核费用的性质属于违约金或赔偿金，还是政府性基金或行政事业性收费存有疑问。

根据《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》第十二条规定的政府性基金或者行政事业性收费的三项认定条件，结合现有的偏差考核费用的操作实际情况，很难将偏差考核费用认定为政府性基金或者行政事业性收费。我们倾向将偏差考核费认定为违约金或赔偿金。对于其余交易行为的定性，需尽快调研与论证。

国家电网公司层面

交易品种纳入交易平台统一交易。当前各地对于新型交易品种的交易方式规定不一，有的纳入交易中心统一交易，有的则由交易主体自行交易。电力市场改革的要求之一便是交易的规范性。因此，建议将所有的新型交易品种或业务统一纳入交易中心进行交易，使得电力交易完全市场化。

制定便捷统一的交易结算流程。各省在制定交易规则时，即使是相同业务，但交易结算流程并不相同。建议统一交易结算流程，建立统一的会计核算制度及统一的税收政策适用执行口径，规范财税管理。

积极与税务部门进行协调沟通。对当前电力市场改革进程中产生的新型交易品种或业务，加强调研与论证，在税收政策未明确之前，指导各地电网公司积极与各级税务机关、税务中介组织及相关院校等机构沟通，争取有利的税收政策，有效地控制及降低交易主体的税收风险与税收负担。