电力交易“玩法”解析之四：交易结算 | 阳光下的电改
2016年初，以“改革后电费发票如何开具”为引子，在重庆曾爆发了一场激烈争论，“官司”最终打到国家发改委，并由国家发改委出具公文暂时平息了争论。这场争论也反映了交易结算涉及到电费现金流掌握及电费资金安全问题，是交易规则制定者及各市场主体的核心关注问题。今天阳光下的电改专栏，我们继续为您梳理各地交易结算的相关规则。
文/阳光时代环境资源能源研究中心
葛志坚
国家发改委办公厅在2016年5月10日给重庆市发改委《关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》（发改办经体〔2016〕1211号）中将结算主体分为三类：
◆ 第一类是电网企业的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；
◆ 第二类是拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；
◆ 第三类是独立的售电公司，保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。
由此可见，拥有配网资源就意味着可以成为结算资金主体，可以占据着现金流；而对于大多数独立售电公司而言，并不能直接向用户收费并开具发票，无法成为资金结算主体。
参照国家发改委上述文件精神，各地交易规则对交易结算安排如下：
1.电费现金流保持原有缴纳方式不变，只不过多出了由交易机构向售电公司返还差额电费的流程。
2.售电公司须向交易中心提交其与用户的交易合同，提交返还差额电费的分配方案，由交易中心统一清算后向各市场主体拨付资金。
上述结算方式用图可表示为：
上述结算方式与《发票管理办法》第十九条规定：“销售商品、提供服务以及从事其他经营活动的单位和个人，对外发生经营业务收取款项，收款方应当向付款方开具发票；特殊情况下，由付款方向收款方开具发票”的精神不符，广州南沙开发区国家税务局曾在对某售电公司复函中明确“交易结算流程方案不符合现有增值税专用发票使用管理规定 ”。
从上述结算规则来看，由于售电公司并不与用户存在资金往来流动，售电公司并不承担用户欠费风险。电网企业承担结算主体职责，也将同时承担了电力用户侧欠费风险。此外，拥有增量配网经营权的售电公司承担了结算职责，因而也承担了欠费以及资金安全风险。
根据我们的研究，云南省交易结算规则与全国大多数地区不同，为售电公司与用户资金往来提供了“窗口”。
正因为售电公司承担了部分结算职能，云南交易方案规定了保证金制度：“售电公司需按核定资产总额的10%缴纳保证金，低于200万元按200万元缴纳，高于2000万元按照2000万元缴纳。”
此外，山西省也明确了要对拥有配电网经营权的售电公司实施保证金制度。
律师建议：从目前各地交易规则来看（除云南地区），售电公司既不承担结算主体职责，也不承担结算风险。售电公司与用户在报电力交易中心之外达成“抽屉协议”，约定单独结算的，对售电公司与用户均存在巨大的法律风险。
将来售电公司如承担结算职能的情况下，用户侧欠费风险将由售电公司承担，因此有必要在售电协议中明确电费收取方式（如分期托收、预付电费等）、担保机制设置，以及迟延付款、违约责任、交叉违约责任等问题，最大程度减少电费收取、管理等造成的法律风险。
本文涉及的有关规定：
国家发改委办公厅《关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》（发改办经体〔2016〕1211号）
安徽结算通知：安徽省物价局、安徽省能源局《关于明确电力直接交易电费结算有关事项的通知》（皖价商〔2017〕33号）
内蒙指导意见：内蒙古自治区经济和信息化委员会《售电企业参与电力市场指导意见》
山西试点方案：山西省经济和信息化委员会、山西省发展和改革委员会《山西省放开增量配电业务试点方案》（晋经信电力字〔2016〕280号）
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