日前，国家发展改革委、国家能源局共同印发《关于云南增量配售电业务改革有关问题的复函》（以下简称《复函》），对云南省配售电业务开展中遇到的问题作出解答。
这一《复函》的公开印发，不仅对云南电改的顺利推进提供指导，也对各地开展配售电业务改革具有重要指导意义。
增量配电网建设项目实施主体如何确定？
2016年，国家发展改革委、国家能源局先后联合印发《有序放开配电网业务管理办法》和《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，明确了增量配网项目管理和运营的相关程序、要求，确定了首批增量配电业务改革试点项目，规范了试点范围、项目核准、主体确定、供电责任、配电网运营等试点项目工作。
针对未列入首批试点项目名单的项目，《复函》对其增量配电业务实施主体的资格获得渠道进行再次明确。
──未列入首批试点名单又符合条件的项目，可加快推广增量配电改革。
──既有的拥有配电网存量资产绝对控股权的项目业主（除电网企业存量资产外），可直接向地方能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主，向国家能源局派出能源监管机构申请领取电力业务许可证（供电类）。
──《有序放开配电网业务管理办法》印发前地方政府已开展的增量配电试点项目，按照之前已明确的项目业主、供电范围、建设计划抓紧推进。《有序放开配电网业务管理办法》印发后新发生的项目，地方政府应按照该办法，履行相关的业主确定程序。
增量配电网配电费的核定标准应如何确定？
2016年底，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》明确提出，配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
在这一文件的指导下，《复函》再次强调，增量配电网接入省级电网公用网络，应当按照接入点电压等级执行省级电网共用网络输配电价。增量配电网内电力用户的配电价格，按用户所在电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
以云南电网输配电价的相关规定为例，如增量配电网接入110千伏变电站的10千伏出线端，应执行10千伏输配电价，即0.1692元/千瓦时；若接入110千伏变电站的高压侧，则应执行110千伏输配电价，即0.07元/千瓦时。
增量配电网项目如何获得接入电网的权利？
针对昆明配售电有限公司提出的增量配电网并网难的问题，《复函》强调，按照《有序放开配电网业务管理办法》要求，配电网运营者享有公平接入电网的权利，电网企业应按照电网接入的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。
同时，《复函》指出，因并网互联产生争议的，可以按照《电力并网互联争议处理规定》（电监会令21号），提请国家能源局派出能源监管机构处理。
在此基础上，国家能源局将进一步组织编制接入电网管理办法，制定《电网公平开放监管办法》，修订《电力市场监管办法》，进一步明确电网接入原则和流程，完善监管措施，进一步加强对电网企业等有关市场主体的监管，维护公平、公正、公开的市场秩序。同时，鼓励试点地区探索制定配电网接入相关办法，明确配电网接入标准。
电力业务许可证与建设实体资料的相互关系是什么？
据《关于对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项的通知》要求，拥有配电网运营权的售电公司需依法取得电力业务许可证（供电类），方可从事相关电力业务。
同时，取得电力业务许可证并非开展配电网实体建设的前置条件。配售电企业可先行开展配电网络建设相关工作，待具有与申请从事的电力业务相适应的配电网络和营业网点后，提供配电区域证明材料、地理平面图及其他申请材料，再申请电力业务许可证（供电类）。
非电网企业所有的存量电力资产应如何处理？
目前，昆明市仍存有一定体量的政府投资建设的非电网企业所有的电网资产，不仅无法实现投资收益，企业还要负担相应的维修费用。同时，电力用户仍需缴纳该部分存量电力资产的过网费。
对于这类问题，2016年印发的《有序放开配电网业务管理办法》即明确规定，“除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用于本办法”“拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务。”
在这一文件指导下，地方政府投资建设的电网资产依法转让给配售电企业的，配售电企业应当按照《有序放开配电网业务管理办法》的规定，取得电力业务许可，开展配电业务。
配售电业务进行结算的具体流程是什么？
针对配售电公司与用户结算、开票、与电网企业结算等具体流程，国家发展改革委在《关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》中已作出明确解释，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。
在此基础上，地方政府可根据国家发展改革委上述意见，研究制定本地实施细则。
电力市场化交易的公平竞争应如何保证？
目前，电力市场交易中存在电网企业以“代报”的方式参与竞争的现象。一方面，电网企业对社会资本售电公司形成压倒性竞争优势，另一方面，流失到其他售电公司的电力用户所受干扰日渐增加。
《复函》强调，要贯彻中发9号文明确的“管住中间、放开两头”的电力体制改革架构，推进售电侧改革。
国家发展改革委、国家能源局将进一步加强监管，坚决打击任何市场主体违反公平竞争，阻挠改革进程的做法。同时，适时组织开展改革成效评估，如电网企业售电公司在竞争性售电业务领域确实处于垄断地位，阻碍市场公平竞争，将及时调整完善相关政策，促进电力市场交易的公正、公平。
售电公司交纳保证金是否必要？
按照云南省2017年交易规则规定，售电公司不仅要缴纳数百万元的保证金，还需承担用电客户10%的偏差电费，不仅交易风险大大提升，流动资金进一步缩减，企业生存日渐艰难。
针对这一规定，《复函》表示，售电侧改革初期，试点地区可以根据本地售电侧市场竞争程度、市场主体条件等情况，自行决定是否采取征收保证金等措施降低违约风险。对尚无结算职能的售电公司，可不收取保证金，以体现权责对等。收取保证金要依法进行，保证金标准要合理设定，以保护市场主体的积极性。
试点地区还应结合信用体系建设，积极探索保证金以外其他鼓励市场主体诚信守约的政策措施。
