第一篇：国家能源局就《分布式交易试点通知》答记者问

国家能源局新能源司负责人就《关于开展分布

式发电

市场化交易试点的通知》答记者问

发布时间：2017-12-18 来源：国家能源局 大中小

近日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，引起行业广泛关注。为方便各方准确理解政策要求，推动分布式发电市场化交易试点工作顺利开展，《中国电力报》记者专访了国家能源局新能源司有关负责人，就《通知》内容进行了解读。

问：为什么开展分布式发电市场化交易试点？

答：分布式发电位于电力消费场所或与之相邻，所发电力无需远距离及升降压传输。与集中式发电供电方式相比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间资源占用的优点，特别是可就近利用清洁能源资源。2013年国家发展改革委发布《分布式发电管理暂行办法》，国家制定了支撑分布式发电的一系列政策。各级电网企业建立了服务分布式发电接入电网运行的制度和工作机制。

近年来，分布式发电发展逐步加快。但是，由于现有电力系统的技术体系、管理体制、市场机制是按集中式发电供电模式设计的，分布式发电所需的电网公共服务、电力市场交易机制以及政府管理体制仍存在较多缺失，分布式发电在电力利用方面的节能、经济性和安全性等优势还未充分发挥。国家发展改革委、国家能源局组织分布式发电市场化交易试点的目的是探索与分布式发电相适应的电网技术服务管理体系、电力交易机制和输配电价政策改革等，在试点探索和评估总结基础上，最终形成可普遍适用的分布式发电的技术、市场和政策体系。

问：分布式发电市场化交易是否仅限于“自发自用、余电上网”的项目？

答：分布式发电的特征是接入配电网运行且发电量在所接入的配电网内就近消纳，同时需要符合能效、环保、安全等方面的要求。《通知》未对分布式发电作“自发自用、余电上网”的限定。除了“自发自用、余电上网”项目可开展交易，分散开发的光伏电站和风电场接入配电网符合《通知》规定条件和接网电压等级并就近消纳的项目都可以开展交易。

问：分布式发电市场化交易对项目规模有什么要求？

答：《通知》对参与分布式发电市场化交易的项目的规模，也就是向电网输入的最大功率作了限制：接网电压等级在35千伏及以下的项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦），之所以做这样的限定是为了确保分布式电源的发电量在接入电压等级范围内就近消纳。此外，也允许分布式电源接入110千伏配电网，项目容量可以超过20兆瓦但不高于50兆瓦，发电量在接入的110千伏电压等级范围内就近消纳。按照配电网的技术体系，一般最高的电压等级是110千伏，分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。110千伏以上的电压等级是220千伏，如果向220千伏侧反送功率，就不是分布式电源了，应对其按集中式电源管理。西北电网、东北电网的电压等级分级有些特殊，可参照上述电压等级划分方法。

问：分布式发电市场化交易机制是什么？

答：分布式发电项目单位（含个人）与配电网内就近符合交易条件的电力用户进行电力交易，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同，约定交易期限、交易电量、结算电价、“过网费”标准及违约责任等。分布式发电项目单位首先与能消纳其全部上网电量的电力用户进行交易，特殊情况也不排斥与一家以上电力用户交易。运营配电网的电网企业（含社会资本投资增量配电网的企业，以下简称电网企业）承担分布式发电的电力输送，并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。电网是一个电力输送、维持发用电平衡和系统稳定运行的平台，由于大多数分布式发电项目不能提供稳定发电，实际上电网企业要承担电力用户保底供电责任。

问：试点区域实行什么样的市场交易模式？

答： 一是直接交易模式。这也是本次试点的主推模式，分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。分布式发电项目自行选择符合交易条件的电力用户，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同，约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、所执行的“过网费”标准以及违约责任等。

二是委托电网企业代售电模式。分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格（即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价），扣除“过网费”（含网损）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。双方约定转供电的合作期限、交易电量、“过网费”标准、结算方式等。该模式主要是考虑有些分布式电源很小，如家庭（个人）屋顶光伏发电（3-20千瓦）；以及有些项目虽然容量较大，但自己没有能力或不愿花费精力寻找直接交易对象等原因，希望电网公司代理售电。关于综合售电价格，《通知》未作明确规定，留给试点地区的电网企业，由其结合实际确定分布式发电消纳范围，考虑所涉及电力用户的电价差别等因素确定。

三是电网企业按标杆上网电价收购模式。在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。该模式实际上是将电网企业作为分布式电源的购电方，主要考虑是在试点地区已经存在的分布式电源，现在已执行电网企业全额收购，也不一定非要改为前两种，而且在试点完成全面实行分布式发电市场交易后，如果有的地方依然选择电网企业统一收购分布式发电项目电量的模式，也应允许。还有特殊情况，直接交易的分布式发电项目失去了与其交易的用户或在就近范围不存在符合条件的交易对象，而所在区域又没有电网代售电模式，则分布式发电项目发电量仍应由电网企业收购，此时也是一个兜底方式。对分布式发电项目单位而言，这与现在电网企业按标杆上网电价收购没任何区别；但对电网企业而言，国家在补贴政策上要扣除未承担输电业务的上一电压等级的输电价格，其结果是减少了国家的补贴支出。

问：“过网费”标准确定原则是什么？

答：“过网费”是指电网企业为回收电网投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，考虑分布式发电交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳，执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级的过网费标准（即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价）。此时该分布式电源对电网运行的影响已扩大到上一级电压等级范围，已按接入上一级电压等级配电网对待，理应承担上一级电压等级的过网费。分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近，则“过网费”越少。

过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价－分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。例如，某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价－35千伏输配电价；若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价－110千伏输配电价。

问：“过网费”标准如何制定？

答：“过网费”由试点地区省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核定标准和办法，省级价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。但是按《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，对分布式光伏发电自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金，对此类分布式应落实好相关政策。“过网费”核定前，暂按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（含政策性交叉补贴）扣除分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价执行。

问：消纳范围如何认定？

答：分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易。开展试点的消纳范围可以是同一台区、同一座变电站（电压等级在110千伏及以下）、跨越不同变电站（变电站之间存在110千伏及以下的线路直接联系）等几个情形。但不宜跨更高电压等级消纳，即若变电站之间无110千伏及以下的线路直接互联，需要通过220千伏及以上电压等级转供的，不属于试点所推行的分布式发电市场所交易所适合的范围。为此，分布式发电市场化交易所涉及的最高电压等级不应超过110千伏。

各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市（县）电网企业及电力调度机构（含增量配电网企业）核定，报当地能源监管机构备案。由于分布式发电项目同一接入网点的容量后续可能变化，所接入变电站的年度平均用电负荷也是变动的，为此，电网企业每年都要对分布式发电项目所进行电力交易涉及的电压等级及范围核定。

问：如何组织分布式发电市场化交易？

答：一是建立分布式发电市场化交易平台。试点地区可依托省级电力交易中心设立市（县）级电网区域分布式发电交易平台子模块，或在省级电力交易中心的指导下由市（县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。在省级电力交易机构可以提供分布式发电市场化交易服务的条件下，可由省级电力交易机构承担，但该交易不同于常规电力交易，为此应制定专门的交易规则。考虑到分布式发电市场化交易是一种简易电力交易行为，如果市（县）级电网企业有能力组织，也可以将交易平台设在市（县）级电网企业，更便于将交易与电网运行、电费收缴、结算相衔接。

二是审核交易条件。符合市场准入条件的分布式发电项目，在已向当地能源主管部门办理项目备案的前提下，经电力交易机构进行技术审核后，就可与就近电力用户按月（或年）签订电量交易合同，在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易，购电方应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的用电量较大且负荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围。

问：分布式发电市场化交易平台应有哪些技术要求和条件？

答：一是分布式电力交易信息管理系统。交易平台应具备以下主要功能：申请参与分布式电力交易、递交双边电力交易合同、接受分布式售电方上网交易电量预测。交易平台负责对交易双方资格进行审核，对交易电量进行计量和结算。

二是分布式电量供需平衡管理。不要求分布式发电（尤其是光伏和风电）作为售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同，实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。调度机构（一般由地调承担或增量配电网调度机构承担）负责建立分布式发电（电量）交易结算系统，按月进行购售电量平衡并结算。

问：交易规则如何编制？

答：试点地区的省级发展改革委（能源局）与国家能源局派出机构，在省级电网公司技术支持下，编写区域分布式电力交易规则。交易规则应至少包括以下方面内容：一是交易模式，应说明选择哪一种交易模式，明确交易双方和电网企业的权利、责任和义务，提供交易合同的模板；二是电力电量平衡机制，主要是明确电网企业在分布式发电项目不能按预测发电或少发电时调用其他电力来源（如从上级电网购电）满足系统发用电平衡以及用户的可靠供电；三是电费收缴和结算，明确电网企业负责电力用户全部电量的计量和电费收缴，将交易部分电量扣除“过网费”后支付给分布式发电项目单位；四是“过网费”标准，应按《通知》中“过网费”核定原则，结合当地实际，明确不同消纳范围的“过网费”收缴。

问：电网企业应承担哪些责任和服务？

答：一是电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，只向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”；二是依托电力交易中心或市（县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构建设分布式发电市场化交易平台；三是电网企业及电力调度机构负责电力电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用，也就是说保障用户可靠供电仍由电网企业负责，仅仅是在电网企业与用户的电费结算中将分布式发电交易电量对应的电费在扣除过网费后转付给分布式发电项目单位；四是电网企业负责交易电量的计量和电费收缴，交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算；五是在实行可再生能源电力配额时，通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。

问：有关补贴政策标准如何确定？

答：纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电、风电度电补贴标准适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。度电补贴均指项目并网投运时国家已公布的标准，度电补贴标准降低是针对启动分布式市场化交易试点后建成投运的项目。享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量，补贴资金由电网企业转付，省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。

问：分布式发电市场化交易机制对电网企业的利益是如何考虑的？

答：电网是电力生产、输送和使用的公共平台。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持，提供发用电计量、电费收缴等服务，这些都增加电网企业的运营成本；特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格，与全部由电网企业供电相比，这部分电量对应的电网企业的售电（或输配电价）收入就减少了。由于分布式发电及市场化交易改变了电网的运营方式，给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果，需要在试点中监测评估并逐步厘清。一个基本的原则，在电力改革后，国家对电网企业实行准许收入管理，分布式发电市场化交易给电网企业增加的成本，全部计入核定区域输配电价的总成本予以回收。

第二篇：国家能源局职责

国家能源局

国家能源局共设综合、政策法规、发展规划、能源节约和科技装备、电力、煤炭、石油天然气、新能源和可再生能源、国际合作司九个司，编制112人。2013年3月，《国务院关于提请审议国务院机构改革和职能转变方案》将现国家能源局、国家电力监管委员会的职责整合，重新组建国家能源局，由国家发展和改革委员会管理；不再保留国家电力监管委员会。现任局长 吴新雄 机构属性

副部级单位发改委直属机构 总部地址 北京

1机构职责

（一）研究提出能源发展战略的建议，拟订能源发展规划、产业政策并组织实施，起草有关能源法律法规草案和规章，推进能源体制改革，拟订有关改革方案，协调能源发展和改革中的重大问题。

（二）负责煤炭、石油、天然气、电力（含核电）、新能源和可再生能源等能源的行业管理，组织制定能源行业标准，监测能源发展情况，衔接能源生产建设和供需平衡，指导协调农村能源发展工作。

（三）负责能源行业节能和资源综合利用，组织推进能源重大设备研发，指导能源科技进步、成套设备的引进消化创新，组织协调相关重大示范工程和推广应用新产品、新技术、新设备。[1]

（四）按国务院规定权限，审批、核准、审核国家规划内和计划规模内能源固定资产投资项目。

（五）负责能源预测预警，发布能源信息，参与能源运行调节和应急保障。

（六）负责核电管理，拟订核电发展规划、准入条件、技术标准并组织实施，提出核电布局和重大项目审核意见，组织协调和指导核电科研工作，组织核电厂的核事故应急管理工作。

（七）拟订国家石油储备规划、政策并实施管理，监测国内外石油市场供求变化，提出国家石油储备订货、轮换和动用建议并组织实施，按规定权限审批或审核石油储备设施项目，监督管理商业石油储备。

（八）牵头开展能源国际合作，与外国能源主管部门和国际能源组织谈判并签订协议，协调境外能源开发利用工作，按规定权限核准或审核能源（煤炭、石油、天然气、电力、天然铀等）境外重大投资项目。

（九）参与制定与能源相关的资源、财税、环保及应对气候变化等政策，提出能源价格调整和进出口总量建议。

（十）承担国家能源委员会具体工作。

（十一）承办国务院及国家发展和改革委员会交办的其他事项。[1] 2机构重组

2013年3月10日披露的国务院机构改革和职能转变方案指出，国务院将重新组建国家能源局，完善能源监督管理体制。方案提出，将现国家能源局、电监会的职责整合，重新组建国家能源局。主要职责是，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，研究提出能源体制改革建议，负责能源监督管理等。同时，不再保留电监会。改革后，国家能源局继续由发展改革委管理。发展改革委主要是做好国民经济和社会发展规划与能源规划的协调衔接。[2]

重新组建国家能源局

3历史沿革 国家能源局

国家能源局的前身可以追溯到新中国成立时设立的燃料工业部。1982年国务院能源委员会成立，承担能源行业监管职能。1988年能源部成立。1993年能源部撤消。

2008年成立国家能源局，下辖11个局机关。现任局长是吴新雄。

2010年1月28日，为加强能源战略决策和统筹协调，国务院决定成立国家能源委员会。国务院总理温家宝任主任，国务院副总理李克强任副主任。[3]

国家电监会

国家电力监管委员会前身可以追溯到1955年设立的电力工业部。1988年电力管理相关职能划入新成立的能源部。

2003年国家电监会成立，开始履行电力市场监管者的职责，共有9个内设机构。现任电监会主席是吴新雄。[3]

4机构设置 内设机构

根据上述职责，国家能源局设9个内设机构（副司局级）：

（一）综合司。负责机关日常运转和人事、党群、监察、财务、资产管理、离退休干部工作;承担能源行业统计、预测预警工作;承担政务公开、新闻发布等工作。

（二）政策法规司。研究能源重大问题;组织起草有关能源法律法规和规章草案;承担有关规范性文件合法性审核工作;承担相关行政复议、行政应诉工作。

（三）发展规划司。研究提出能源发展战略的建议;组织拟订能源发展规划、计划和产业政策;承担能源综合业务;承担能源体制改革有关工作。

（四）能源节约和科技装备司。指导能源行业节能和资源综合利用工作;承担科技进步和装备相关工作;组织拟订能源行业标准。

（五）电力司。拟订火电、核电和电网有关发展规划、计划和政策并组织实施;承担电力体制改革有关工作;组织核电厂的核事故应急管理工作。

（六）煤炭司。承担煤炭行业管理工作;拟订煤炭开发、煤层气、煤炭加工转化为清洁能源产品的发展规划、计划和政策并组织实施;承担煤炭体制改革有关工作;协调有关部门开展煤层气开发、淘汰煤炭落后产能、煤矿瓦斯治理和利用工作。

（七）石油天然气司（国家石油储备办公室）。承担石油、天然气行业管理工作;拟订油气开发、炼油发展规划、计划和政策并组织实施;承担石油天然气体制改革有关工作;承担国家石油储备管理工作，监督管理商业石油储备。

（八）新能源和可再生能源司。指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展;组织拟订新能源、水能、生物质能和其他可再生能源发展规划、计划和政策并组织实施。

（九）国际合作司。承担能源国际合作工作;拟订能源对外开放战略、规划及政策;协调境外能源开发利用;承担机关外事工作。机关党委负责机关和直属单位的党群工作，办事机构设在综合司。

国家能源局前身、原国家发改委能源局机构设置：综合处、信息政策处、电力处、煤炭处、石油天然气处、石油储备办、可再生能源处、国际合作处。[1]

第三篇：国家能源局关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知

国家能源局关于申报分布式

光伏发电规模化应用示范区的通知

国能新能〔2012〕298号

各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委：

近年来，太阳能光伏发电技术迅速进步，相关制造产业和开发利用规模逐渐扩大，已经成为可再生能源发展的重要领域。光伏发电适合结合电力用户用电需要，在广大城镇和农村的各种建筑物和公共设施上推广分布式光伏系统。特别在用电价格较高的中东部地区，分布式光伏发电已经具有较好的经济性，具备了较大规模应用的条件。为落实可再生能源发展“十二五”规划，促进太阳能发电产业可持续发展，我局将组织分布式光伏发电应用示范区建设。现就有关事项通知如下：

一、根据全国可再生能源发展“十二五”规划和太阳能发电发展“十二五”规划，请各省（区、市）选择具有太阳能资源优势、用电需求大和建设条件好的城镇区域，提出分布式光伏发电规模化应用示范区的建设方案。

二、示范区的分布式光伏发电项目应具备长期稳定的用电负荷需求和安装条件，所发电量主要满足自发自用。优先选择电力用户用电价格高、自用电量大的区域及工商企业集中开展应用示范。同时，选择具备规模化利用条件的城镇居民小区或乡镇（村）开展集中应用试点。

三、鼓励采用先进技术并创新管理模式，特别是采用智能微电网技术高比例接入和运行光伏发电，不断创新微电网建设和运营管理模式。

四、国家对示范区的光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，国家对自发自用电量和多余上网电量实行统一补贴标准。项目的总发电量、上网电量由电网企业计量和代发补贴。分布式光伏发电系统有关技术和管理要求，国家能源局将另行制定。

五、电网企业要配合落实示范区分布式光伏发电项目接入方案并提供相关服务，本着简化程序、便捷服务的原则，规范并简化分布式光伏发电接入电网标准和管理程序，积极推进分布式光伏发电的规模化应用。

六、各省（区、市）可结合新能源示范城市、绿色能源县和新能源微电网项目建设，抓紧研究编制示范区实施方案。首批示范区在若干城市相对集中安排。每个省（区、市）申报支持的数量不超过3个，申报总装机容量原则上不超过50万千瓦。

七、鼓励各省（区、市）利用自有财政资金，在国家补贴政策基础上，以适当方式支持分布式光伏发电示范区建设。

八、请各省（区、市）能源主管部门于10月15日前上报分布式光伏发电示范区实施方案。国家能源局将根据专家评审结果确定并批复示范区名单及实施方案。电网企业按批复的示范区实施方案落实相应电网接入和并网服务。

国家能源局

2012年9月14日

第四篇：财政部 国家税务总局负责人就营业税改征增值税试点答记者问

财政部 国家税务总局负责人就营业税改征增值税试点答记者问

【发布日期】： 2011年11月17日

【来源】：国家税务总

局办公厅

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1.为什么要将征收营业税的行业改征增值税？这一重大税制改革对经济社会发展有哪些积极作用？

答：增值税自1954年在法国开征以来，因其有效地解决了传统销售税的重复征税问题，迅速被世界其他国家采用。目前，已有170多个国家和地区开征了增值税，征税范围大多覆盖所有货物和劳务。我国1979年引入增值税，最初仅在襄樊、上海、柳州等城市的机器机械等5类货物试行。1984年国务院发布增值税条例（草案），在全国范围内对机器机械、汽车、钢材等12类货物征收增值税。1994年税制改革，将增值税征税范围扩大到所有货物和加工修理修配劳务，对其他劳务、无形资产和不动产征收营业税。2009年，为了鼓励投资，促进技术进步，在地区试点的基础上，全面实施增值税转型改革，将机器设备纳入增值税抵扣范围。

当前，我国正处于加快转变经济发展方式的攻坚时期，大力发展第三产业，尤其是现代服务业，对推进经济结构调整和提高国家综合实力具有重要意义。按照建立健全有利于科学发展的财税制度要求，将营业税改征增值税，有利于完善税制，消除重复征税；有利于社会专业化分工，促进三次产业融合；有利于降低企业税收成本，增强企业发展能力；有利于优化投资、消费和出口结构，促进国民经济健康协调发展。2.为什么选择在上海市的交通运输业和部分现代服务业进行改革试点？

答：营业税改征增值税涉及面较广，为保证改革顺利实施，在部分地区和部分行业开展试点十分必要。上海市服务业门类齐全，辐射作用明显，选择上海市先行试点，有利于为全面实施改革积累经验。

选择交通运输业试点主要考虑：一是交通运输业与生产流通联系紧密，在生产性服务业中占有重要地位；二是运输费用属于现行增值税进项税额抵扣范围，运费发票已纳入增值税管理体系，改革的基础较好。选择部分现代服务业试点主要考虑：一是现代服务业是衡量一个国家经济社会发达程度的重要标志，通过改革支持其发展有利于提升国家综合实力；二是选择与制造业关系密切的部分现代服务业进行试点，可以减少产业分工细化存在的重复征税因素，既有利于现代服务业的发展，也有利于制造业产业升级和技术进步。

3.财政部和国家税务总局为这次试点印发了一个办法和两个规定，请问其主要内容是什么？

答：为了贯彻落实国务院关于先在上海市交通运输业和部分现代服务业开展改革试点的决定，根据经国务院同意的《营业税改征增值税试点方案》，财政部和国家税务总局印发了《交通运输业和部分现代服务业营业税改征增值税试点实施办法》、《交通运输业和部分现代服务业营业税改征增值税试点有关事项的规定》和《交通运输业和部分现代服务业营业税改征增值税试点过渡政策的规定》等文件，自2012年1月1日起施行。

试点实施办法明确了对交通运输业和部分现代服务业征收增值税的基本规定，包括纳税人、应税服务、税率、应纳税额、纳税时间和地点等各项税制要素。

试点有关事项的规定是对试点实施办法的补充，主要是明确试点地区与非试点地区、试点纳税人与非试点纳税人、试点行业与非试点行业适用税种的协调和政策衔接问题。

试点过渡政策的规定主要是明确试点纳税人改征增值税后，原营业税优惠政策的过渡办法和解决个别行业税负可能增加的政策措施。

4.为什么说营业税改征增值税是一项重要的结构性减税措施？改征后的增值税收入如何确定归属？

答：根据规范税制、合理负担的原则，通过税率设置和优惠政策过渡等安排，改革试点行业总体税负不增加或略有下降。对现行征收增值税的行业而言，无论在上海还是其他地区，由于向试点纳税人购买应税服务的进项税额可以得到抵扣，税负也将相应下降。

根据现行财政体制，增值税属于中央和地方共享税，营业税属于地方税。试点期间，维持现行财政体制的基本稳定，营业税改征增值税后的收入仍归属试点地区。5.改革试点为什么新增了11％和6％两档低税率？

答：按照试点行业营业税实际税负测算，陆路运输、水路运输、航空运输等交通运输业转换的增值税税率水平基本在11％－15％之间，研发和技术服务、信息技术、文化创意、物流辅助、鉴证咨询服务等现代服务业基本在6％－10％之间。为使试点行业总体税负不增加，改革试点选择了11％和6％两档低税率，分别适用于交通运输业和部分现代服务业。

目前实行增值税的170多个国家和地区中，税率结构既有单一税率，也有多档税率。改革试点将我国增值税税率档次由目前的两档调整为四档，是一种必要的过渡性安排。今后将根据改革的需要，适时简并税率档次。

6.改革试点期间将如何做好增值税与营业税之间的制度衔接？对现行营业税优惠政策有哪些过渡安排？

答：由于增值税和营业税的制度差异，加之本次改革试点仅在个别地区的部分行业实施，必然带来试点地区与非试点地区、试点行业与非试点行业、试点纳税人与非试点纳税人之间的税制衔接问题。为妥善处理好这些问题，试点文件从三个方面做出了安排：

一是不同地区之间的税制衔接。纳税地点和适用税种，以纳税人机构所在地作为基本判定标准。试点纳税人在非试点地区从事经营活动就地缴纳营业税的，允许其在计算增值税时予以抵减。

二是不同纳税人之间的税制衔接。对试点纳税人与非试点纳税人从事同类经营活动，在分别适用增值税和营业税的同时，就运输费用抵扣、差额征税等事项，分不同情形做出了规定。

三是不同业务之间的税制衔接。对纳税人从事混业经营的，分别在适用税种、适用税率、起征点标准、计税方法、进项税额抵扣等方面，做出了细化处理规定。

为保持现行营业税优惠政策的连续性，试点文件明确，对现行部分营业税免税政策，在改征增值税后继续予以免征；对部分营业税减免税优惠，调整为即征即退政策；对税负增加较多的部分行业，给予了适当的税收优惠。

7.纳税人在改革前需要做哪些准备？从什么时候开始缴纳增值税？

答：从现在到试点实施还有1个多月的时间，希望进行试点的纳税人及时了解掌握改革试点的相关政策，积极参加税务机关组织的纳税辅导培训，调整与改革试点相关的财务管理方法，提前做好一般纳税人认定等方面的准备工作。

上海市试点纳税人自2012年1月1日起提供的交通运输业和部分现代服务业服务，应按规定申报缴纳增值税，在此之前提供的，仍然按原规定缴纳营业税。例如，按月申报的试点纳税人，2012年1月申报缴纳的是2011年12月实现的营业税，2012年1月实现的增值税应于2月申报缴纳。

8.在上海市交通运输业和部分现代服务业开展改革试点后，对下一步推进改革试点有哪些考虑？

答：作为改革迈出的第一步，上海市开展试点具有全国性示范意义。我们将密切跟踪上海市试点运行情况，认真总结试点经验，逐步扩大试点范围，力争在“十二五”期间将改革逐步推广到全国范围。

第五篇：外汇局就货物贸易外汇管理制度改革试点问题答记者问

外汇局就货物贸易外汇管理制度改革试点问题答记者问

2011年12月07日18:24 来源：新华网 手机看新闻

自２０１１年１２月１日起，我国在江苏、山东等七个省（市）启动了货物贸易外汇管理制度改革试点。国家外汇管理局有关负责人７日就改革试点相关问题接受了记者采访。

问：当前形势下，国家外汇管理局等三部门推出货物贸易外汇管理制度改革试点的主要考虑是什么？

答：在此项货物贸易外汇管理制度改革前，货物贸易外汇管理的核心是进出口核销管理。进出口核销管理制度自上世纪９０年代初建立以来，在相当长一段时间内与我国宏观经济形势和国际收支状况相适应，对促进国际收支平衡，防范跨境资金流动风险发挥了重要作用。

近年来，我国涉外经济快速发展，对外贸易的规模、方式和主体都发生了巨大的变化，以“一一对应、逐笔审核”为基础的进出口核销管理方式也亟待改变。为此，国家外汇管理局积极适应形势变化，转变外汇管理理念和方式，在充分调研的基础上，与国家税务总局、海关总署联合推出货物贸易外汇管理改革试点，构建以总量筛选、动态监测、分类监管为特点的新型管理模式，并对出口退税和出口报关管理进行了相应调整。改革货物贸易外汇管理制度，有助于进一步提高贸易便利化水平，提升外汇管理手段，防范外汇收支风险。

问：如何理解此次货物贸易外汇管理制度改革试点所构建的便利化与风险管理相结合的新型管理模式？

答：所谓便利化与风险管理相结合，是指既简化贸易收付汇手续和业务办理流程，引导和激励企业合规守法经营，同时又提升货物贸易外汇管理手段，防范外汇收支风险。

货物贸易外汇管理制度改革在企业确认知晓相关政策法规及对应权利义务的基础上，简化管理流程，对绝大多数企业办理货物贸易外汇收支实施便利政策，包括进一步简化进口付汇单证审核的要求，取消出口收汇核销和出口收结汇联网核查手续，大幅取消货物贸易项下的行政许可项目等。

同时，对货物贸易外汇收支实施全面核查和分类管理，依据业务合规情况对企业进行分类并动态调整，筛选出极少数异常、可疑的经济主体，并对其进行重点监管，改变过去“一人生病、全体吃药”的制度安排模式。

问：货物贸易外汇管理制度改革有利于“藏汇于民”，但是否会削弱国家对“热钱”的管控？

答：这一改革在便利企业、银行等市场主体的同时，还进一步提高管理针对性，加强外汇收支风险监管。

这主要体现在：首先，外汇局等监管部门能够及时、全面掌握企业进出口货物流和收付汇资金流数据。其次，外汇局可全口径监测企业对外贸易货物流和资金流的整体匹配情况，借助技术手段筛选存在可疑及违规行为的企业并开展现场核查。第三，加强了对存在可疑及违规行为的企业在贸易收支单证审核、业务类型、结算方式、办理程序等方面的监管。第四，对企业实施动态分类管理，外汇局可根据企业合规情况对企业分类进行调整。

问：有媒体报道称，此次货物贸易外汇管理制度改革将大幅减轻企业负担，简化银行日常业务审核。请问，主要体现在哪些方面？

答：这主要体现在：一是企业出口收汇无需办理联网核查，出口退汇无需逐笔办理事前核准，进口付汇需提交银行审核的单证也大幅简化，同时，向税务部门申报出口退税时无需提供纸质出口收汇核销单。二是企业出口收汇后无需再向外汇局办理核销手续。三是企业与外汇局之间建立实时的信息交互平台，企业绝大多数的信息报送、业务报告实现网上办理。四是将贸易收付汇核查系统、出口收结汇联网核查系统等整合为货物贸易外汇监测系统，便利银行办理服务。五是减少行政许可项目，由原来的６项减少为名录登记、Ｃ类企业登记管理２项。

问：我们注意到，《关于货物贸易外汇管理制度改革试点的公告》中提出，把企业分为Ａ、Ｂ、Ｃ三类并实施动态管理。请问，这样做的考虑是什么？企业应如何做才能真正获得政策便利？

答：改革试点后，外汇局对进出口企业实施主体分类管理。从过去货物贸易外汇监管的经验来看，大多数进出口企业能够合规守法经营。因此，外汇局将大多数正常、合规经营的企业作为Ａ类，享受各项便利化的政策措施。同时，外汇局通过全面实现非现场监测以及现场核实、调查，将存在可疑及违规行为的企业确定为Ｂ类或Ｃ类进行重点监管。这样，可以将外汇局有限的监管力量集中于少数管理对象，通过针对少数企业的严格管理，形成威慑力，引导和激励企业合规守法经营。

货物贸易外汇管理改革后，绝大多数合规守法经营的企业，办理货物贸易外汇收支业务均可享有最大程度的便利。只要企业对外贸易活动具有真实、合法的交易基础，能够按照相关法规要求提供必要证明材料，及时报告可能导致贸易外汇收支与进出口不匹配的交易，企业就能充分享受改革带来的政策便利。