摘要：本文主要针对售电侧改革下省级电网电费结算体系展开分析，思考了售电侧改革下省级电网电费结算体系的创新方法和创新的措施，提出了一些可行的建议，可供今后参考。
关键词：售电侧改革；省级电网；电费结算；体系；创新
在现有的体制和体系下，我们必须要进一步对售电侧改革下省级电网电费结算体系进行分析，进一步提高售电侧改革下省级电网电费结算体系的科学性和有效性，才能够保证其发挥更好的效果。
1、目前我国售电侧改革的现状和形势
目前的电价改革，在方向上虽然最终目标是完全市场化价格运行机制，但为照顾低收入群体的承受能力、支持重点行业和关键领域的用电成本等，在电价市场化改革过程中引入了分步过渡的思路，然后实行真正的完全市场化。这种电价内涵对低收入群体、重点和关键行业的价内补贴性职能：一方面造成了煤电联动机制取消后的发电行业整体亏损问题；同时在当前的电力生态布局下，隐含价内补贴的电价过渡机制，扭曲了电价的价格形成机制，导致了电力系统承担了诸多社会功能而无法完全市场化。另一方面，电价未能有效市场化改革，客观上牵制了售电侧输配分离和配售分离的市场化改革，强化了电网公司的垄断强势。
2、售电公司电费结算特点
国际上，成熟的电力市场基本都设有批发和零售市场。批发市场一般进行发电企业的电能销售业务，购买发电企业电能的市场主体包括电网企业、售电公司和直接交易的电力用户。零售市场是售电公司将电能销售给终端用户的重要平台。
电费计算原则。售电公司代理所属电力客户在批发市场向发电企业购电，其申报的电量依据来源于售电公司所属电力客户实用电量。理想情况下，参与市场的电力客户实用电量都由发电企业提供，并按照直接交易价格进行结算。由于发用双方电量是难以精准平衡的，如发电机组检修无法发电导致直接交易合同无法履行。因此国家在市场化交易中确定一些电量电费计算原则。
市场交易电量确定原则。参与电力市场的市场主体包括发电企业、供电企业、售电企业(电力用户)等。发电企业发出的电量(发电量)通过供电企业输配电网络(损耗电量)输送至售电企业所属电力用户用电(用电量)，同时发电企业和售电公司还通过市场化合同签订来确定市场交易电量(合同量)。由于电网架构及电力传输等原因，发电量、用电量、合同量之间并不相等，即使在最理想的状态下，因为损耗电量存在，三者也无法相等。故在市场规则设计上，提出两项原则。一是考虑到损耗电量计算复杂性，故将全网损耗电量换算成损耗电价摊在输配电价中，用损耗价格体现损耗电量。二是剔除损耗电量干扰因素后，市场交易电量取发电量、用电量和合同量三者最小值。即市场交易电量=最小值(发电量、用电量、合同量)。
市场交易价格确定原则。参与电力市场交易的购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成，即市场化购电价格=市场交易价格+输配电价(含线损)+政府性基金。因市场交易电量取发电量、用电量和合同量三者最小值，故对于溢出市场交易电量的用电量部分(即余缺电量)执行目录电价(政府定价)。
市场化电费计算及清分原则。由以上两原则可以推导出，售电公司在批发市场需要支付的市场化购电费计算公式如下:
购电费=市场交易电量×市场化购电价格+余缺电量×目录电价
售电公司向其签约的电力用户原则上会明确销售电价，即售电电费=(市场交易电量+余缺电量)×销售电价，销售电价可能依据市场化购电价格相应调整。
售电公司经营特点及问题
零售市场是售电公司将电能销售给终端用户的重要平台。由于同一售电公司可以在多个供电营业区售电，故因此售电公司天然具有跨区经营特点，这对现有的属地化管理电费结算模式提出挑战。
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交易单元和营销用户单元匹配问题。举例来说，售电公司与发电企业签订交易形成交易单元(如交易ID为00001)，但售电公司组成交易单元的零售用户来自不同的市县供电公司，如A市a用户(如a用户编号为5110)，如B市b用户(如b用户编号为5312)，如C市c用户(如c用户编号为5418)。则在交易结算前，需要将交易单元与分属不同地市的用户组群绑定。这绑定工作势必由省公司负责统一实施。
直接交易电量汇总和电量分割问题。接上述例子分析，售电公司与发电企业在批发市场形成交易，售电公司用电量由不同区域的a用户、b用户和c用户构成，故新增电量汇总业务。按上述例，如果a用户(用电量500万)、b用户(用电量400万)和c用户(用电量200万)之和1100万大于合同量(1000万)，则确定直接交易电量为1000万千瓦时，这1000万分配到a、b、c三用户是采用均分电量还是采取优先级分配，需要电量分割策略中予以明确。同样地，如果用户用电量过于大，需要和多个发电厂形成交易，一样需要电量汇总和电量分割处理。这电量汇总和电量分割工作势必由省公司负责统一实施。
直接交易电费清分问题。根据例子，直接交易电费清分工作涉及到发电厂、售电公司、电网企业和不同区域的用户，而基层公司不掌握交易过程全部，故电费清分势必由省公司负责统一实施。
因此，售电公司电费结算特点及要求是:首先，结算环节多出了交易关系管理、电量汇总及电量分割和电费清分分配管理等。其次，售电公司代理不同基层公司所属的电力客户在省级电力交易平台从事市场交易活动，而单一的基层公司无法掌握售电公司经营全部，势必需要由省电力公司负责结算。最后，电力交易公司属于全省市场交易集中管理单位。
由于电厂、用户、售电公司等三方结算户数多、价格体系复杂，一厂一价，一月一价，电网与电厂、用户和售电公司的业务结算和价格管理工作量激增，电力交易公司需要省电力公司提供更加准确的结算信息，实现一对一信息交互，避免出现一对多体系下存在导致信息传递效率低、质量差的问题。
3、构建省级电费结算模式
针对售电公司电费结算特点及要求，构建省级电费结算模式主要做法有:
组织架构变革。省公司层增设电费结算室。这一机构变革符合集约化、扁平化、专业化方向，进一步压缩管理层级，缩短管理链条，打破了原有“小而全”的属地化电费结算业务格局，加强省级营销、交易、财务等相关专业的横向流程贯通，实现批发交易市场、零售交易市场纵向流程贯通，对进一步提高供电服务水平和客户满意度，推动“三集五大”体系完善提升具有重要意义。
电费结算流程优化。成立电费结算室，有效衔接批发市场和零售市场电费结算。
技术平台交互规则调整。依据售电公司电费结算流程和业务规则，为支撑市场化售电业务应用(营销系统)和全国统一电力市场平台(交易平台)集成，进一步营销与交易交互信息规则。
2017年，已有一些省份的电力公司开展了面向售电侧放开后的省级电费结算体系建设工作，完成了售电公司合同管理、交易关系匹配管理、电费结算规则管理和电费结算流程再造，全年完成大量的结算合同签订，及时开展零售用户电费结算，实现“加快完善市场化售电业务办理规则和流程，打通营销、交易、财务的业务通道，打造高效便捷的电费结算体系”的工作要求，促进了公司内部专业管理和对外服务水平的全面提升，确保市场交易电费结算业务高度融合、客户需求快速响应、服务质量可靠优质。
4、结束语
综上所述，本文主要针对售电侧改革下省级电网电费结算体系展开了分析，思考了售电侧改革下省级电网电费结算体系的创新的思路和具体的创新的对策，可供今后参考和借鉴。
参考文献：
[1]何青，高效，张文月，陈国平，何永秀.美国德州电力市场零售电价套餐体系及启示[J].供用电，2018(12):50-55.
[2]阮正波，耿翠荣.售电公司税收政策研究[J].纳税，2018，12(31):1-3.
论文作者:唐文斌
论文发表刊物:《电力设备》2018年第28期
论文发表时间:2019/3/27
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