售电侧改革下省级电网电费结算体系创新

2018-09-14

新商务周刊 2018年18期

长期以来，我国电力市场的售电业务都是由传统电网企业经营，除了参与大用户直接交易的用户外，所有用户都只面对电网公司。售电侧改革，就是要在售电环节引入其他市场主体共同参与销售业务，从而形成竞争性市场，赋予电力用户自由选择权。

1 售电公司电费结算原则

1.1 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。

1.2 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的市场交易电量（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）。

1.3 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：

2 售电公司经营存在的问题

2.1 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54 18）。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。

2.2 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。

2.3 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。

3 构建省级电费结算模式创新

3.1 组织架构变革

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。

3.2 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，安徽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3188份结算合同签订，及时开展4479户零售用户电费结算，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。