购售电一体化电费结算管理新模式获奖科研报告

购售电一体化电费结算管理新模式获奖科研报告【摘要】随着电力市场化改革深入推进，以及国家电网公司建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略的实施，电力公司以客户为中心，市场为导向，加快组建省营销服务中心，推动购售电费省级集约核算，建立购售电一体化电费结算管理新模式，有效支撑电力现货市场交易电费结算要求，持续提升电费管理精益化水平。

【关键词】购售电;一体化;电费结算

一、三大问题亟待解决电费结算改革提上日程

电力公司电费管理体系面临一些亟需通过改革解决的问题。一是亟需理清电费结算业务职责界面，将电网企业承担电费结算、执行政府定价政策、履行交叉补贴等电费结算职责落实到位。二是发电侧和售电侧电费背靠背结算方式，可能出现售电公司交易亏损、电网企业垫付等问题，电费资金业务链条长，在途资金缺乏监控，必须加强防范市场电费资金风险。三是电力现货市场将大幅增加结算复杂度和工作量，交易按照每15分钟频次交易、节点法出清，附加有阻塞处理、偏差处理、价格上限等复杂规则，现有电费管理信息系统难以适应电力现货市场结算要求。

二、明确交易结算界面组建电费核算业务部

高标准组建核算业务部。高效推进省营销服务中心实体化运营，成立省营销服务中心筹建工作领导小组和工作小组，领导小组由公司分管副总经理担任组长，全过程审核确定筹建工作方案，研究解决筹建过程重大问题。建立电费核算业务部、电费账款部，2020年9月，首批30名电费集约人员全部到岗到位，完成市场化客户交易结算任务移交;完成电厂基础档案信息线上维护及地方电厂购电费线上试算，实现购电侧和电源侧抄核收支全业务线上处理和核算业务省级集约管控。

进一步明确业务职责界面。依据《关于总部有关部门职责和北京电力交易中心有限公司机构编制调整的通知》（国家电网人事[2020]384号）要求，对接省公司各业务职能部门、省交易中心以及其他营销支撑机构，明确省营销服务中心负责各类发电企业、电网企业、售电公司、市场化交易用户电费核算;负责与发电企业、售电公司、市场化交易用户出具并核对电费账单。编制市场化交易电费结算、电费回收、账务管理等业务实施细则，修订电费抄核收相关管理办法，重构业务流程与管控方式，全面完成市场化交易电费结算职责界面划分。

深度参与电力市场建设。积极参与电力中长期交易规则、现货交易规则以及零售市场交易规则制定，推动政府将计量装置改造费用纳入输配电价疏导范围，编制《现货电量拟合办法》并被能监办采纳。牵头完成国网公司《电力市场化交易电费结算业务基本规范》编制，明确中长期、现货两种模式下的电费结算流程。促请政府优化2021年市场主体准入条件，拥有自备电厂的企业承担政府性基金和政策性交叉补贴后，参与市场交易;鼓励地方公用燃煤热电联产机组进入市场;有序放开集中式新能源发电机组进入市场。

三、优化电费结算流程加快电费核算省级集约

开展全省4700万客户购售同期抄表调整。编制购售电同期抄表操作方案，制作高低压用户按自然月抄表告知书、宣传视频短片，更新95598知识库和话术，通过公司官方微信公众号、地方媒体全面开展按自然月抄表宣传，高压客户采取逐户送达、签收告知书的方式进行告知，并完成补充协议签订工作。2020年6月1日实现按自然月购售同期抄表，将全部发用电侧客户抄表时间统一至次月1日，有效提高市场交易双方电量预测准确性，高效支撑电力市场化交易和现货连续结算运行。

明确发电侧购电费结算流程。中长期交易模式下，交易中心根据直调电厂中长期合约电量、电价进行清分，清分结果发送至省营销服务中心，营销服务中心进行电费核算并发送至财务部门进行结算。现货交易模式下，调控中心负责现货交易量、价出清，并将出清结果发送交易中心，交易中心负责按照中长期合約和现货出清结果，清分发电侧量、价结算依据，营销服务中心按照交易中心出具的结算依据计算审核电费，并将购电费推送财务系统进行结算。

建立售电侧“日清月结”电费结算流程。中长期交易模式下，交易中心按照市场化用户中长期合约、省外购电进行电量、电价清分并将结果传送省营销服务中心，营销服务中心计算市场交易电量电费，累加输配电费、基本电费、力调电费、政府性基金及附加后形成用户最终结算账单。现货交易开展后，省营销服务中心按照“日清月结”及“月清月结”的模式开展电费结算，即每日采集电量、月度进行电费清算。对于零售客户，根据售电公司与代理用户签订的零售合同（套餐）进行结算;对于批发客户，根据交易中心回传的清分电量、电价进行结算。

四、搭建购售电一体化平台强化全环节数字化管理

搭建购电费核算微应用服务。为满足不同发电企业计费规则，如同一块电能表正反向相减、不同发电客户之间抵扣电量、计费配置条件判断语句等要求，基于营销数据中心，l电力公司将购电侧各类业务的计费算法进行集中共享，打造统一的购电费核算计费平台，提供电厂机组档案管理、远程自动化抄表核算、计费规则个性化配置、购电费账单生成及报表管理等34项功能，实现购电费抄核收全业务线上流转，打牢购售一体平台建设基础。

优化售电侧电费结算功能。加快业务流程搭建和系统功能迭代升级，搭建营销侧现货交易自动抄表、电量拟合、结算依据获取等6大业务模块，完善抄表计划管理、缺失数据拟合、异常数据审核、电量电费计算发行、数据交互等242项系统功能，优化采集系统与营销业务系统中间库获取频次及数据转接方式，将现货交易日清抄表业务嵌入移动终端，实现采集异常数据现场补抄移动式作业，全面支撑现货交易结算。

建设市场交易线上服务功能。联合国网客服中心开展“网上国网”市场化交易线上办电24个功能接口开发、联调测试，率先上线市场化客户电表示数查询功能，支持客户在线查询每小时表码数据，推动实现电费结算协议三方签订线上化;依托省级智慧能源服务平台，开展历史电量曲线查询、电费账单功能建设，支持现货交易电力用户或经授权的售电公司每日查询电量数据，提高市场交易透明化服务水平。

五、三大措施打造新模式累计释放红利26亿元

市场化交易电费结算管理，是电力市场建设的重要组成部分，构建高效的电费结算体系至关重要。电力公司建立了购售电一体化电费结算管理新模式。一是提高电费核算效率。发电侧电费核算时长由48小时缩短为5小时，售电侧核算时长较集约前提前了1天，市场化交易客户数量超过4.5万户，营销侧现货日清连续试运行达270天。二是强化电费风险管控。实现购售电抄核收支全业务线上处理，电费核算、账务管理省级集约管控，有利于从购售用全环节，实时分析量价费损数据波动，强化公司经营指标动态管控。三是构建