适应电力市场化改革的供电企业电费结算体系建设

国网内蒙古东部电力有限公司

目 录
一、实施背景 5
（一）贯彻"人民电业为人民"企业宗旨，推进电力市场建设的必
然要求 5
（二）适应全面加强合规管理形势，提升精益管理能力的迫切需
要 6
（三）强化供电企业核心主营业务，支撑电网高质量发展的必然
选择 6
二、主要做法 7
（一）明确指导思想、 目标和基本原则 7
1.落实政策要求，明确指导思想 7
2.系统科学论证，制定工作目标 8
3.精心组织实施，确立工作原则 8
（二）建立电费结算管理体系 9
1.构建电费结算工作组织体系 9
2.建立横纵协同互动工作机制 9
3.建立电费业务分析例会机制 10
（三）承接发电企业、售电公司电费结算 10
1.建立购售两侧同质化管理模式 10
2.上网电量数据实现远程自动采集 11
3.构建购售一体结算模式 11

（四）拓展各类交易市场结算 12
1.规范实施代理购电 12
2.积极参与省间购电 12
3.做好省内现货结算准备 12
（五）持续深化电费统一运营 13
1.深化采抄业务融合 13
2.实现电费智能核算 13
3.深化电费智能账务 14
（六）强化经营风险防控能力 14
1.编制电费作业指导书 14
2.修编专业规范指引 15
3.严把营业报表校核关 15
三、实施效果 15
（一）全面服务电力市场建设，电费结算产品覆盖各类市场主体16
（二）积极适应合规管理要求，供电企业管理精益水平得到提升16
（三）不断强化电费业务管控，供电企业经营成果实现颗粒归仓17

适应电力市场化改革的供电企业电费结算体系建设
摘要：随着国家“统一市场、两级运作 ”电力市场体系逐步健全，电力现货市场建设全面提速，市场新主体、交易新模式快速涌现，交易频次和结算复杂度呈几何级增长，市场主体对用电信息披露、市场规则解读、电费收付规范等提出更高需求。国网内蒙古东部电力有限公司认真贯彻党中央、国务院关于电力市场化改革决策部署，以提升供电服务水平为着眼点，围绕保障电力供应、深化市场改革和提升经营管理，在完善管理机制、优化业务流程、提升服务质效等方面探索创新。通过系统科学论证，明确了建设购售一体电费结算体系的指导思想、目标和基本原则；强化组织领导，建立了横纵协同互动工作机制，形成了省市县三级电费结算体系；提升管理手段，依托能源互联网营销服务系统，全面服务发电企业、售电公司、用电客户及各类新型市场主体，结算能力覆盖购售两侧电费结算场景，实现电费全业务、全环节、全数据线上流转，保障电费结算工作规范高效，电费发行时限达标率 100%，电费计算准确率 100%，电费自动清分率 100%，成功为各类客户提供电费结算、互联网缴费、市场化交易数据等供电服务产品，有力促进了蒙东地区电力市场建设，提高了电费结算业务质效，得到各类市场主体的广泛认可，同时企业经营成果实现颗粒归仓，推动了企业高质量发展。
企业简介
国网内蒙古东部电力有限公司成立于 2009 年6 月，是国家电网有限公司的全资子公司，负责内蒙古东部呼伦贝尔、兴安、通辽、赤

峰四盟市的电网规划建设、供电服务等任务，营业面积 47 万平方公里，供电服务人口 1032 万、用电客户 797.17 万户，其中：市场化用户 3.15 万户，发电企业 318 户，分布式光伏 3.44 万户，售电公司51户，省内现货处于长期试运行状态。截至 2024 年底，内蒙古东部电网并网装机容量 5334 万千瓦，其中火电 2376 万千瓦、新能源 2921万千瓦、水电 37 万千瓦，新能源装机占比 55%。蒙东电网装机大、
负荷小，与东北电网强联系，是典型的送端型电网。内售电量460.3亿千瓦时，同比增长 2.2%，外送电量 2122.7 亿千瓦时，同比增长 15.7%，外送电量连续两年排名全国各省级电力公司首位。营业收入409.2 亿元，同比增长 15.5%。
一、实施背景
（一）贯彻"人民电业为人民"企业宗旨，推进电力市场建设的必然要求
2015 年党中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)印发后，输配电价改革实现全覆盖，市场化交易规模不断扩大，电力市场优化资源配置成效日趋显著。2021年，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），以市场化改革优化煤电上网价格机制，从而进一步理顺购售两侧市场化价格形成机制，以更加精准、灵敏的价格信号反映电力供需形势和电能生产使用成本。同时，国家“统一市场、两级运作 ”电力市场体系逐步健全，市场新主体、交易新模式快速涌现，交易频次和结算复杂度呈几何级增长，营销专业在传统用电客户结算业务的基础上，新增了发电企业、售电公司、

各类新型市场主体，对电费结算提出更高需求，亟需拓展传统电费结算服务内涵，灵活适应电力市场规则及新型电力系统发展变化，实现各类市场主体结算到户，提高结算服务的针对性、体验感和便利度。
（二）适应全面加强合规管理形势，提升精益管理能力的迫切需要
一直以来，国家电网有限公司坚决落实党中央、国务院决策部署，主动响应、积极作为，落实电力市场化改革任务，积极承担社会责任，先后组织完成购售同期、输配电价改革、代理购电等业务模式变革，并及时提出购售一体化结算模式，要求各省营销服务中心负责购售两侧电费结算业务。国网内蒙古东部电力有限公司（以下简称“ 国网蒙东电力 ”）认真落实国家电网有限公司工作要求，2019 年在现代供电服务体系建设中，组建成立了国网蒙东供电服务监管中心（以下简称“监管中心 ”），积极探索了适应省级集约运作模式的电费结算体系，顺利完成用电客户电费核算、账务省级集约。但随着市场化改革持续推进，电费结算业务面临诸多新的问题和挑战，亟需深化推进核算、账务等业务的再集约，尽快承接购售一体结算业务，打通系统间数据壁垒，提升智能化、自动化水平，全面统一电费结算流程，保障电费结算业务合规运营。
（三）强化供电企业核心主营业务，支撑电网高质量发展的必然选择
随着蒙东地区电力交易市场日益扩大，电力市场化交易模式越来越复杂，让市场主体的电费构成更加复杂、电费结算环节交互更加频

繁，市场主体结算需求越来越多样，营销专业服务对象涵盖电力客户、发电企业、售电公司、新型市场主体等全市场主体，需要建立统一的电费结算体系来满足不同主体的需求。同时，市场主体对用电信息披露、市场规则解读、电费收付规范等提出更高需求，市场结算合规性监管越来越严格，亟需统筹省市县所各层级和营销、财务、调度、交易等各专业资源，系统提升电费结算的规范性。而且，传统电费计算模式无法适应高速变化的结算规则，需要充分挖掘数字化、智能化技术潜力，提高结算的自动化程度和准确性，为各类市场主体提供高效、便捷的结算服务产品。通过完善电费结算过程管控机制，提升电费资金管控水平，健全电费业务管理制度，进一步防范企业经营风险，确保经营成果颗粒归仓。
二、主要做法
（一）明确指导思想、 目标和基本原则
1.落实政策要求，明确指导思想
紧密围绕国家电力市场化、电价市场化改革方向，聚焦内蒙古东部电力市场建设的“痛点 ”“难点 ”“堵点 ”问题，以监管中心为电费结算主体，深化推进电费核算、账务等业务的再集约。一是以购售一体化为目标，全面承接发电企业、售电公司电费结算。二是以稳价保供为原则，规范实施代理购电，积极参与省间购电。三是以拓展省内市场为根本，上线应用省内现货结算产品，做好承接现货试运行准备工作。四是以核算“应集尽集 ”为原则，深化采抄一体作业，优化迭代智能规则，提升用户发行质效。五是以电费资金提级管控为方向，

推进电费资金对账、资金入账凭证制作等业务省级集约。
2.系统科学论证，制定工作目标
着眼规范建设电费结算体系、不断提升结算服务产品质量，国网蒙东电力深入开展调研、系统科学论证，在深入研究国内各省电费结算体系建设情况的基础上，制定工作目标，即推动电费核算、账务业务再集约、再优化，加快实施购售一体化结算业务，优化调整调度、交易、财务等结算职能，进一步优化电费核算异常处理、收费账务、电力市场及结算服务、智能交费、电费回收集约监控等业务组织模式，形成“业务集约高效、管理精益规范、服务便捷专业、技术安全智能、信息公开透明 ”的电费结算体系。
3.精心组织实施，确立工作原则
针对电费结算体系建设，提出三项工作原则：一是客户导向，服务市场。坚持以客户为中心，灵活适应电力市场规则及新型电力系统发展变化，结算能力覆盖发电企业、售电公司、用电客户以及虚拟电厂等新型主体的发用两侧电费结算场景，满足现货交易、辅助服务交易等多元交易品种结算要求，实现各类市场主体结算到户。二是数字赋能，减负提效。依托能源互联网营销服务系统（营销2.0）等业务系统，充分发挥数字技术、人工智能赋能作用，坚持自动化、智能化发展方向，全面提升电费结算各环节运行效率，推动基层减负提效，实现电费业务智慧升级。三是依法合规，系统推进。全面遵循电力法律法规、市场化政策等相关要求，不断提高电费结算的标准统一性、规则一致性、执行协同性，提升电费结算业务全环节合规水平。

（二）建立电费结算管理体系
1.构建电费结算工作组织体系
市场营销部是电费业务的归口管理部门，负责电费结算体系建设整体业务规划，负责各类发电企业、售电公司、电力客户、新型市场主体购售电费结算管理等。发展部负责发电企业厂网间购售电合同、中长期跨省区购售（输）电合同签订管理，以及提出相关省间交易电量计划建议等。财务部负责输配电价、市场价格、价外资金、收费政策管理等。数字化部负责联合营销部门统筹电费结算数字化建设需求等。调控中心负责现货市场、辅助服务市场建设及运行，负责提供煤电机组申报最大出力以及考核情况等。交易中心根据国家政策和交易规则，负责编制出具各市场主体交易结算依据。监管中心是电费集约业务的具体实施，根据交易中心提供的结算依据，开展发电企业、售电公司和电力客户的购售电费结算业务实施。市、县供电单位是本地区电费业务的执行单位。
2.建立横纵协同互动工作机制
为推进电费结算体系建设在各专业实现创新应用，国网蒙东电力创新构建“横向纵向协同互动 ”工作机制。横向协同方面，各相关部门加强协同配合，明确各专业、各层级职责，构建营销牵头负责，发展部、财务部、调控中心，交易中心配合、数字化部技术支撑的工作体系。依托能源互联网营销服务系统（营销2.0）等业务系统，新建发电企业和售电公司结算功能，实现多系统接口链路集成贯通，电费结算数据全流程线上流转。鉴于电费结算体系建设涉及部门、环节众

多，部门之间壁垒需统筹协调，建设业务交流平台，以完成重大问题研究论证、政策制定，便于后续推广研究成果等工作，共同推进合作共享。纵向互动方面，构建日清月结采抄一体化工作体系，明确盟市、旗县公司日清抄表示数复核、日清电量退补工作的业务界面和工作职责，由盟市、旗县公司负责档案异常审核和问题消缺，提升前端业务数据质量，组织开展各层级业务宣贯工作，确保电费结算质效持续提高。
3.建立电费业务分析例会机制
建立“月度专题研究、季度综合分析和突发、重大事项集中研究”的电费业务分析例会机制，创新经营管理模式，全面提升业务质效。通过月度专题会议抓专业问题、提实招硬招、季度分析会议抓管理闭 环、见阶段成效，逐步破解业务管理难题。坚持“常态分析与动态议 题 ”相结合，紧跟形势、深入分析，积极解决电费结算体系建设过程中遇到的新问题。建立畅通的信息渠道和沟通机制，积极应对突发、重大事项，紧密跟踪国家、行业政策导向，针对蒙东地区电力市场形 势变化，常态化开展电费结算分析工作，灵活、滚动开展分析。
（三）承接发电企业、售电公司电费结算
1.建立购售两侧同质化管理模式
按照发电企业档案和用电客户档案同质化管理要求，通过“线上、线下 ”两种方式，逐户排查营业区内上网结算的发电企业基础信息、关口设置、计量关系、计费模型等情况。建立横向协同、纵向联动工作机制，按周管控工作进度，历时 4 个月时间，根据收集信息及现场

核查情况，于 2024 年 7 月，在能源互联网营销服务系统内完成所有发电企业建档立户，实现发电企业档案和用电档案同质化管理条件，建成一套完整准确、支撑购电费用智能核算的发电企业档案。
2.上网电量数据实现远程自动采集
自 2023 年 8 月起，开展发电企业计量装置现场普查与改造，累计改造 235 户、673 块电能表，增设辅助计量点41 处，调整计量点 7处。加强上网电量数据采集监测，及时处理发现的问题，2024 年 7月具备所有发电企业上网电量采集条件。7 月 25 日通过群公告和交易平台发布发电企业上网电量远程自动采集告知书，告知发电企业自8 月 1 日零点起上网电量电费结算抄表数据将由电网企业远程采集系统自动采集上传，原抄表方式截止抄表时间为 7 月 31 日 24 点（8 月1 日零点）。针对个别发电企业不配合情况，联合发策部和交易中心于 9 月 29 日再次发布规范发电企业上网电量确认单填报告知书，10月 1 日实现所有发电企业拉齐表底。
3.构建购售一体结算模式
依托能源互联网营销服务系统等业务系统，完成发电企业结算46 个产品验证测试，提报个性开发需求 6 项，贯通与财务、调度、交易系统数据链路， 自 2024 年9 月 1 日起，发电企业电费结算与交易系统实现双轨运行。同时，进一步明确营销部负责售电公司购售电费计收管理，交易中心负责提供电费结算依据，具体业务由供电服务监管与支持中心实施。在能源互联网营销服务系统完成全量售电公司建档立户，部署电费结算功能，贯通交易、财务系统数据链路，实现

电费结算数据全流程线上流转，成功构建购售一体结算模式，2024年底，顺利承接发电企业、售电公司电费结算。
（四）拓展各类交易市场结算
1.规范实施代理购电
建立代理购电月度会商机制，强化新增用户购售电合同管理，按月开展业务合规性排查，进一步夯实合规管理基础。滚动开展代理购电预测，积极减小代理购电预测偏差，严格履行代理购电价格审批备案程序，每月月末 3 日前通过线上线下渠道发布代理购电价格。2024年代理购电通过中长期交易共采购电量86.72 亿千瓦时，其中年度合同 79.22 亿千瓦时，月度合同 7.38 亿千瓦时，月内合同 0.12 亿千瓦时，在考虑调试电量和省间现货的基础上，购售总电量基本平衡。
2.积极参与省间购电
以“保供电、降成本 ”为工作目标，积极与国网蒙东电力调控中心配合，依据其提供的工作联系单，结合电网构架和运行特点，电量缺口的时间及电网节点，统筹周边省份交易价格，制定符合实际的申报策略，代理蒙东地区用户参与省间电力现货购电，充分发挥全国统一电力大市场的资源，通过高岭直流、鲁固直流、东北分部三个通道，购入 18 个省（含蒙西公司）省间电量 2.02 亿千瓦时（最大出清电力415 万千瓦），减少省内用户购电成本 2300 余万元，有效填补了区内电力平衡缺口，为电力保供提供了有力支撑，确保蒙东电网电力供需平衡。
3.做好省内现货结算准备

主动参与《蒙东电力市场电费结算实施细则》编写工作，优化曲线示数拟合规则，提报现货日清电量推进接口、审核规则、计量点树图展示、日清电量计算等 7 个需求，验证完成营销系统相关现货产品4 个。做好承接现货试运行准备工作，编制日清电量计算和审核规则测试用例，在验证环境逐个用例开展测试工作，配合系统运维人员记录营销系统参数配置，保障系统算法满足日清电量计算要求。顺利完成省内现货试运行，按照蒙东公司省内现货试运行实施方案，将 7 天试运行的日清电量推送交易平台，为现货结算试运行提供重要的基础数据。
（五）持续深化电费统一运营
1.深化采抄业务融合
全面建成统一管理、分级监控、分级运维的“三三四 ”采集运维监管组织体系，取消常规现场核抄工作，由计量采集人员负责远程采集、现场补抄，例日前，定期统计通报采集接入情况，重点督办多日采集失败和异常处理不及时等问题。例日时，通过小时级数据监控，实时掌握抄表数据抄采质量，保证全量数据和增量数据的定时推送。发行后，统计通报抄采工作时效性，指导基层提升工作质效，关闭手工抄表功能，完善红外补抄作业模板，开发图像识别补抄功能，按日采集并复核电能表示数，电费发行所需抄表数据 100%来源于采集。
2.实现电费智能核算
按照“事前、事中、事后 ”三位一体的原则，在采集系统部署自动化抄表、电量异常核算规则，在业扩报装、变更环节部署信息强校

验规则，增设电费试算功能，解决因变更业务导致人工审核数据量大的问题。按照用电类别、电压等级和计量点部署分层、多维的智能核算体系，启用全量客户电费试算，强化事前消缺管控，特殊用户“一户一策 ”，市场化交易结算数据 100%线上流转，实现全量电费智能核算，电费核算作业模式由传统人工分散作业转变为智能化、 自动化、信息化的集约模式。
3.深化电费智能账务
在国网系统内率先实现“数电票 ”全覆盖，上线应用数电票“总对总 ”功能。结合国网蒙东电力辖区内电价政策、交易规则及实际需求，推广应用电费账单解读服务，完成新版电费账单优化调整。优化承兑汇票收取功能，实现线上流转、自动清分，提升费用收取合规性。大力推广分次结算和智能缴费，月末预收电费余额超 18 亿元，电费发行到账率从 37%提升至 76%。常态开展回收风险监控分析，指导盟市公司优化回收方案，截至目前电费回收率完成 100%。
（六）强化经营风险防控能力
1.编制电费作业指导书
按照现代电费结算体系组织架构、职责，编制统一采集抄表、量价清分、核算出账、电费收支、电费账务等结算作业流程，详细描述具体业务内容，明确具体工作内容及工作要求，绘制抄表、核算、账务等业务流程，指导各层级按照标准规范要求开展抄表管理、应收关账、异常处理、量费试算、实收关账等共计 20 余项具体业务，按月复盘分析电费业务，总结结算周期内存在的管理问题，提出问题整改

措施，编写《电费核算典型案例汇编》《电费核算专题专案分析汇编》 《第三监管周期输配电价调整应知应会手册》等学习资料为基层一线赋能，提升前端业务规范性。
2.修编专业规范指引
按照国网蒙东电力电费省级统一管理模式，修编电费专业规范指引，明确电费抄核收管理的职责、管理活动的内容与方法、检查与考核、报告与记录等要求，详细解释相关术语与定义，明确各层级各部门关于电费抄核收管理职责，规定管理活动内容的执行标准，设定相关指标考核体系，完善业务报告及记录模板，确保各层级能够贯彻执行国家及自治区电价政策，落实上级有关电价执行及电费抄核收工作管理标准、技术标准、考核办法及管理要求，做好向广大客户的沟通解释工作。
3.严把营业报表校核关
全面承接电费电价与代理购电报表管理工作，认真总结往期报表数据治理经验，建立数据质量全过程管控机制，加强报表质量检查与校验，确保统计数据的唯一性、真实性、准确性。发挥电费统一管理工作优势，结合各专业工作实际，进一步细化统计维度，具备按管理单位、客户类别、电压等级、专项工程、行业分类、市场化属性等关键分类维度统计功能，提前梳理不同报表逻辑关系，提高灵活多维交叉统计的响应能力和校核能力，组织各级单位按规定时限上报完成报表，严把营业管理工作的最后“校核关 ”。
三、实施效果

（一）全面服务电力市场建设，电费结算产品覆盖各类市场主体
国网蒙东电力作为责任央企，主动履行服务社会责任，强化供电服务产品理念，对内深化精益精细管理、对外提升优质服务水平，通过建设电费结算体系，灵活适应电力市场规则及新型电力系统发展，面向各类市场主体提供电费结算服务产品，结算场景覆盖发电企业、售电公司、用电客户的购售两侧，满足省内现货交易、省间现货交易等结算要求，实现了各类市场主体结算到户。将购电侧电费结算业务变更为由国网蒙东供电服务监管中心统一实施，按照交易机构提供的清分结算依据，集中开展发电企业购电费、售电公司损益费用的计算、审核、账单发布和电费收支工作，面向各类市场主体实现一口对外，提高了结算服务的体验感和便利度，支撑电力市场建设运营水平得到进一步提升。2024 年，国网蒙东电力电费结算规范率、电价执行规范率达到 100%。服务用电客户 782.50 万户。其中：市场化交易用户2.36 万户、代理购电用户 69.39 万户、居民农业保障性用户 710.76万户，内售电量共计 460.3 亿千瓦时，同比增长 2.2%。2024 年 11 月28 日具备省内现货短周期运行条件，12 月 18 日顺利完成试运行。积极参与省间购电，全年购入 18 个省电量2.24 亿千瓦时（最大出清电力 415 万千瓦），减少购电成本 2300 余万元，有力保障电力供需平衡。 2025 年 1 月 1 日，正式承接发电企业和售电公司结算业务，单月发行上网电量 128.017 亿千瓦时，结算购电费 20.861 亿元，支付售电公司费用 0.296 亿元。
（二）积极适应合规管理要求，供电企业管理精益水平得到提升
电费结算是生产电力产品的最后一个质量验收环节，通过建设现代电费结算体系，充分发挥数字转型升级作用，依托能源互联网营销

服务系统，提高业务处理的智能化、自动化水平，全面提升电费结算各环节运行效率，最大限度减少人为干预。目前，国网蒙东电力已取消常规现场核抄工作，实施采抄业务融合，实现购售两侧全量抄表数据由采集系统统一出口，深化自动核算发行应用，完成购售两侧电费核算与账务的省级集约，全量用户电费在统一软件内结算，代理购电及居民、农业客户每月 1 日电费发行率超过 90%，5 日内完成全量客户发行和应收关账，发行期间采用数据核查主题多轮次校验发行质量，及时发现量价费问题，电费质效得到跨越式提升。同时，电费资金实现由事后监督转为实时管控，系统根据接入的实时银行流水，进行自动销根、自动对账及自动制证，实现了溯源型的智能账务处理，银营财对账一致率完成 100%。因电费集约发行、基于银行流水销账，避免了压发电量、虚拟汇票等不规范行为，有效提升供电企业精益化管理水平。
（三）不断强化电费业务管控，供电企业经营成果实现颗粒归仓
通过建设电费结算体系，从整体上把握企业的经营状况和电力市场发展情况，实现后台对中台的信息化支撑、中台对服务前端的支持，改变了传统的抄核收账粗放型、分散型管理模式，有效解决了标准不统一、执行不规范、人工干预多等问题，电费业务管理更加规范、标准、透明。通过集中管控前端业务的盲点、堵点、痛点，从管理、技术、数据方面积极赋能基层单位，定期召开电价执行研讨会，统一电价执行标准，确保电价政策刚性执行，按月发布电费业务分析报告，常态化开展客户档案信息治理、计量资产及档案核查、营销稽查等工作，发挥上下联动优势，及时处理管理、作业、系统存在的问题，源

头防范人为干预电费数据问题，消除跑冒滴漏等现象，确保电费颗粒归仓，供电企业实现降本增效，2024 年发现需量少计、高可靠性供电费计收等问题，挽回经济损失 1800.67万元，经济效益显著。