2022年，我國發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2025初步建成全國統一電力市場體系，并于2035年基本建成。我國電力資源將在更大范圍內優化配置、交易規則也將趨于統一，各類經營主體的經營范圍、經營業務都將發生巨大變化。

電網企業的電費結算業務作為電力系統中關系終端能源消費用戶及其他各類經營主體經濟利益的重要環節，在全國統一電力市場體系建設背景下也面臨著新的變革，呈現出“電費結算場景愈發復雜”、“電網代理購電交易難度升級”、“管理模式或將向上集約”、“電費全鏈路數字化變革”等特點。

本文旨在初步探析全國統一電力市場體系建設背景下，電費結算業務的新趨勢、新動向。

電力市場體系逐步健全，電費結算場景愈發復雜

2030年，我國將建成更加健全完善的電力市場體系。

一方面，市場類型更加豐富，全國各省/區域批發市場將覆蓋電能量、輔助服務、綠電綠證等不同交易品種，零售市場受批發市場傳導影響，其內涵或將進一步豐富，交易標的從“電能量”向“電能量+功率平衡服務”拓展，負荷聚合商、虛擬電廠等新型經營主體與零售用戶的交易關系也將被納入零售市場；

另一方面，市場主體更加多元，電力市場逐步放開新能源、新型經營主體等市場主體的準入限制，2030年新能源將全面參與市場交易，儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體進一步在優化電能質量方面發揮積極作用，國內部分省份已率先開展試點，例如廣東在2024年市場交易方案中明確推動220千伏及以上全部風光項目、獨立儲能參與市場。

多元化的市場類型和參與主體意味著結算場景將更加復雜。

首先，受多元主體參與市場交易的影響，電費結算對象將進一步拓展。除了發電企業、電力用戶、售電公司等傳統市場主體，還將覆蓋虛擬電廠、分布式電網、儲能等新型經營主體，而且同一市場主體往往具備不同的市場身份。例如某工商業用戶因配置儲能或者分布式光伏，所以同時具備電力用戶、電能量/輔助服務提供方的身份，電費結算需要甄別其在不同身份下的發生費用，包括用電費及其提供的電能量和輔助服務費用。

其次，隨著市場類型的豐富，電的不同價值屬性進一步落實，電費將逐步細化為電能價值、容量價值、調節價值和環境價值等多重價值費用疊加的結構，市場購售雙方主體均需要捋清不同價值屬性下發用電的費用，電費清分結算的復雜度將大幅增加，除了電能量的中長期和現貨電費，輔助服務、容量、綠電等不同類型費用的清分結算將成為常態。

圖1 未來電費結算場景示意圖

未來電費結算的復雜度將顯著上升，達到人工完全無法滿足的局面，數字技術在電費結算中的作用愈發重要。電費結算需要拓展計費功能、優化計費策略，建成覆蓋發電企業、售電公司、新型經營主體等所有市場主體，兼容電能量、輔助服務、綠電等所有交易品種的結算體系，實現電費結算精細化和高效管理，滿足不同市場主體、不同電價機制下的清分結算需求。

電力現貨市場全面鋪開，電網代理購電交易難度升級

電網代理購電是一項過渡性政策，其因市場而生，也將因市場而終。

初期，為了短時間內快速推動所有工商業用戶進入市場，并降低用戶入市風險，需要電網代理購電在用戶和市場之間建立緩沖帶；而隨著各地電力市場的交易機制和風險管控措施的逐步健全，售電公司可以提供風險更低、穩定性更高的售電服務，工商業用戶熟悉市場規則且入市風險可控，市場自然而然將不再需要電網代理購電。

不過，由于各地電力市場建設進度不同，電網代理購電的退出不會“斷崖式”推進，而是將因地制宜，逐步縮小電網代理購電規模。

圖2 國家層面電網代理購電的政策導向

至于2030年電網代理購電是否會全面取消目前并無統一定論，但可以明確的是，這期間電網代理購電需要適應市場化發展趨勢。

“813號文”規定，現貨市場運行的地方，電網企業要定期預測代理購電工商業用戶用電量及典型負荷曲線，通過場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，以報量不報價等方式，作為價格接受者參與現貨市場出清結算。而根據國內現貨市場當前建設進度及安排，預計2025年前全國各省級/區域現貨市場將基本建成，各省電網代理購電都將參與現貨市場。

圖3 全國各省/區域現貨市場建設進度

圖片來源：IEA《中國建設全國統一電力市場體系電力現貨市場路徑》，朗新研究院整理

電網代理購電全面參與現貨市場意味著電網將與其他市場化售電主體同臺競技，交易難度將全面升級。

一方面，是現貨交易頻率高，電網代理購電目前以參與中長期交易為主，只需要以月度為時間尺度進行負荷和價格預測，但在現貨市場模式下，電網代理購電就需要具備短周期的用電量和市場價格預測能力；

另一方面，電網代理購電的用戶以中小用戶為主，數量龐大。以廣東為例，據悉，廣東工商業用戶約480萬戶，分為高壓(10kv及以上)和低壓用戶，參與市場的多為高壓用戶，還有400多萬低壓用戶沒有參與市場，而是由電網代理購電。電網代理購電參與現貨市場交易結算，意味著現貨交易策略的制定和電費的結算需要處理海量用戶數據，這對數字化交易支撐能力提出了更高要求。

未來，電網代理購電需要升級交易輔助決策應用，以支撐代理購電參與現貨市場的海量數據處理需求，提升代理購電的智能決策水平，及時根據現貨市場價格變化、負荷管理情況自動制定合理的交易策略。

全國統一市場建設推進，管理模式或將向上集約

根據“118號文”，2030年我國要建成全國統一電力市場體系，國家市場與省（區、市）/區域市場聯合運行，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。

所謂全國統一電力市場體系是要在當前省級市場建設的基礎上，開展區域級和國家級市場建設，并推動不同層次市場之間的相互耦合、有序銜接，待條件成熟時實現省級市場與國家市場融合發展，或多個省級市場聯合形成區域市場后再與國家市場融合發展。

全國統一電力市場體系的建設意味著我國電力資源的協調配置將從省內平衡進階到區域優化乃至全國互濟。為此，我國積極部署跨省跨區輸電通道建設，電網公司提出“力爭通過十四五、十五五時期的努力，將國家電網跨區跨省輸電能力由目前2.4億千瓦提高到2030年的3.7億千瓦以上”，但除了互聯通道的建設，全國統一市場建設還需要不同層次市場間的協同運作，比如區域市場內的各省級市場的協作，或者國家級市場內各省/區域市場的協作。

圖4 全國統一電力市場示意圖

圖片來源：IEA《中國建設全國統一電力市場體系電力現貨市場路徑》

各層次間電力市場的協同運作對電費統一管理提出了更高要求。

電力市場交易中，電費核算收付的準確性和時效性影響著市場協同運作的效率。此前，電網企業為適應市場化趨勢，已經推動電費管理從地市集約向省級集約發展，以精簡管理層級，提高電費資金運轉效率。但在全國統一電力市場推進下，跨省跨區的交易和資金往來更加頻繁，省級集約模式也將不能再適應未來更大范圍的電力市場交易，需要從更高層次開展集約管理、擴大電費資金管理范圍。

未來，電費管理模式或將在省級集約的基礎上進一步集約，向區域級/國家級集約發展，實現區域級/國家級市場范疇內，各省電費數據、結算時序、核算方法和爭端處理等機制的統一管理，以及電力用戶、售電公司、發電企業和新型經營主體等各類市場主體電費管理業務的集約實施。

而電費作為數字化程度較高的專業領域，其高度的可數據化、可自動化特性也為進一步的集約化提供了有利條件或者說理論上的可行性。

圖5 電費集約管控示意圖

(圖片僅為示意，與實際情況存在偏差）

市場風險防控難度升級，電費全鏈路數字化變革

電力市場化改革的推進將不可避免地帶來“市場價格發現”和“風險防范”之間的平衡問題。我國電改本質上是要通過市場來解決電力資源供需平衡問題，其關鍵在于發現由市場供需決定的價格。

在現貨市場加速推進的背景下，2030年前全國各省都將基本形成能夠體現不同時空市場供需變化的電能量價格機制，而這也將帶來電價波動風險的進一步加劇，主要體現在風險傳導機理的日趨復雜化。氣候變化、政策調整、新能源出力、市場主體策略性行為等各類隨機因素的變化都會對電價造成影響，因此市場交易風險的防控不得不考慮多重不確定的因素。

市場交易風險難度的升級將對電費資金安全管控帶來挑戰。市場交易的核心在于資金管理，無論是交易組織者還是參與者都非常重視資金管控的安全和效益。

電網企業作為電費核算和收付的樞紐，承擔著電費資金安全管控的重要職責。但當前電費結算涉及調度、交易、營銷、財務等多個部門，結算業務流轉和數據傳遞的環節多、時間長，電費異常分析和定位困難，電費資金的精準核算和安全回籠將面臨更大挑戰。

圖6 電費業務交互示意圖

未來，電費結算需要加強全鏈路數字化管控水平，推動營銷與財務、交易等專業間系統融通，從電量獲取、電費核算到電費發現回收全環節拓展數字化應用，提升電價異常管控、電費智能審核發現和電費回收風險自動預警等能力，全面賦能電費全鏈路的風險防控水平。

結語

電費結算作為市場化交易業務的終端環節，在全國統一電力市場建設趨勢下，需要在強化購售電抄核收賬服務水平的基礎上，著力構建一個覆蓋所有經營主體、兼容所有交易品種和智能集約的現代電費結算體系。