售电业务管理制度

售电业务管理制度（共8篇）

售电业务管理制度 篇1

国家能源局关于对拥有配电网运营权的售电公司

颁发管理电力业务许可证（供电类）

有关事项的通知

各派出能源监管机构，各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力集团有限责任公司，华能、大唐、华电、国电、国家电投集团公司，有关电力企业：

为落实《中共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）及电力体制改革配套文件，积极稳妥推进售电侧改革，维护电力市场秩序，依据《电力业务许可证管理规定》、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<售电公司准入与退出管理办法>和<有序放开配电网业务管理办法>的通知》（发改经体〔2016〕2120号）以及相关法律、法规，现就对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项通知如下：

一、许可证颁发

（一）拥有配电网运营权的售电公司，应当依法取得电力业务许可证（供电类）。

本通知所指配电网的范围依据《有序放开配电网业务管理办法》确定；除电网企业存量资产外,其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用本通知。

（二）国家能源局派出机构负责组织实施辖区内电力业务许可证（供电类）的颁发和管理工作。国家能源局负责对全国许可实施情况进行监督管理。

（三）取得电力业务许可证（供电类）的拥有配电网运营权售电公司(以下简称被许可人)，接受国家能源局及其派出机构（以下简称能源监管机构）的监督管理。被许可人依法开展电力业务，受法律保护。

二、许可条件和申请材料

（四）拥有配电网运营权的售电公司申请电力业务许可证（供电类）的，应当具备下列条件：

1.具有法人资格；

2.配电网项目经有关政府主管部门核准或审批；

3.具有与申请从事的电力业务相适应的财务能力，其中资产总额不得低于2千万元人民币；注册资本不低于总资产的20%；

4.生产运行负责人、技术负责人、安全负责人和财务负责人具有3年以上与申请从事的电力业务相适应的工作经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书；

5.具有配电区域的划分协议书或意见；

6.具有与申请从事的电力业务相适应的配电网络和营业网点；

7.履行电力社会普遍服务、保底供电服务和无歧视提供配电服务义务，退出配电业务时履行配电网运营权移交义务；

8.无严重失信信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营；

9.法律、法规规定的其他条件。

（五）拥有配电网运营权的售电公司申请电力业务许可证（供电类）的，应当提供下列材料：

1.法定代表人签署的许可证申请表；

2.法人营业执照副本及其复印件；

3.配电网项目经有关政府主管部门核准或审批的文件；

4.企业最近2年的财务报告；成立不足2年的，出具企业成立以来的财务报告；

5.企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人、财务负责人的简历、专业技术任职资格证书等有关证明材料；

6.配电区域的证明材料及地理平面图；

7.配电网络分布概况；

8.设立的配电营业分支机构及其相应的配电营业区域概况；

9.履行电力社会普遍服务、保底供电服务和无歧视提供配电服务义务的承诺书；退出配电业务时，履行配电网运营权移交义务的承诺书；

10.信用承诺书。

三、许可申请及审查

（六）拥有配电网运营权的售电公司在正式经营配售电业务前，应当向国家能源局派出机构申请电力业务许可证（供电类），取得许可后方可从事相关电力业务。

（七）拥有配电网运营权的售电公司需要从事竞争性售电业务的，应当在交易机构注册前取得电力业务许可证（供电类）。

（八）拥有配电网运营权的售电公司在提交电力业务许可申请前，应当取得配电区域的划分协议书或意见。

无法达成配电区域划分协议或意见的，由国家能源局派出机构根据配电网项目核准内容、电网实际覆盖范围，并综合考虑电网结构、电网安全、供电能力、供电质量、供电的经济合理性等因素，确定配电区域。

（九）国家能源局派出机构应当对申请人提交的申请材料进行审查，并根据需要对申请材料的实质内容进行核实。

（十）国家能源局派出机构在做出行政许可决定之日起7个工作日内，应当通过国家能源局派出机构的门户网站进行公示，并同步将公示内容推送至有关部门的门户网站、能源信用建设平台等。尚未建立相关信息系统或网站的部门，可通过数据拷贝或建立数据接口等方式，与能源信用建设平台保持数据报送与更新。

四、持证企业监督与管理

（十一）能源监管机构对被许可人是否持续符合许可证法定条件的情况实施监督管理。被许可人的注册资本和资产总额、生产经营场所、供电能力、主要管理人员等发生变化，不符合许可证法定条件的，国家能源局派出机构应当责令其限期整改，并对整改情况予以复查。逾期未整改或者整改后仍然不符合许可证法定条件的，撤销许可。

（十二）被许可人不得超越许可范围开展配电业务。

（十三）实行自查制度。被许可人应当每年开展自查并向国家能源局派出机构提交以下材料：

1.自查报告，内容包括：基本信息、主要管理人员情况、配售电业务经营情况、安全生产基本情况、配电设施情况、分支机构情况、遵守许可证制度情况等；

2.电力业务许可证副本或副本复印件；

3.企业法人营业执照副本或者营业执照副本复印件；

4.企业上一的资产负债表和利润表；

5.受到能源监管机构以及其他政府部门表彰或者行政处罚的证明材料；

6.按照电网企业安全生产标准化规范开展自查的报告；

7.能源监管机构要求报送的其他材料。

（十四）国家能源局派出机构应对被许可人自查情况进行监督和检查。

（十五）被许可人其名称、法定代表人、住所发生变更的应在工商登记变更之日起30日内向国家能源局派出机构申请登记事项变更。

（十六）被许可人配电区域发生变化的，应当自发生变化之日起30日内向国家能源局派出机构申请许可事项变更。

（十七）被许可人所经营的主要配电线路或者变配电设施发生变化的，应及时向国家能源局派出机构报送信息。

（十八）被许可人自愿终止配电业务的，应提前6个月向社会公示，妥善处理配电资产、债权债务及合同约定事项，并与承接其配电网运营权的公司完成交接后，向国家能源局派出机构提出申请，经批准后办理许可证注销手续。

（十九）被许可人有下列行为之一的，能源监管机构和有关部门应责令其整改，对拒不整改的，要将其纳入企业不良信用记录或黑名单，并依法予以处罚。

1.超出许可范围或者超过许可期限从事相关电力业务的；

2.未按照国家规定的电能质量和供电服务质量标准向用户提供服务的；

3.未在规定的期限内申请许可变更的；

4.严重违反市场交易规则的；

5.不再具备许可条件仍从事相关电力业务，且限期未完成整改的；

6.未经批准,擅自停业、歇业的；

7.其他违反法律法规和本办法规定的行为。

（二十）对纳入黑名单的售电公司，按照能源信用体系惩戒管理制度，采取惩戒措施。

五、其它事项

（二十一）本通知未尽事宜，按照《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》、《电力业务许可证管理规定》和有关法律、法规及有关规定执行。

售电业务管理制度 篇2

一、售电业务概述

国网山西省电力公司供电业务主要包括售电、输电和配电业务,目前以售电业务为主。就售电业务而言,业务看似简单,但收费项目门类繁多,包含电费收入、国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金(一省多贷)、水库移民后期扶持基金、可再生能源附加、差别电价收入、城市公用事业附加、其他基金及附加等。与售电业务相关的成本主要是购电成 本,包括购入电力费和支付给上网电厂的外购无功电费。售电业务涉及到增值税及附加、印花税和企业所得税等税种。

二、售电业务税收政策与会计政策 差异分析

1. 售电业务纳税义务发生时间与会计确认收入时点差异分析。(1)售电业务会计确认收入条件分析。按照会计准则的要求,产品销售收入确认的条件,一是产品的所有权是否转移,即与所有权有关的风险和报酬是否转移,二是对售出产品是否还进行管理或控制,三是与产品有关的收入和成本能否可靠计量,四是相关经济利益能否流入企业。以上几个条件同时具备方可确认收入。电力产品属于一种特殊产品,不像一般的有形动产,在销售时可以看到位移的过程。对于一般客户而言,只能以消费量(即以电表指数量)来确认供应量,进而确认销售收入。供应量一旦确认,与电力有关的所有权也随之消失,也不存在继续管理和控制的权利,是否确认收入,主要指标是看收入和成本是否能够可靠计量,相关的经济利益流入企业的可能性是否在50%以上。(2)售电业务增值税纳税义务发生时间分析。根据增值税暂行条例及实施细则规定,产品提供后,收到货款或取得收取货款的凭据,纳税义务随之产生。如果提前开具发票,开具发票之时, 也就是纳税义务产生之日。如果把产品无偿赠送给他人,纳税义务发生时间为货物移送使用环节。(3)售电业务印花税纳税义务发生时间分析。印花税作为行为税,主要是针对订立销售合同行为征税,纳税义务发生时点为销售或劳务合同生效之日。(4)售电业务企业所得税收入确认条件分析。根据国税函[2008]875号文件精神,售电业务合同签订后,电力产品已经提供且不再进行管理和控制, 收入和成本能可靠计量,与产品有关的风险和报酬只要转移,即符合所得税确认收入的条件,应及时确认计税所得。 (5) 供电业务纳税义务发生时点与会计确认收入时点差异分析。根据以上政策分析,国税函[2008]875号文件在规范企业所得税计税收入确认条件上与会计政策有所不同,增加了“销售合同已经签订”要件,而不接受会计上给予谨慎原则而设定的“相关的经济利益很可能流入企业”要求,而增值税以收讫销售款项或者取得索取销售款项凭据为条件,印花税的纳税义务发生时点为销售或劳务合同生效之日,而不以合同是否履行为前提。

2. 售电收入税收政策与会计政策差异分析。第一,售电收入增值税及附加主要政策分析。根据国家税务总局2004年发布的国家税务总局第10号令,对电力产品销售明确了具体的管理办法。根据该办法规定,电力公司销售电力产品向购买方收取的全部价款和价外费用,除销项税额外均作为增值税计税依据。也就是说,电力公司在向客户收取电力产品销售收入时代国家收取的各种基金和事业性收费也要计算缴纳增值税。

国家税务总局第10号令是在增值税暂行条例实施细则修订之前发布的, 而2008年修订的增值税条例实施细则第十二条第四款规定,国务院或者财政部批准设立的政府性基金、国务院或者省级人民政府及其财政和价格主管部门批准设立的行政事业性收费在开具省级 以上财政部门印制的财政票据、全额上缴财政后不再作为增值税征税范围。

就电费的价外收费项目而言,国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金 (一省多贷)、水库移民后期扶持基金、可再生能源附加、差别电价收入、城市公用事业附加均属于政府性基金或行政事业性收费,国家并对每一个项目资金的入库级次和用途都出台了详实的管理办法,按说应不在增值税征税范围,但国家税务总局第10号令至今尚未修订,仅在国税函[2009]591号文件中,把农村电网维护费收入划入增值税免税范围。

山西省目前随同增值税征收的附加税费主要包括城市维护建设税、教育费附加、地方教育费附加、价格调控基金和河道管理费等。附加税费的计税依据为 当期实际缴纳的增值税税额。农村电网维护费收入免征增征值税后,相应的附加税费也不再征收。根据财税[2010]44号文件规定,对国家重大水利工程建设基金免征城市维护建设税和教育费附加。

国家税务总局第10号令对电力产品纳税方式也进行了具体规范。按其第四条第二款规定,电力公司销售电力产品,实行供电环节预征、由独立核算的供电企业统一结算的办法办法。就国网山西电力公司而言,在各地市设立的分公司(含区、县供电公司),依山西省国税局核定的预征率计算售电环节的增值税, 但不得抵扣进项税额。根据山西省国家税务局2013年第1号公告规定,自2013年1月1日(税款所属期)起,国网山西省电力公司所属供电企业增值税预征率调整为1.5%。计算公式为:预征税额=销售额×1.5%。各市、县分公司随同电力产品销售取得的各种价外费用则按照17% 的电力产品适用税率在预征环节计算缴纳增值税,同样不得抵扣进项税额。计算公式为:预征税额=价外费用 /(1+17%) ×17%。

第二,售电收入印花税主要政策分析。关于售电过程中电力公司与用电单位签订的供电合同是否缴纳印花税,仁者见仁,智者见智,在具体税务执法过程中也存在分歧。我们认为,就目前而言, 供电合同不属于印花税征税范围。具体理由如下:印花税暂行条例通过正列举的方法列举了14类印花税应税凭证,未列示的合同或其他凭证不缴纳印花税; 中华人民共和国经济合同法把购销合同和供电合同分为两种不同的合同类型, 不存在包含关系;财税[2006]162号文件只是明确了发电厂与电网之间、电网与电网之间签订的购售电合同按购销合同征收印花税,未涉及供电合同。

第三,售电收入企业所得税主要政策分析。企业所得税应税收入涵盖了企业以货币形式和非货币形式从各种来源取得的各种收入,具体包括九种收入形式:销售货物收入,提供劳务收入,转让财产收入,股息、红利等权益性投资收益,利息收入,租金收入,特许权使用费收入,接受捐赠收入,其他收入。企业所得税条例第二十五条还明确了视同销售范围,国税函[2008]828号文件又作了进一步的说明和补充,将资产用于市场推广或销售、交际应酬、职工奖励或福利、股息分配、对外捐赠等也纳入企业所得税应税收入范围。同时,企业所得税法将企业取得的财政拨款、依法向客户收取并纳入财政管理的行政事业性收费、政府性基金等作为不征税收入排除在企业 所得税征税范围之外。

根据以上政策分析规定,电费收入属于销售货物收入,应计入应纳税所得额。国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金(一省多贷)、水库移民后期扶持基金、可再生能源附加、差别电价收入、城市公用事业附加属于政府性基金,依法上交财政部分,不征收企业所得税。

第四,售电收入会计政策分析。根据国网山西省电力公司相关政策规定,企业根据营销、计划、调度等部门提供的电量电费销售数据确认当期售电收入;按照国家有关部门规定对用户的销售折扣与折让在实际发生时冲减当期的售电收入。企业发生对外捐赠行为,按成本结转营业外支出,而不确认营业收入。按国网会计核算办法规定,随同电费一并收取的各项代收收入先要计入“主营业务收入”,并计算缴纳增值税销项税额,随后要将代收收入从主营业务收入中转出, 计入“其他应交款”,不计算缴纳企业所得税。

第五,售电收入税收政策与会计政策差异分析。增值税方面,企业价外代收费用属于增值税计税依据的组成部分。销售单位收取价外费用时一定要将其合并在应税销售额中计算销项税额或预征 税款,但在其会计处理上价外费用不一定要确认会计收入,而是根据不同项目, 进行不同的会计处理。

企业所得税方面,各项价外收入在满足“不征税收入”的前提下可以从收入总额中减去。也就是说,代国家收取的各项基金和费用只有上缴财政后才能减少计税所得。如果企业在所得税核算时只是转入“其他应交款”而未实际上缴,则会产生可抵扣暂时性差异。

另外,企业发生对外捐赠行为,会计在确认营业外支出的同时,要视同销售计算缴纳增值税及附加和企业所得税。

3. 售电成本税收政策与会计政策差异分析。根据会计准则相关规定,企业为销售产品发生的可归属于产品成本的费用,应当在确认产品销售收入时,将已销售产品的成本等计入当期损益。根据国家电网会计核算办法规定,国网山西电力公司作为非电力产品生产企业,其售电成本主要是购电成本而不包含期间费用。从增值税角度看,由于电力生产企业基本上属于增值税一般纳税人,不存在无法提供增值税专用发票现象,而且进项税额核算全部集中在省公司,基本上不存在税收与会计差异。就印花税而言,财税[2006]162号文件明确规定发电厂与电网之间、电网与电网之间(国家电网公司系统、南方电网公司系统内部各级电网互供电量除外)签订的购售电合同按购销合同征收印花税, 也不存在争议。会计与税收的差异主要体现在企业所得税上。

根据企业所得税法及其实施条例规定,购入电力费属于企业实际发生的与取得收入有关的、合理的支出,准予在计算应纳税所得额时扣除,但是必须取得合法有效凭证。会计上仅根据成本与收入相配比的原则进行成本的确认。如果无法取得合法有效凭证,将产生永久性差异。如果在企业所得税纳税年度之后取得合法票据,则产生可抵扣暂时性差异。

三、售电业务税务精细化管理有效 途径

1. 厘清现行税收政策,加强税种管理。(1)划清各项税费征免界限,降低税收成本。“农村电网维护费收入”免征增值税,同时免征相关附加税,但“国家重大水利工程建设基金”仅免征城市维护建设税和教育费附加,增值税及其他附加则不在免征之列。因此,建议企业在财务系统管理中增加相应的核算模块,准确核算预缴税款中该基金对应的增值税税额,仅在确认城市维护建设税和教育费附加计税依据时予以核减。(2)准确把握增值税价外收费核算政策,防止增加税收负担。根据增值税相关政策规定,增值税价外费用在计算增值税销项税额时一律按含税价格处理,各地市(含区、县供电公司) 在计算预缴增值税额时也应比照执行。省公司上交财政的资金应扣除各项基金和行政事业性收费核算的增值税额。

2.规范会计核算制度,实现税会无缝对接。(1)根据增值税专用发票管理有关规定,企业取得的增值税专用发票在认证通过后方可抵扣进项税额,目前国网山西省电力公司对当期取得但未认证的发票没有明确会计核算办法。建议企业增加“递延增值税资产”会计科目,对当期未认证的增值税专用发票注明的税额先通过“递延增值税资产”科目核算,在认证当期再转入“应交税费—应交增值税(进项税额)”,这样,既保证了会计核算的及时、准确和完整,也保证了会计报表和增值税纳税申报表的无缝对接。(2)根据企业所得税法规定,企业代收的各项基金和行政事业性收费,在依法上交财政之后,才能减少计税所得。建议企业在上缴财政之前不做账务处理,在实际上缴时直接核减主营业务收入。(3)窃电、违章使用电费是供电企业依据供电合同,向窃电用户收取的违约金性质的款项,在营业外收入中核算,但要按价外费用缴纳增值税。(4)属于押金性质的临时接电费用,不需要计算缴纳增值税及附加。确定不需返还的临时接电费用应结转确认收入,并确认增值税销项税额或预缴税款,计算相关税金及附加。

3.准确核算预缴增值税款,提高纳税质量。根据国家税务总局第10号令规定,区县级供电企业供电收入按预征率 (1.5%)计算预缴增值税,而价外收费按电力产品适用税率(17%)计算预缴增值税, 均不得抵扣增值税进项税额。这样可能会造成预缴税款大于应缴税款的现象, 但在国家税收政策未调整之前,区县级供电企业应严格执行现有政策,不得因税收安排而隐瞒或推迟确认收入。

售电企业的管理创新 篇3

关键词：售电公司 管理创新 业务

2015年11月26日，国家发改委、国家能源局正式公布6大电力体制改革配套文件。这轮电改最大的突破就是售电侧改革。“关于推进售电侧改革的实施意见”指出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，同时也能提升售电服务质量和用户用能水平。售电作为电力消费的核心环节，连接着巨大的市场空间与财富，引众垂涎。新电力体制改革9号文件下发后，售电公司如雨后春笋，到2016年1月，全国已成立146家售电公司，其中广东省15家。至6月9日，广东省售电公司激增至54家，显示出社会资本对售电市场的高度关注与竞相追逐。这些新生售电企业面对巨大而富有挑战性的售电市场空间，面对各自迥异的资源禀赋和隐性资产，面对日新月异的市场环境变化和信息资讯的更新，该如何推动售电企业从业务边缘进入平台生态圈核心呢？

一、售电公司面临的问题

电力系统从垄断一体化走向发电、售电放开的市场化运行，即由电网公司垄断的“独买独卖”模式转型“多买多卖”的市场格局，发生了巨大变化。伴随着机遇，新生售电公司在经营过程中也面临着许多挑战与问题。

（一）政策保障不完善

国家电改意见下达在之后，各地售电公司也陆续注册成功，许多地区也成为国家第一批电侧改革试点得省市。例如重庆市出台相应的“重庆市售电侧改革试点工作实施方案”。但政策还有很多不完善的地方，例如重庆两江长兴电力公司在为企业配送电力后，反而面临结算困难。国网重庆电力公司要求直接与用电企业结算，再由重庆两江长兴电力公司收取购售电差价服务费，加之国家电网网重庆电力公司认为“重庆电改实施方案”中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后三年的输电成本，拒绝执行。幸而重庆两江长兴电力公司的股东拥有自己的发电企业与配电网络，所以在博弈中有一定的底气，这就表示如果民资电力公司没有自己本身的发电企业与配电网络，又没有政策保障，那么它将一直处于被动的状态，缺乏主动博弈资本，面临重重障碍和发展困难。所以政府需要为整个电改的承担者即售电公司在制定直接交易优先和优惠政策，鼓励先行者。然而目前政策尚不明朗，短期内也难以出现重大突破。

（二） 资本成本高且竞争力弱

“关于推进售电侧改革的实施意见”要求售电公司注资资产在2千万元以上，重庆两江长兴注资2亿元，属于社会资本投资增量配电网，是拥有配电网运营权的售电公司。两江公司在重庆市渝北区金开协信中心租借2层办公楼并购置办公车辆，拥有50余名面向社会招聘的新员工，待遇与电网公司相同，运行成本高。而且售电公司无法决定电的价格，短时间内输配成本与结算方面的政策不明朗，极易让运转陷入困境，出现资金断裂。况且电力是一种具有高度危险性的商品，售电公司从发电企业购电，通过电力设施输送给用户，如因质量问题造成用户设备损坏或者发生触电伤害事故，那么由谁来对用电安全负责？综上，售电公司运营存在着资本成本高竞争力弱的问题。

（三） 业务单一缺乏创新

我国售电公司尚处于起步阶段，发展模式处于形成期，业务设计与创新、管理方面与盈利模式都面临着巨大问题。两江公司业务局限于电量的购买、销售，缺乏其他综合能源服务项目，盈利模式及其单一。渝西港桥电力则经营电力设施承、装、修、试；电力、热力生产、购销、供应；电网及热网经营；工业及生活用水供销，水暖器材销售等，相较两江公司业务范围较为广阔，但缺乏技术创新。我国“十三五”规划纲要中明确提出要建立能源互联网，目前尚没有售电公司把电网、物联网、互联网深度融合，建立社会公众平台。

二、从管理创新角度突破问题

（一）运营模式创新——掌握“电圈”主动权

售电企业不能仅仅寄希望于政策推动，同时需要自身的积极谋划，创新运营模式，掌握“电圈”主动权。根据资源依赖理论，A对B的权利来源于由A控制但B需要却无法获取的资源。如何改变这种不平衡，主要从两种思路来看：一是减少依赖，减少对伙伴的依赖，寻求其他资源获取途径或者资源替代品。以重庆两江长兴公司为例，它的股东拥有自己的发电企业与配电网络，利用好自身的优势，它能轻松应对重庆国网的控制，让结算危机不致出现。二是增加依赖，即增加伙伴对自身的依赖，形成联合依赖，形成电力平台生态圈。如重庆渝西港桥电力公司就是独立的售电公司，它应该把公司资源多多运用在客户发展、信息掌握、技术创新上，以各种服务优势、清洁电能等新能源提供、智慧供电创建等方面，让自身具备一种资源技能，增加伙伴对自身的依赖，增加共同依赖，增强网络效应，打破被动淘汰局面。

（二）商业模式创新——差异化服务定位

未来的售电市场将是一个多元化的市场格局，差异化的服务才有利于竞争。售电公司要找准自己的潜质与市场定位。例如由发电公司、国网公司等创建的售电公司定位为发电类，直接向用户供电，自产自销，扩大盈利空间；新能源开发类研发新能源与清洁能源，向用户提供清洁能源与新能源解决方案；节能类为用户提供实用电力增值服务，提供节能方案，节能托管服务等；设备类通过技术手段实现智慧供电，例如为用户提供电力循环机器等。

（三） 技术创新——构建售电+能源互联网业务

深入了解能源互联网，建立售电+能源互联网业务，推出在线能源交易信息查询和服务平台，让客户能实时查询用电信息与在线缴费；还可提供一些能源方面如天然气、煤、石油方面的动态信息与价格波动；建立全国范围内电力能源站所地图，让用户能随时随地查询充电设备与加油站等地方；在移动终端推出一系列应用，一些个人电费管理、家庭节能助手、电力远程控制等智能用电应用app等。国网公司刘振亚在《智能电网与第三次工业革命》中谈到“未来的智能电网是开放互动的能源互联网，智能电网与物联网、互联网等深度融合后，将构成价值无法估量的社会公共平台智能电网将支撑智能家庭、智能楼宇、智能小区、智慧城市建设，推动生产生活智慧化。”

在售电公司的兴起背景下，推动售电企业从业务边缘进入平台生态圈核心，必须正视政策保障缺失，资本、成本较高，业务模式单一等发展困境。在以重庆为案例的分析中，从售电公司管理创新视角得角度，给出的发展建议为售电公司需要自身的积极谋划，创新运营模式，掌握“电圈”主动权，增加伙伴对自身的依赖，形成联合依赖，形成电力平台生态圈，寻求发展主动权；创新商业模式，认准自己的潜质与市场定位。实现差异化服务；创新技术手段，深入了解能源互联网，建立售电+能源互联网业务，推出在线能源交易信息查询和服务平台，拓展互联网业务的改革路径。

参考文献：

[1]刘林青，谭畅等.平台领导权获取的方向盘模型—基于利丰公司的案例研究[J].中国工业经济，2015（1）

[2]廖宇.德国售电公司的互联网创新 [J/OL].http：//finance.sina.com.cn/

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[4]中国能源协会网.重庆售电侧改革内部调研报告[J/OL].http：//mp.weixin.qq.com/s？_biz=MJM5MDcMjA4

MQ%3D%3D&idx=1&mid=2656069978&

sn=8c1912134814452558f0440c991a1fe1，2016—06—08/2016—10—26

工作指导卡--售电员 篇4

单位：供电所；职务（岗位）：售电员；姓名：

一、工作内容与工作标准

1、年、季度重点工作之一：在所长的领导下，协助、配合、营销管理员做好行风建设、优质服务工作，搞好供电所便民服务活动，协助营销管理员做好相关记录，提高供电服务水平和服务质量。

2、年、季度重点工作之二：参加营销业务培训和政治文化理论学习，提高业务能力和政治、文化、理论素质。

3、年、季度重点工作之三：在所长的领导下，协助、配合、营销管理员做好营业普查和供用电合同签订工作中的相关工作。

4、月份重点工作之一：按时参加经营（经济）、线损分析会，对营销指标的完成情况和存在的问题提出建议和整改措施，保证指标完成。

5、月份重点工作之二：协助、配合所长、营销管理员共同做好客户接待工作，认真听取客户意见，解答客户提出的用电问题，对客户来访和投诉等问题为所长答复和处理提供依据和建议。

6、月份重点工作之三：在所长的领导下，做好电费收缴工作，保证收费数据准确、合理，账目清晰、无差错。

7、月份重点工作之四：在所长的领导下，协助、配合营销管理员共同做好营销、财务、信息等记录和软件及相关资料的整理和上报工作，做到信息准确，数字真实，保证工作质量。

8、每日重点工作：随时做好日常售电收费和所务等相关工作，保质保量地按时完成上级部门和所长交办的各项工作。

二、职责

l、认真贯彻执行党和国家有关电力建设，财经制度等方面的方针政策以及上级的指令、指示。

2、负责办理用户购电业务及有关方面的咨询解答工作。

3、根据用户购电凭条打印购电收据收取购电款。

4、妥善保管和使用购电现金收讫章。

5、每日汇总售电情况，填记电费个人收费日志。

6、在购电单上加盖名章，将购电凭条、购电收据购电款转交收款员。

7、每日与微机员核对售电户及售电金额，并逐项与购电凭条对照。

8、每月按时打印总电费日志。

9、及时核对购电信息，发现问题应立即提出并协助解决。

10、负责计算机应用及日常使用和维护管理工作。

11、办理好业扩报装登记工作，对客户热情服务，使用文明用语。

12、完成领导交办的临时工作任务。

三、工作流程

1、工作例会流程：组织供电所工作例会→召开供电所工作例会→对工作中存在的问题进行讨论，对提出的问题制定整改措施→布置落实。

2、培训管理工作流程：制定培训工作计划→实施培训和参加上级组织的培训→组织考试→汇总成绩→兑现奖惩→总结。

3、安全活动流程：每周由所长或安全员主持，全所人员参加，进行安全活动→由供电所所长或安全员通报上周安全情况及存在的问题→由所长组织总结分析、研究，针对存在问题提出整改措施→所长按整改措施及上级安全生产要求，布置本周安全工作重点→主管部门签字及意见。

4、低压业扩用电工作流程：受理客户申请→填写用电申请书→现场勘查用电设备情况→确定供电方案、答复客户→客户采购工程材料→工程施工→竣工验收→与客户签订供用电合同、送电→资料归档。

5、低压变更用电工作流程：受理客户申请→现场勘查调查→制定方案并审批→竣工验收→重签合同→登记合同→资料归档。

6、电费回收工作流程：电费管理中心发行电费数据→领取电费票据和高低压客户电费清单→逐户逐项审核电费票据的内容→填写《票据领用登记表》，下达电费通知单，通知客户交费→收取客户电费，并提供电费票据→供电所电费管理人员与财务部对账、转帐，上报实收、未收明细→电费管理中心根据欠费明细计算违约金，制定催费措施→收费人员催费，转《欠费催收、停电、复电工作流程》。

7、欠费催收、停电、复电工作流程：营业班根据电费收取情况，填写《拖欠电费统计表》→对超过收费日期的客户填写《电费催缴及欠费停电限电通知单》，提前通知客户→营业班填写《欠费客户停（限）电审批单》，由所长审批后，对客户依法停电，填写《停（送）电记录》→经催缴客户交清电费的，营业班及时办理恢复供电手续，恢复客户送电，填写《停（送）电记录》→形成的文本资料存档。

8、用电检查（普查）工作流程：根据县（市）局计划，制定本所用电检查（营业普查）计划、月度用电检查工作计划→供电所长审批→填写《用电检查记录》→现场检（普）查是否正常→填写各种检（普）查表→营业班进行用电检查总结分析→形成的文本资料存档。

9、电能计量器具管理工作流程（县（市）局资产）：县（市）局电能计量专责制定计量装置周检（轮换）及现场检验计划→电能计量主任审批→电能计量配表（轮、更换登记）→供电所营销管理员配合现场检验（外勤）班装拆及现场检验电能计量装置→供电所更新电能计量装置信息台账→电能计量中心旧表入库→资料归档。

10、电能计量器具管理工作流程（客户资产）：供电所营销管理员制定本供电区域计量装置周期检定计划并上报计量中心→电能计量中心电能计量专责汇总计量中心主任审批→供电所营销管理员配合现场检验（外勤）班拆卸计量装置→现场检验或进入实验室检定→计量装置安装，更新计量装置电子信息库→相关信息传入电费管理中心、抄表中心。

11、计量器具故障处理工作流程（县（市）局资产）：巡视检查、抄表发现电能计量装置故障→报电能计量中心审批→电能计量中心配表→供电所电能计量岗位配合现场检验（外勤）班拆旧换新→计量装置校验→资料归档。

12、计量器具故障处理工作流程（客户资产）：巡视检查、抄表及客户发现计量装置异常或故障→供电所计量管理人员配合计量中心现场检验（外勤）班现场校验→判断故障→计量中心现场检验（外勤）班现场校验并故障处理→电费管理中心计算需追退电量电费，并打

印电费票据→供电所营业班负责收取电费→相关数据转入电费管理中心、抄表中心。

13、电费风险控制工作流程：搜集集预警依据→客户电费风险档案→预警分析→采取相应措施。

14、线损管理工作流程：供电所将公司下达的“10kV线路、台区线损指标”责任到人→供电所制定年、月降损工作计划→供电所实施降损计划→按月统计线损率完成情况→月度线损分析→线损工作考核→改进提高。

15、优质服务工作流程：根据县（市）局安排制定出本所优质服务和行风建设实施方案→认真按照“供电所优质服务和行风建设实施方案”组织具体实施→阶段总结，考核记录→问题反馈，限期整改→年终总结。

广东售电侧改革内部调研报告 篇5

一、广东省电力体制改革进展情况

作为全国首批开展大用户直购电试点的省份，广东省于2006年启动该项工作，安排台山发电厂与6家电力大用户开展直接交易试点，年交易电量约2亿千瓦时。广东物价局为此专门核定了一个输配电价，为0.179元/千瓦时。此项交易与交易价格、输配电价格一直延续至今，未受后期扩大试点的影响。

2013年，《广东电力大用户与发电企业直接交易暂行办法》（南方电监市场〔2013〕162号），《广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》（粤经信电力〔2013〕355号），《广东电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》（粤经信电力〔2013〕550号）等政策文件连续出台。2013年，广东完成电力用户与发电企业直接交易电量23.87亿千瓦时，其中扩大试点交易电量21.92亿千瓦时。2014广东直接交易电量规模约150亿千瓦时，2015广东直接交易电量规模约227亿千瓦时。直接交易发电量占省内总发电量的比例持续提高，每年提高幅度在2%左右。2016年，广东省安排直接交易电量规模目标为420 亿千瓦时，占2015年全省统调发电量的8.3%左右。2013年12月27日，广东首次电力用户与发电企业集中竞争交易开市，至今已先后开展了十余次集中竞争交易。

2015年11月28日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，为推进全国面上改革探索路径、积累经验。2015年底广东省经信委下发的《关于2016年电力大用户与发电企业直接交易工作有关事项的通知》（粤经信电力函〔2015〕3137号）中，明确了2016年将有12家售电公司进入电力直接交易市场，采用代理电力用户购电的方式，参与长期协议交易和竞争交易。

此后在政府有关部门的组织下，市场主体各方就售电公司如何参与直接交易进行了长期、反复地讨论。受此影响，2016年1、2月份直购电集中竞争交易均未开展。2016年3月1日，广州电力交易中心挂牌。3月22日广东经信委和南方能监局下发了《关于明确2016年售电公司参与直接交易有关事项的通知》（粤经信电力函〔2016〕84号，以下简称“粤经信84号文”）。3月25日，在广东电力市场交易系统上进行了有售电公司参加的首次集中竞争交易。

二、市场交易主体

随着电力直接交易的不断深化，市场交易主体群体在逐步扩大。目前广东省参与电力直接交易的市场主体情况：

（一）大用户1.年用电量8000万千瓦时以上的省内大型工业企业；列入《广东省主题功能区开发产业发展指导目录》的园区内年用电量800万千瓦时以上的企业；2015年用电量5000万千瓦时以上的商业用户；符合上述条件且已在广东电力交易中心注册的用户333家，2015年总用电量约240亿千瓦时；2.部分省级产业转移园区（共11家）内的工商业用户，2015年总用电量大约30亿千瓦时。此批11家园区内电力用户（不含第1条已确认的大用户），必须通过售电公司代理进行购电，目前园区内已注册用户168家。

（二）发电厂广东省内单机容量30万千瓦及以上的燃煤发电厂，现有符合条件的发电企业38家，均已注册，合计装机容量约5090万千瓦。

（三）售电公司“粤经信84号文”确定的并已完成注册的售电公司共12家，后增加一家“广州穗开电业有限公司”，到3月份竞争交易开市前，可参加交易的售电公司共13家。售电企业门槛，售电公司资产总额在5000万元以上，专职在岗员工10人以上（主要包括生产技术部、市场营销部、财务经营部和综合部），其中至少高级职称1人，中级职称3人等方可通过申请。

本次售电公司参与竞争性交易必须首先取得所代理客户的代理授权，已注册的大用户可以在交易系统中确认代理关系，园区用户必须有相关协议。据电力交易中心称，实际执行中园区用户也需要在交易系统注册并确认关系。

三、市场交易电量

根据“粤经信84号文”，广东省2016年直接交易电量目标为420亿千瓦时，其中长期协议交易电量280亿千瓦时，竞争交易电量140亿千瓦时。因1、2月份广东未进行电量竞争交易，因此140亿千瓦时竞争交易电量在剩余10个月内平均分配，每月14亿千瓦时。

根据“粤经信84号文”，2016年单月竞争电量大于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过总竞争电量的15%；单月竞争电量小于等于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过2.1亿千瓦时，单个售电公司年累计成交竞争电量不超过21亿千瓦时。

3月份广东经信委安排竞争电量14亿千瓦时，单一电力用户当月申报总电量上限为1.4亿千瓦时，单一售电公司当月申报总电量上限为2.1亿千瓦时。为形成竞争，发电企业当月申报上限按照竞争直购利用小时数的1.25倍（34.9小时）申报。

但在正式交易前的意向电量申报中，用户申报的总意向电量仅为11.2亿千瓦时。为保证竞争态势，广东经信委将3月份集中竞争电量规模调减至10.5亿千瓦时。发电企业申报电量上限按竞争直购利用小时数的1.25倍（26.2小时）执行，单一电力用户当月申报总电量上限调减为1.05亿千瓦时。但与此同时，维持了单一售电公司当月申报总电量上限不变（2.1亿千瓦时）。

四、竞争报价及撮合办法报价差：竞争交易报价采用价差报价的方式，即电力用户申报与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报与上网电价的差价。电价下浮为负，电价上浮为正。申报价差最小单位为0.1厘/千瓦时。分段报价：用户和发电企业报价最多可分成三段报价，各段电量总和不能超过允许申报上限，电力大用户允许申报最少电量为10万千瓦时，发电企业允许申报最少电量为100万千瓦时。采用三段报价，是降低用户和发电企业不中标风险的一种有效措施。价差对：将发电企业与用户报价配对，用发电企业申报价差减去大用户申报价差，计算生成竞争交易价差对。

交易撮合：价差对为正值时不能成交，为负值或零时价差对小者优先中标交易；价差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。因采用分段报价，因此按量价段撮合交易，而非按厂撮合。

无限次报量报价：集中竞价中，在总电量不超过上限的条件下，用户和发电企业可以无限次修改报量和报价。从去年底竞价情况来看，发电企业一般会进行3-5轮量价修改，但用户修改频率低，大部分首次报价后不再修改。

价差电费返还和成交价格：成交的大用户与发电企业，两家报价可能存在差异，结合成交电量计算将产生价差电费。此部分电费，75%返还给发电企业，25%返还给用户，并由此计算产生最终成交价格。

不干预原则：竞争报价一旦启动，整个过程中交易机构不进行任何干预。且报价信息在整个过程中都是屏蔽的，仅在中间进行撮合计算时临时解密，随后再次锁定屏蔽。不管撮合计算结果如何，均不能作为干预交易过程的理由。

五、3、4月份交易过程简述

（一）3月份交易情况

1、交易过程3月23日，广东电力交易中心下发了关于开展3月集中竞争交易的通知，明确竞争申报时间为3月25日9:00—12:00，同时要求各交易主体在3月24日17:00前首先填报意向申报电量。

3月24日下午，根据意向申报统计，发现用户侧申报总量大幅低于安排竞争电量。为确保形成竞争态势，避免发生用户竞价全中情况。广东电力交易中心发出了《关于2016年3月份集中竞争交易申报时间推迟的紧急通知》，竞价申报时间调整到3月25日的10:00—12:00。随后又根据经信委的调整结果，发出了《关于调整2016年3月份集中竞争电量规模的通知》,下调了总竞争交易电量和大用户、发电企业的申报电量上限。

报价过程中，20分钟间隔的供需报量比情况请见下图：

从图中可以看出，购电用户大多在11:20前完成了报价，而发电企业报量报价主要集中在11:40后的20分钟内，表明申报电量上限调整后，发电企业进行了较长时间的对策研究和分析。

2、交易结果2016年3月份集中竞争交易集中撮合，竞价规模为105000万千瓦时。

供应方：共有36家参与报价，总申报电量为129767万千瓦时，异常报价剔除量为0万千瓦时，其中29家最终成交，成交的供应方平均申报价差为-429.023024厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-240.3厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。

需求方：共有81家参与报价，总申报电量为112180万千瓦时，其中80家最终成交，成交的需求方平均申报价差-24.397363厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-0.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-38.4厘/千瓦时。其中售电公司9家参与，8家成交，成交电量为68096万千瓦时，成交的售电企业平均申报价差为-29.430188厘/千瓦时，平均成交价差为-151.453719厘/千瓦时。

全网总成交电量为105000万千瓦时，最终结算的平均价差为-125.553778厘/千瓦时。

3、售电公司成交情况已注册13家售电公司中，本次共有9家参与了竞争交易报价，最终成交8家，合计成交电量为68096万千瓦时，占总成交电量的64.85%。各售电公司成交电量请见下表。

由上表可见，广州发展电力销售有限责任公司未中标成交，而广东粤电电力销售有限公司和广州恒运综合能源销售有限公司合计成交电量占到售电公司总购电量的一半以上。

目前各家分段报量报价情况仍然保密，估计粤电售电公司、恒运能源销售公司申报电量总额可能达到了上限，但有小报量段降价期望值较高而未能成交。

（二）4月份交易结果 1、4月份竞价情况本次交易为 2016年4月集中竞争集中撮合，竞价规模为145000万千瓦时。竞价申报时间为2016-04-26 14:00至 2016-04-26 16:00。供应方：共有 36家参与报价，总申报电量为 179299万千瓦时，异常报价剔除量为 0万千瓦时，其中33家最终成交，平均申报价差为-436.944191厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-371厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。需求方：共有 81家参与报价，总申报电量为 160734万千瓦时，其中 79家最终成交，成交的需求方平均申报价差-51.58659厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-1.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-76厘/千瓦时。

全网总成交电量为 145000万千瓦时，最终结算的平均价差为-147.92599厘/千瓦时。

2、售电公司成交情况售电公司方面，共有11家售电公司参与了竞价交易。国家电投深圳售电公司、深圳市兆能供电服务有限公司2家未参与报价。参与报价的售电公司全部达成了交易，合计成交电量99589万千瓦时，占总交易单量的68.68%。各家成交电量情况请见下表。

六、3、4月份交易情况分析初步分析广东省3、4月份竞价交易，其主要特点如下：

（一）市场交易主体对交易认知度存在较大差距

1、用户侧购电意愿不足一是用户参与比例低。广东现有可以参与竞价的大用户和售电公司合计346家，而参与此次竞价的仅有81家，比例仅为23%。二是注册比例低。11个产业转移园区内工商业用户1000多家，而目前到交易中心注册的仅有167家，仍有800余家未注册。三是降价期望值低。最小降价期望值仅为0.1厘/千瓦时，最高也只有38.4厘/千瓦时，可见用户并未充分意识到目前发电企业的电量销售压力，对市场总体趋势认识不足。四是用户参与主动性差。一些可以直接参与交易的大用户，也交给售电公司代理购电，且代理购电占比达到64.85%，说明被代理的大用户用电比重还比较高。

从广州电力交易中心了解到，为形成有效竞争避免恶性杀价，在安排竞价时，希望申报电量与成交电量比例为1.1:1。但3月份竞价实际申报意愿电量明显低于预期，导致广东省经信委调低竞争电量并推迟报价时间，实际最终形成的意愿电量和成交电量比例为1.09:1，仍未完全达到1.1:1。

2、发电企业市场意识强烈在利用小时数持续下滑的情况下，发电企业普遍具有紧迫感，市场意识觉醒较早也较强。3月份发电企业所申报的降价额度令人惊讶，也从一个侧面体现了发电企业抢占电量的积极性很高、决心很大。

（二）价差电费返还规则，对交易结果影响较大以往历次竞价中，价差电费100%返还给发电企业，3月份开始竞价中调整为75%返还给发电企业，25%返还给用户。这一规则影响十分重大。

1.发电企业和用户报价走向两个极端作为发电企业，报出较高的降价意愿值可以有效提高中标概率，而在交易达成后，通过价差电费返还计算确定的最终成交价，很可能比发电企业自己报出的电价高得多，电厂仍可保证边际收益。而用户则恰恰相反，都通过报出比较小的降价期望值来保证自己拿到电量，而后通过价差电费返还取得更大收益。正是由于上述原因，3、4月份竞争交易供需双方走向两个报价极端。以三月份为例发电企业报出429.02厘/千瓦时的平均降价意愿值，而用户平均降价期望值仅为24.40厘/千瓦时，两者差距达到0.4元/千瓦时。2.售电企业获取暴利，被代理用户吃了大亏售电企业在参与竞争性报价前，与被代理用户首先签订了协议，明确了降价额度。此额度如参照3月份竞价中需方最高降价期望值来考虑，也不超过38.4厘/千瓦时，而售电公司实际成交平均降价额度为151.45厘/千瓦时，因此每度电在售电公司一进一出差价最少113厘。如按此测算，粤电售电公司本次最少也可得到2100万元的毛利，可谓收益惊人。本次竞价后，被售电公司代理的大用户普遍惊呼“亏大了”。

（三）加强规则研究和合理报价策略对中标率至关重要除前面所述的价差电费返还外，三段式报价等一系列规则对报价策略、中标率影响非常重大。1.发电企业可以按照竞争直购利用小时数的1.25倍申报电量，且报价可以分为三段（3月份36家发电企业报出90多个价段）。那么发电企业就可以先用较高的降价意愿值来争取一块较大的基础电量，而后用多出来的0.25倍来报个较低的降价意愿值，尝试争取一下高电价中标。2.发电企业要在低电价争取中标率，可能拿到的价差电费返还收益，发电边际成本等几个因素中进行综合衡量，寻找平衡点，难度很大，且不可测因素较多。

（四）交易对后期市场产生一定影响

1、对交易规则影响3、4月份竞争交易过程和结果出乎各方预料，各方反响均较强烈，特别是售电公司获得巨大利益，与市场改革初衷存在一定差距，后期的市场竞争交易中，有关政府部门必然会对交易规则有所调整。

2、对大用户影响交易结果是被代理的大用户感到震惊，从长期利益看，可以直接参与交易的大用户找售电公司代理相当于放弃应有市场主体地位，这种情况长期存在的可能性低。目前已与售电公司签订代理协议的大用户在一年内无法解除协议，但后期继续委托代理的大用户可能减少。3.售电公司代理对象发生变化为控制市场交易秩序，必须对市场主体数量进行控制，因此从长期来看中小用户也只能通过售电公司代理购电。这就为售电公司保留了一块市场蛋糕。从11家产业转移园区来看，尚有800多家中小用户未进行购电委托，所以这块蛋糕总体量还是不小的。

4.售电公司挑肥拣瘦的习惯要改目前来看，售电公司普遍将精力放在大用户身上，原因一是只要做成几单大用户总体的交易量就可以有保障了；二是中小用户数量众多，事情繁杂琐碎，交易管理难度大，形成大的交易总量比较困难。但从目前来看，售电公司必须采取措施适应和解决与中小用户交易中存在的困难，这是市场所决定的，售电公司完全无法选择。

五、对于公司相关建议作为新一轮电改的最大亮点，售电侧放开从一开始就受到各界的高度关注，据不完全统计，目前国内注册成立的售电公司已经超过400余家，包括央企、地方国资企业、民营企业和混合制企业。由于各地售电政策不同，售电公司业务开展的进度也千差万别。当前，广东推动售电侧改革试点工作，允许售电公司作为市场主体参与交易，并成为交易市场中最活跃单元，其代理成交交易电量占广东省交易总量的60%以上。作为央企，我们更应该积极参与售电侧业务，拓展公司业务范围，为公司实现可持续发展奠定基础。

一是对于各单位售电公司成立时间进度应有明确要求。目前广东省仅有13家售电公司可以参与售电业务，还有40多家售电公司被堵在围墙之外无法获取市场主体地位。我们各三级单位要及早成立售电公司并取得工商营业执照，这样至少在区域发放牌照时我们还有对应公司存在，不然就无法入围售电业务范围。二是要加强售电公司人才队伍培养。从广东售电公司注册门槛看，每家售电公司公司至少要有4个部门，全职人员至少10人以上，此外对于人才的职称等级都有明确要求。中电国际目前已成立的售电公司（或综合能源服务公司）主要以发展项目为主，售电侧改革工作开展主要以营销人员为主，目前各单位营销人员配备远不能达到要求，对业务开展十分不利。建议公司增加各单位市场营销人员编制，储备优质市场化人才，为适应各区域售电侧工作开展打基础。

三是加强售电侧改革研究学习。目前全国仅有广东和重庆开展售电侧改革试点，允许售电公司参与市场交易，但两个地方交易模式存在较大差别。各区域要开展售电侧改革，必将以上述两个地方作为参照，各单位要密切关注区域售电侧改革动向，加强售电侧改革调研学习和研究，争取在区域售电市场占有一席之地。中电国际利用二级单位有利条件，积极组织各单位进行售电侧改革政策学习研讨，开展售电侧改革调研，有条件时可以参与系统内售电公司交易工作。只有学习和了解游戏规则，才能有效制定应对策略，获取最大收益。四是加强用户侧管理和梳理。在电力市场化改革不断推进的前提下，各单位要详细梳理区域内大用户的情况，加强用户信息档案管理工作，有针对性的甄选用户，做好市场风险方案预控措施。同时要不断提高市场服务意识，了解用户需求，全方位、多渠道与用户沟通合作，锁定优质用户。

售电业务管理制度 篇6

一、售电侧引入自由竞争已成各个国家共识

各国在推行电力市场化改革时，都修改或制订了电力工业的相关法律法规，通过法律规定，明确了改革的总体进程和具体步骤，保证了改革计划的顺利实施。开放售电侧市场，允许用户自由选择售电公司是法律法规的一个重要内容，一般对售电公司的定义、如何成为售电公司，以及售电公司和用户的权利和义务都有明确的规定。

法国、日本和美国采取了维持垂直一体化公司下引入独立售电公司模式，英国采取了维持配售一体化公司下引入独立售电公司模式，而俄罗斯和新西兰采取了配售分开的模式。

图表1：典型国家售电侧市场放开模式

资料来源：前瞻产业研究院整理

从法国、英国、日本、美国、俄罗斯和新西兰六个国家售电侧市场结构来看，市场多为寡头垄断型竞争市场。一般来说，各国在售电侧引入竞争主要存在两种方式：一是售电侧放开，保持电网企业继续从事售电业务的同时，引入独立售电主体，允许其他企业从事售电业务；二是实行配售分开。即将售电业务与配电业务实施产权分离，禁止拥有配电资产的企业从事售电业务。允许（他企业从售电业务。大部分国家都采取第一种方式，即在保持原配电企业继续从事售电业务的同时，允许其他企业从事售电业务。日本、法国等国则在维持发输配售垂直一体化结构下在售电侧引入竞争。日前，仅新西兰等少数国家是通过配售分开方式在售电侧引入竞争，2010年新西兰为增加零售市场的竞争性（零售市场主要由发省一体化的公司控制），又重新允许配电企业从事售电业务。二、五家国外售电公司商业模式

前瞻产业研究院发布的《2015-2020年中国售电公司发展模式与投资战略规划分析报告》显示，以下五家国外售电公司的商业模式是对售电行业目前商业模式的创新，也是未来售电行业企业商业模式的典范。

1、Green Mountain Energy公司

GreenMountainEnergy公司客户主要为两个部分，一个家庭用户，向其提供无污染的电力资源；另一个是商业用户，向其提供可再生能源，包括可再生能源证书（REC）、碳补偿和可持续的商业解决方案。Green Mountain Energy公司购买太阳能、风能等可再生能源发电设备，利用这些资源发电，再将电能销售给家庭用户和商业用户，并从中获取利润。

图表2：Green Mountain Energy公司运营模式

资料来源：前瞻产业研究院整理

2、Entega公司

Entega公司拥有一百万客户群，其中40万使用100%可再生能源电力，成为德国第二大清洁能源售电公司。Entega获得OK-Power认证，意味其销售的可再生电力的三分之一必须来自6年内新建的设备，另外三分之一必须来自12年内新建的设备。

Entega公司提供的服务主要有两种：一种是购买清洁能源发电设备，生产电力；另一种提供售电、天然气、水和暖气等服务。围绕着公司售电等能源服务，公司开发了全景APP2 平台，帮助客户了解能耗使用情况，进一步达到节能的目的。

图表3：Entega公司的运营模式分析

资料来源：前瞻产业研究院整理

3、Ubitricity公司

目前Ubitricity公司已经在柏林有了建设100个类似充电点的合同，柏林的供电商Grundgrün预测很快柏林的每个街灯都有这一充电功能。在LakeConstance地区也将会有60个此类充点电铺开。

Ubitricity公司通过充电桩和SmartCable连带电表模块将电能出售给电动汽车用户，并赚取差价。

图表4：Ubitricity公司运营模式分析

资料来源：前瞻产业研究院整理

4、Emprimo公司

Emprimo公司率先推出了远距离跨区售电业务和针对大城市的“都市合约”。适用于经常出差、生活时间不规律的商业人士，月固定费用便宜，但是单价较贵。此外该公司还通过灵活的分时电价、阶梯电价，以及在线服务，来整合智能家居产品产业链，为客户提供节能环保服务。

Emprimo公司运营中主要是调查客户的需求特点的不同，针对这些特点提供不同的电价，以到达为客户节能的目的，从而受到客户的欢迎。

图表5：Emprimo公司的运营模式分析 资料来源：前瞻产业研究院整理

5、Opower公司

Opower通过自己的云平台和数据整合能力来处理它所服务的公用事业公司取得的大量家庭能耗数据，结合“行为科学理论”、房龄信息、周边天气等，运用自己的软件系统进行用能分析，简历家庭耗能档案，并通过综合分析提出节能建议。最吸引用户眼球的地方是，Opower提供的报告里，除了用户本身的用电数据，还有相近区域内最节能的20%的用户耗能数据，也就是所谓的“邻里用电比较”，这提供给用户非常直观的节能动力。

Opower公司获取客户用电数据，帮助客户分析能耗用途，提供邻里之间的用电比较，节能报告及后台数据。公司为客户提供的这些服务是公司核心竞争力，使得客户满意，并继续从公司购电。

图表6：Opower公司运营模式分析

资料来源：前瞻产业研究院整理

三、中国售电公司领域投资趋势

前瞻产业研究院据相关资料粗略估算了中国全国的售电市场空间：根据中国电监会最新一次披露的《电价监管报告》测算，全国平均销售电价约为0.492元/千瓦时，2014年全年我国全社会用电量约为5.52万亿千瓦时，策略测算全国售电市场容量为2.72万亿元；若剔除国家声明受到电价保护的第一产业及呈现居民用电，市场容量约为2.3万亿元。

2.3万亿元的市场容量以及中央频出的售电侧利好政策，引起了各路资本的关注和追逐。各类发电主体、新能源企业、微电网企业、节能服务企业、电力环保企业、电力工程企业等 5 等，若能成为第一批脱颖而出的独立售电公司；就很容易成为业内领导者，分食到最大块蛋糕。

据前瞻不完全统计，仅仅2015年3-8月，我国已成立五十余家售电公司，注册资本高达46.41亿元。未来，随着售电业务的开放，中国售电公司数量将进一步井喷。

本文作者：杨明靖（前瞻网产业研究员、分析师）

售电业务管理制度 篇7

当今, 各网、省电力公司营销重点工作之一是采用无线数据传输及自动采集控制等技术, 对10 kV及以下售电侧的配电线路、变压器台区和台区供电用户电能表, 进行电能量信息采集和实时在线监测, 实现营销系统数据来源可靠、实时共享及深度分析挖掘, 促进营销管理现代化水平和提高企业效益。以完成国网公司“用三年时间建成一个涵盖各电压等级、所有用户和全省统一的电能信息采集与管理系统”的营销“十一五”规划目标。

1 工程建设存在的难点

目前, 在国内建设售电侧电能量自动采集的营销现代化管理系统还未有先例。“电采”系统技术选择是否合理、工程是否按计划实施、各环节“短板”是否解决, 都将直接影响整个工程质量和整体建设水平, 对于工程建设的成败至关重要。

1.1 技术方案要切实可行

在满足“电采”系统技术先进性和实用性的前提下, 采用何种技术方案解决, 去有效整合变电站关口表、负荷控制系统现有资源及对10 kV及以下无法实现自动抄表的用户进行技术改造, 其方案是否技术先进、通讯快捷、投资合理、使用方便, 还必须要通过科学的分析和论证。

1.2 现场信息普查难度大

“电采”管理系统要求:同一台区内现场用户资料要与主站系统管理档案的一致性要达到100%。目前, 有表无卡、有卡无表等“现场与档案总不清”的管理“顽症”, 若想在较短时间解决, 信息普查与整改的难度可想而知。

1.3 设备供应安装时间难把握

设备各供应商是否能按时提交各种型号的产品;计量中心能否配置足够的技术资源, 完成新型电能表指标测试和性能校验, 并满足现场需求;现场安装是否按工艺、质量标准和施工计划进行, 都是“电采”工程建设所必须把握的。

1.4 内业手续同步运行难

内业资料处理要“达标”。如出现登记书填写错误、传递不及时、积压和丢失等现象, 就会给供企形象带来负面影响;登记书中若存在表号重复、表号错误的现象, 计算机自动检验环节就会拒绝执行, 现场核实表计信息的工时浪费是惊人的。

1.5 系统调试难度大

工程建设中, 供应商数目众多, 产品型号复杂;同一台区的集中器和电能表不全是同一厂家的产品, 集中器数据灌装、实抄率考核与失败表认证都极易产生推诿和扯皮;不同厂家产品间协议难以兼容, 联调时工作难度大。

2 项目管理技术的应用

针对工程建设中存在的这些问题, 早在20世纪西方国家就提出了一种项目管理技术, 如果将这项技术大胆应用于售电侧全面电能量采集系统的建设, 可有效解决在建设过程中所遇到项目进度管理、质量控制、物资管理和沟通管理等关键难题, 可纲举目张、掌控全局。

2.1 项目界定

2.1.1 项目内容:

按照《黑龙江省电能信息与采集系统》系列规范要求, 采用符合黑龙江规范的IEC 62056计量设备, 对牡丹江电网内公共变压器台供电的用户全部更换为新式载波电能表, 线路关口表、变压器专台供电用户和使用负荷控制系统的用户的计量改造同步进行。通过PSTN、专线和光纤等多种通讯方式, 实现对售电侧电能量信息的全面数据采集。新型电能量信息实时采集平台搭建后, 实现了营销信息共享、分析全面深入、监控实时在线;深化数据集中、自动抄表、电费发行和线损分析等的实际应用。

2.1.2 主要目标:

在180天计划工期内, 完成1 755个集中器和28万只电能表的安装、调试任务, 线路关口表、负荷控制系统用户同步升级。

数据一致性、采集成功率等考核指标优于国网公司标准, 杜绝了重大质量事故。

2.2 项目进度管理

2.2.1 明确项目重点, 制定工期网络

“电采”建设领导小组深入研究工程的特点、工程的重要约束条件和技术关键点, 从确保工程的安全、质量、风险和经济效益出发, 把台区供电的低压用户电能表更换确定为施工的重点。首先, 按照调查、换表、调试和验收四大节点工期, 绘制了工程施工的“工期进度表”;其次, 项目的各个目标层层分解, 确定电能表供应、内业处理、施工停电和资料收集等工作任务;再次, 对工作任务进行明确的界定, 按照各任务完成需要的时间和资源到位计划时间表, 编制出整个工程项目的计划文档。各项目参与单位对本部门负责的任务进行再分解, 按工作重点绘制部门“工期进度表”, 确定本部门的项目实施、工期进度和物资需求。

2.2.2 精心组织安排, 落实工期计划

“电采”建设项目的整个工期计划排定后, 就要按计划内容进行全面的控制和执行。如执行中发生较大的偏差, 就需要有计划的适当调整, 保证任务按期完成、计划落到实处。

在项目建设攻坚阶段, 项目领导小组每天晚6时召开“工程建设协调会”, 向参与项目建设的所有单位发布项目物资需求、工程进展、难点问题和最新要求等相关信息, 听取反馈、解决问题和工期进展的透明化, 无形中让施工单位产生了强烈的争先意识, 施工质量和进度不断争攀新高。

由于中标厂家多、型号杂, 因计量产品供货不及时影响工程进度的事情时常发生。项目领导小组及时做出“打破按线施工的束缚, 工程队完成台区调查、绘制台区分布图, 更换完台区90%以上的表计、内业手续已返到供电局。对未换表的用户也逐一写明原因, 并征得供电局的同意后, 才可进行下一个台区施工”的修改方案。新方案加强了施工的灵活性, 工程队可对表源充足的线路优先改造, 漏改造表计在可用表后立即施工, 抢回了工期, 保证了质量, 避免了窝工。

2.3 项目质量控制

项目质量管理是整个项目管理体系的重要环节。它是指在一定的技术、经济和社会条件下, 在科学管理的基础上, 运用先进的技术和方法, 为实现甚至超越预期的项目质量目标而采取的活动。

2.3.1 配置质量资源, 健全质量体系

为保证“电采”工程施工质量达到工程验收标准, 数据完整性、一致性和采集成功率等各项技术指标都要超过设计指标。牡丹江电业局建立了电业局、供电局和施工队三级质量安全管理组织来保证项目质量;设立专门的质量监理, 为质量管理在资源和人员上提供基本保证;通过推行《客户信息普查工作实施方案》、《电能量自动采集系统业务管理办法》、《载波电能表换表流程》、《台区表绘制标准及要求》、《载波电能表换表、验收明细表》、《施工现场优质服务守则》等规章制度, 落实质量管理责任, 形成上下一心抓质量。

2.3.2 严格质量管理, 全程掌控把关

2.3.2.1 前期质量管理

做好施工单位的审查:a.要求施工单位出具承装、安全资质, 签订“四个合同”即:委托施工合同、安全施工合同、施工质量合同和优质服务合同;b.组织并参与技术交底, 对参与项目建设人员进行技术培训, 明确项目的关键部位和技术要求;c.检查施工单位的质量保证体系、质量机构和规章制度, 增强施工单位及人员的质量意识。

2.3.2.2 过程质量管理

加强现场调查管理:a.为了现场调查结果的准确, 设计了《现场调查表》, 将台区内用户类型、表计相别和表计容量分列明细, 并绘制台区图;b.按台区重新分卡, 对电缆进户和AB台供电用户, 采用“台区分卡仪”逐一确认;c.对现场有表无卡、有卡无表、负电量和违约用电等异常情况逐户登记, 及时处理;d.《现场调查表》与微机系统客户档案核对, 存在数据差异的立即修改。线损专工审核签字后, 方可安排下一台区换表。

强化现场施工管理:a.提前做好换表通知, 张贴停电通知和现场服务电话, 与客户和物业做好沟通, 及时处理客户的咨询和投诉;b.要求施工单位严格按计划施工, 表源充足时, 相邻台区尽可能在同一时间施工;c.按标准化作业, 仔细检查表箱状况及有无窃电现象。按照箱号、表序位换表, 按工艺标准施工, 避免表计误接线和烧表的发生。打好钢封, 填贴《换表通知书》;d.施工中发现窃电行为, 要立即通知稽查人员到现场, 对窃电嫌疑户进行认定和查处;e.换表和内业填写等工作当日事当日毕, 登记书及时返回供电局, 以保证整个工程进度的连续性;f.对线路关口表、台区表和负控表同期进行改造, 避免给客户多次停电。

顺畅内业处理流程:严格按照《电能量自动采集系统业务管理办法》中的“集抄换表工作流程”处理内业工作。该电业局和华强公司合作开发了登记书批量处理程序, 实现登记书可多人、多张登记书同时批量处理。消除了内业处理环节“卡脖子”现象。对系统发现的表号重复、表号错误等问题, 立即派专人到现场调查核对, 保证换表营业手续运行顺畅, 最大限度地减少了该项目建设对正常营销业务的影响, 统筹兼顾、不顾此失彼。

做好系统调试管理:台区换表结束后, 供电局与计量生产厂家共同对现场设备进行电能自动采集情况测试, 检查现场表计和客户档案的数据一致性是否达到100%, 台区的自动采集成功率是否达100%, 测试合格后, 才可在《工程验收报告》上签字盖章。对于上线集中器中内采集失败表, 要求电表厂家到现场进行检查测试, 查清失败原因, 如表计质量问题, 要立即更换并做好记录。针对小区地下室移动信号有覆盖盲区等问题, 也提出有效应对方案。

2.3.2.3 项目验收管理

现场验收内容:表计安装是否符合质量标准、自动采集成功率是否达到100%、台区图与现场情况是否保持一致等。

内业验收内容:登记书运行手续是否规范、运行时限是否符合规定、参数及名章是否齐全。台区图及形成电子文档是否合格等。

2.4 项目物资管理

2.4.1 由于省公司统一招标签订供货合同, 因此, 把主要精力集中在合同的执行、跟踪、物资检验和供应上。将各厂家日到货情况以电子文档形式反馈给省公司, 让上级领导及时了解合同执行情况, 以便督促供应商能按合同供货。

2.4.2 对到货的近30万只集中器、电能表的检验是计量中心面临的最大难题。计量中心日最大检定表的能力为1 400只, 按此进度根本不可能在规定的建设周期内完成表计的校验和供应任务。为完成设备检定任务, 把不合格表拒之门外, 计量中心员工, 工作采用三班倒方式, 连续作战, 努力完成了设备的检定工作。

2.4.3 “电采”系统的建设还需大量的配件供应。按工程计划和进度印制了《换表通知单》、定做了换表用的铅封和封印钳子、台区考核箱和CT等各类配件, 用以保证整个工程的顺利进行。

2.5 项目沟通管理

在项目管理中, 不仅有施工的工作流、物资流和资金流, 还有项目的信息流。项目建设离不开多层次、多方面的有效沟通。

2.5.1 随着“电采”进程的逐步加快, 社会上也出现一些不利传言, 甚至个别客户不同意更换新的电能表, 社会上的负面影响给项目建设带来了极大的压力。为消除顾虑, 让用户“明白用电、放心换表”, 电业部门通过市消协邀请各层面的客户代表参观电能计量中心, 并请客户代表随意挑选不同型号、厂家的检定合格表到市计量监督部门做第三方的比较验证。检验周期完成后, 客户代表挑选的电能表精度全部合格。计量监督部门将验证结果向社会公布后, 所有谣言不攻自破。

2.5.2 通过对上述危机的处理, 电业部门认识到了做细各项工作的重要。因此, 在与客户沟通方面, 电业部门做了如下准备工作:a.做好换表前的通知。在台区换表之前, 要求到现场贴通知单、用电视游动字幕等多种方式发表换表时间、区域等信息, 请客户配合电业部门工作;b.采用《换表通知单》方式, 告知客户所关注的新表的表号、新表的表示数、撤旧表的表示数、换表人的联系方式及姓名等信息;c.撤回的旧表在供电局存放一个月备查, 客户在此时段内对换表存在异议均可提供查询证据;d.施工期间不能中止客户供电的, 可预约换表时间。

3 项目建设效益

通过半年的项目建设, 该局顺利完成1 755个台区集中器和28万只电能表的安装、调试和封闭运行任务。负荷控制系统用户也纳入电采系统内全面管理。SG186系统客户档案与现场集中器内数据一致性达到100%;采集自动抄表日成功率达到98.94%、周成功率达到99.70%、月成功率达到99.99%以上;各项运行指标优于国家电网公司的考核指标;自动采集的抄表数据已成功用于电费发行。

新技术的应用, 使营销现场管理实现实时化、透明化和精细化。牡丹江电业局的综合线损率由原来的5.24%下降到4.91%, 降幅巨大达到0.33%, “电采”系统代替手工抄表, 不仅准确性高, 杜绝不实抄表、估算和攒电量等不规范行为, 而且“电采系统”1天就可完成人工30人一个月的抄表任务, 工效提高450倍以上。对系统数据的全面共享和深入挖掘, 指导线损、售电量和电费收入的全面实时管理, 为企业降损增效提供了有效的数据支持。

4 结束语

项目管理应用于售电侧电能量自动采集系统的建设, 不仅为提高营销工作现代化管理水平提供有力的技术支撑, 而且还验证了营销员工的攻坚力量和对新系统的适应性, 为打造新型的营销现代化管理模式提供了成功例证。

摘要：介绍了在售电侧电能量自动采集工程建设中所遇到的难题, 以及如何采取项目管理理论解决工程界定、工程进度、工程质量、工程调试和工程协调等方面的难题, 确保工程项目能够保质保量按时完成的成功案例。为今后类似工程的建设提供了借鉴和参考。

基本电费对售电均价的影响分析 篇8

关键词：基本电费；售电均价；影响

中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）32-0134-02

1 前 言

目前，我国所执行的统一电费收取制度主要包括单一制电价和两部制电价，由于用户的不同，用电量的大小有着较大的区别，为了提高用户的设备利用率，合理的收取电费，对于大型工业企业和中小型化肥企业执行两部制电价。对于两部制电价来说，其中主要包括电度电价和基本电价，而基本电费就是由基本电价所产生的电费。

对于基本电价，我们可以这样进行理解，两部制电价可以看成企业薪资的发放，其中包括基本工资和绩效工资，而其中的基本电价就属于基本工资。

根据我国的相关规定，基本电费的收取是按照用户变压器的最大容量和用户用电的最大需求量等两种方式来进行收取的，其主要计算方法与用户所安装的用电设备容量和用户所需要的最大用电值有着直接的关系，而是与用户所使用的实际用电量没有关系，也可以这么说，无论用户在当月使用了多少电量，或者是没有使用任何电量，只要没有办理减容手续，那么依旧会按照相关计算标准，来收取相应的基本电费。从这样的叙述中可以看出，基本电费是两部制电价中的主要组成部分，而基本电费的收取，同样对售电均价产生了较大的影响。

2 基本电费的售电均价的影响

目前，由于用户用电设备和企业加速生产的影响，使基本电费处于大幅上涨的趋势，在这样的情况下，基本电费对售电均价的影响力度也越来越大，同样也是表现最为明显的影响因素，一般情况下，决定影响力度大小的两个主要因素包括单位容量售电量和单位电量基本电费。

2.1 单位容量售电量

在上述所说的基本电费的收取方式中，用户用电设备容量是其中的主要部分，而单位容量售电量则反映的是变压器的利用程度，同时也是售电均价的反向指标，其计算公式体现在以下：

W单=■

其中W单指的是单位容量售电量，而W总指的是供电企业在一段时期内的工业售电总量，S指的是用户变压器额定容量总和。

通过这样的计算公式可以看出，在没有特殊情况的影响下，也就是说如果供电企业的技术设备水平在达到一定的程度，并且保持安全运行，供电企业在单位时期内的工业售电量越大，这样也就代表着供电设备的整体负荷率也在逐渐增加，而单位容量售电价会相应的降低，而售电均价也会随之降低，其主要影响因素为供电企业的整体售电量。

2.2 单位电量基本电费

在基本电费当中对售电均价的影响因素当中，单位电量基本电费也是其中的影响因素之一，单位电量基本电费指的是供电企业售电均价的量化值，反映了单位电量使用下所收取的基本电费，一般情况下，这样的单位电量以每千瓦时为标准，其直接代表了售电均价的正向指标，单位电量基本电费的一般计算方法为供电企业单位时期内所收取的基本电费总和，和单位时期内总售电量之间的比值，所得出的结果就为单位电量的基本电费。

根据目前电价的相关规定，一般是对工业电力用户中用电设备容量超过315 kV安的企业实行两部制电价收取方式，由于此工业企业所使用的电量较多，采用这种电价收取方式的主要目的是为了使企业根据单位时期内的售电总量，来对工作时间进行安排，合理的对大功率设备的开停时间进行控制，避免在高峰期大量的开启大功率用电设备，以此来减少电费开支，增加企业的经济效益。

对于两部制电价的收取来说，虽然其中的电度电费占据了主要部分，但是基本电费的收取也同样是不可忽略的一部分内容，根据基本电费的收取计算方式来说，对大型工业企业中的用电设备功率进行合理控制和调节，能够直接影响基本电费的收取情况，同样也影响了企业的电费支出情况。所以说，需要按照国家的相关规定和标准，来对基本电费进行合理管理，其管理方法主要包括这样几个方面。

3 基本电费收取的主要管理方法

3.1 影响基本电费收取的几个因素

基本电费的收取对售电均价的影响较大，另外，供电企业在电费收取上涉及到许多方面的内容，其中主要包括业扩报装和用电监察等，其中的每一个环节都影响了电费的实际收取，所以说，供电企业在办理业务的过程中，需要对其中的每个环节进行谨慎操作，防止由于差错，影响大型工业企业的经济效益，就目前的情况来看，导致基本电费流失的主要原因包括以下几个方面：

①首先是变压器的注册容量和实际容量不相符合，通过以上的叙述可以知道，基本电费的收取与变压器的实际容量有着较大的关系，供电企业在对基本电费进行收取的过程中，一般是按照用户所注册的变压器容量来进行计算并收费的，但是在实际运行过程中，部分用户会采用拼接设备的方式来运行变压器，导致变压器超负荷运行，在这样的情况下，由于其负载率的提升，基本电费的费用就会相应的减少，但是这样的方法会导致变压器的寿命相应的缩短，在一定程度上影响了电网的安全经济运行，同时也会对企业的经济效益产生一定的影响。

②用电业务办理中所出现的管理漏洞。在用电业务手续的办理上常常出现一定漏洞，这些漏洞的存在也会对导致基本电费出现流失。基本电费的收取与当月用户的实际用电量没有关系，只与变压器的容量有关系，但是在用户办理暂停手续之后，基本电费的收取将会停止，一般情况下，当年暂停时间如果超过六个月，需要按照相应的规定继续对基本电费进行收取，但是由于用户没有及时的办理回复手续，基本电费的收取将会减少，针对这种情况，供电企业需要加强对业务开展流程的管理力度，保证暂停手续办理的日期填写正确，另外对于使用变压器情况有变动的用户，需要按照使用的实际天数来对基本容量费进行计算，以此来保证基本电费的正确性。

3.2 管理方法

3.2.1 选择正确的电费收取计算方式

目前，基本电费的收取主要是按照变压器的最大容量和用户的最大用电需求量来进行计算的。比如说，某供电企业按照基本容量收取基本电费的单价为24元/kVA/月，而按最大用电需求量收取电费的单价为31元/kVA/月，供电企业根据用户要求及工业用户用电的实际情况，由用户对计费方式进行合理选择，以此来保证两部制电价定价的整体合理性；根据以上电费的收取方式可以知道，当某大型工业企业中最大用电需求量与变压器容量之间的比例为24/31的情况下，才能使基本电费的收取情况保持相同，换句话说就是这个比例就是两种收费方式盈亏的分界点，在这样的计算之下，供电企业需要对工业企业的实际用电量和变压器容量进行实地考察，并且根据情况来选择基本电费的收取方式。

3.2.2 如何合理的选择基本电费收取方式

一般情况下，变压器的整体负荷率达到50%以上的时候，其效率较高，所以，在采用根据变压器最大容量计算基本电费的时候，如果变压器的负荷率在50%以下，其整体损耗程度就会增加，利用率也会随着降低，基本电费的收取就会随之增加，在这样的情况下，用户为了减少基本电费的支出，常常会使变压器超负荷运行，这样对变压器的运行效益产生了严重的影響，对安全生产的威胁较大，针对这种情况，供电企业可以在部分大型工业企业中安装远程监控设备，实时监控企业变压器的运行状态，工作人员在检查的过程中，如果发现安装了新型的大功率用电设备，需要对其进行超负荷运行的检查，并且根据实际情况，来要求用户办理增容手续，或者按照最大用电需求量来进行基本电费的收取。

3.2.3 两部制电价对提高电力系统整体效率的作用

多年来，两部制电价对于促进电力用户节约公共电网变压器固定成本及运行成本，提高电力系统整体效率发挥了重要作用。随着我国经济结构调整深入，部分企业需要适应新形势优化调整生产结构，短期内出现了企业开工不足，基本电费支出占比提高现象。为了支持企业转型，减少停产、半停产企业电费支出，降低实体经济运行成本，国家发展改革委办公厅发布了《发改办价格（2016）1583号》文件，放宽了基本电价计费方式变更周期限制及减容（暂停）期限限制。用户应根据企业自身的运营情况及时向供电企业提出调整基本电费计费方式，降低自身运营成本。

4 结 语

基本电费收取方式的选择影响着供电企业的销售收入，其合理性同样影响着售电均价的高低，为了使基本电费的收取保持在合理的范围内，同时保证供电企业和用户的经济效益不受到损害，在选取基本电费收取方式的过程中，需要根据两种基本电费的主要计算方法，结合用户的实际情况来进行合理选取，并且需要供电企业的业务人员谨慎办理业务流程，以此来提高售电均价。

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