电价执行（共8篇）
电价执行 篇1
随着经济的发展, 各类负荷的大幅度增加, 对电力系统发、输、供、配的设备容量提出了更高的要求, 为了提高设备利用率, 作为需求侧管理的一项重要措施, 国家规定国家实行分类和分时电价。分时电价的执行, 减少了电力产、供成本, 降低了企业单位产品能耗。但是随着新兴行业不断地涌现, 各类用电负荷、用电时间各不相同, 原来分时电价执行的有关规定不能完全满足需求侧管理及各类客户的需求, 该文结合分时电价执行的有关规定及实践中存在的问题, 在分时电价执行过程的具体操作、实施范围等方面提出建议, 在扩大分时电价执行范围, 提高分时电价执行可操作性方面做了有益的尝试。
1分时电价有关规定
《电力法》第41条明确指出:国家实行分类电价和分时电价。作为需求侧管理的一项重要措施, 分时电价的执行对于调荷避峰, 降低电力生产、供应成本, 减少用电企业单位产品能耗有着重要的意义, 完全符合当前我国建设节约型社会及节能减排的国策。《安徽省电价说明》[皖价服2005 306号]中对于安徽省峰谷电价的执行也作了详细的说明。
(1) 大工业用户、100 k VA安及以上的非普工业用户、执行蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户, 全面执行峰谷分时电价。
(2) 有条件的地区, 根据需要可以对一户一表的居民用户实施两段制分时电价。居民用户可按年选择执行分时或单一电价, 一旦确定, 1年内不予更改, 满1年后可以更改。
(3) 峰谷分时电价的具体执行办法, 按安徽省物价局《转发国家发展改革委关于安徽省峰谷分时电价实施办法的批复》[皖价服〔2004〕106号] (下简称《批复》) 执行。
其中《批复》对有多种电价客户的分时电价的执行作了如下规定。
①含有多种用电性质的用户, 其执行非普工业电价的用电设备总容量达到规定范围的, 应当执行峰谷分时电价。党政机关、部队、学校、医院暂不实行峰谷分时电价 (不含单位兴办的工商企业用电) 。
②执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其它用电类别, 且无法安装带分时计量功能分表的, 按用户总表记录的峰腰谷电量比例, 将这部分用电从总电量中扣除, 不参与峰谷调整。
含有多种用电性质的用户, 其一, 执行非普工业电价的用电设备总容量达到100 k VA及以上时, 才能执行峰谷分时电价。其二, 执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其他用电类别时, 只有安装带分时计量功能分表的, 才参与峰谷调整。其三, 只有大工业用户、非普工业用户及蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户和居民客户才能执行分时电价。
2某市负荷现状及电量结构分析
据统计某市今年夏季用电高峰期间的用电负荷缺口达到200万k W, 这还不包括厂网设备事故限电的因素。经调取该市供电负荷数据并测算, 其单日负荷峰谷差达到370 k W, 有巨大的调荷避峰空间。
再从该市的电量结构分析, 已实行分时调整的大工业 (含中小化肥) 、非普工业及部分居民客户电量占总电量的86%, 其次所占电量比例较大的便是非居民照明和商业用电, 占总电量的12%, 因此, 非居民照明及商业用电对应电量颇具调荷避峰潜力。
3采取的对策
(1) 对于有多种用电性质的用户, 其是否执行分时电价不仅要看执行非普工业电价的用电设备容量, 还应考虑其用电量。实践中, 非普工业电价对应电量所占总电量的比例往往大大超过相应容量所占总容量的比例, 用电量应是一个更重要的衡量指标。
(2) 执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其他用电类别的, 实际工作中很多不再装设具有分时计量功能的电能表, 按照《批复》的规定, 该类别的电量不参与峰谷调整。
(3) 大工业用户、非普工业用户及蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户和居民客户, 而所占电量比例相对较大的非居民照明及商业用电不执行峰谷电价调整。
为响应国家节能减排的号召, 许多地区纷纷扩大分时电价的执行范围, 如, 安徽省2004年起仅对大工业用户 (不含中小化肥企业) 和用电容量在200 k VA及以上的非普工业用户全面实施分时电价, 2006年扩大到大工业用户、100 k VA及以上的非普工业用户、执行蓄热式电锅炉、蓄冷式空调电价用户。为此, 对于含多种用电性质的用户, 分时电价的执行范围也应进一步扩大, 为此笔者提出如下建议。
(1) 含有多种用电性质的用户, 其总容量超过一定标准或者电量超过一定数量及比例的, 其包含的大工业、非普工业或居民照明电价对应电量应当执行峰谷分时电价。
(2) 执行分时电价的工业用户内部存在居民生活等其他用电类别, 原则上应安装带分时计量功能分表。确实无法安装带分时计量功能分表的, 按用户总表记录的峰腰谷电量比例, 将这部分用电从总电量中扣除, 不参与峰谷调整。
(3) 采取多种措施扩大执行峰谷分时电价的范围及电价种类, 可将非居民照明、商业用电纳入峰谷电价调整的范围之内。
(4) 从负荷曲线看该市在傍晚为“尖峰时刻”, 可以通过设置尖峰时刻的“尖峰”电价来减缓该时段的负荷需求压力。
4预期成效
(1) 通过扩大峰谷分时电价的执行范围, 提高了调荷避峰能力, 必将进一步优化负荷曲线, 减少对发、输、供配设备容量的需求, 减少设备投资。同时可以缓解调荷避峰和停限电带来的优质服务压力。
(2) 将电量作为是否执行分时电价的条件之一, 不仅增加了分时电价执行的可操作性, 还能够使有真正调荷避峰能力的“电量”参与到峰谷调整中来。
(3) 通过大力推广“两蓄”, 可以使没有实行峰谷调整的企事业单位及商业用电积极投身于分时电价调整范围之内, 为可调负荷增加了生力军。
5结语
该文结合某地区负荷曲线、电量结构和分时电价有关规定探讨了分时电价执行过程中存在的问题。结果显示在执行范围上应该继续增加分时电价执行类别, 以提高调荷避峰的能力;在分时电价的执行条件上应将电量纳入衡量指标之内, 这样可将实际有调荷避峰能力的用户积极参与避峰。同时由于非居民照明及商业客户所占电量比例较大, 宜将这两类类别对应的用电负荷实行分时电价, 并且还可以借机推广蓄热式电锅炉、蓄冷式空调, 为调荷避峰增加生力军。
参考文献
[1]李翔.基于用户响应的分时电价模型研究[D].华北电力大学, 2014.
[2]Blair Swezey, Lori Bird, 张弋军, 等.美国绿色电力市场分析报告[J].世界环境, 2015 (3) :35-38.
[3]张力强, 孔红.地区电网电力市场分析与决策[J].山西电力, 2003 (3) :28-30.
电价执行 篇2
一、执行范围
在100KVA及以上的大工业用户，普非工业用户动力用电中试行。100KVA以下的普非工业用户，以及执行照明、非居民照明、农业生产用电、农业排灌、商业用电的用户，仍按现行电价制度执行，不实行丰枯峰谷调峰电价。
二、季节性和分时段划分
丰枯季节的划分（重庆）：
6-10月丰水期，1-4月、12月枯水期，5月、11月平水期 峰谷时段划分：
平段 ：7:00—8:00
12:00—19:00 尖峰 ：19:00—21:00 高峰 ：8:00—12:00 21:00—23:00 低谷 ：23:00—7:00(次日)
三、季节性电价制度
一年12个月分成丰水期、平水期、枯水期三个时期。
平水期执行现行电价，丰水期目录电价在平水期基础上下浮10%，枯水期目录电价在平水期基础上上浮20%。
四、分时电价
基准电价实行峰谷浮动，除平段8小时不实行浮动外，尖峰时段的电价在夏季7、8月，冬季12、1月在平段基础上上浮70%，其他月份上浮50%。高峰时段的目录电价在平段基础上上浮50%，低谷时段在平段基础上下浮50%。
五、浮动要素
大工业用户（两部制）：
实行丰枯、峰谷调峰电价的范围包括市场交易电费和输配电费中的电量电费、线损电费，不包括基本电费和代收基金及附加。
一般工商业及其他用户（价差传导）：
浅谈电价政策执行管理 篇3
关键词：电价,政策,监督,执行,管理
电价电费的管理是电力营销工作的核心环节之一。电价是电费计算的基础, 电费是电力营销工作成果的最终体现。电费能否及时、准确的计收, 各类营销数据能否准确的统计, 关键就在于电价电费的管理。电价水平直接影响着社会、经济的发展, 电价由政府部门制定, 电价政策能否准确执行体现了电力企业的管理水平, 关系到电力企业的形象。笔者根据工作中的一些体会就电价政策执行管理工作浅谈一点认识和想法。
从电价政策执行的角度来看, 电价政策有如下的一些特性:
电价政策的延续性。电价体系的建立是一个长期的过程, 目前我们所执行的各类电价政策及计收方式就是在1975年《电、热价格》的基础上不断发展、演变而成。一些电价政策在相当长的时期内没有变化, 例如《功率因数调整电费办法》。因此, 在电价政策执行管理中应已这些政策作为执行基准, 保证这些电价政策执行的延续。
电价政策的前提性。电价政策的执行往往有一定的前提条件, 例如政策执行开始结束时间、政策执行的范围。作为电价执行管理就必须严格把握电价政策的前提, 在政策所规定的框架内准确的执行。如高耗能企业电价, 铁合金、中小化肥电价, 往往对执行单位有明确的名单要求或产能要求。用户的基本情况又是经常发生变化的, 在电价执行时必须注意到这种变化带来的影响, 及时、准确的运用前提性电价政策。几年来, 一些新电价政策往往在执行时存在一些不便, 主要表现在执行时间滞后于抄表结算周期;政策表述不清晰;临时性政策及补充政策多等方面。这就要求基层单位对电价政策进行深刻理解, 及时向上级及物价部门汇报电价执行疑问。
电价政策的复杂性。电价体系是在不断演变的, 电价政策也是随着社会的发展、用电环境的变化而不断调整的。电价政策经过长期的补充、完善和发展, 形成了涵盖内容广、数量多、关联性强、变化频繁的复杂特性。在政策执行时往往会出现一项电价政策中规范了多类用电或同类用电由多项电价政策来规范的情况, 同类用电情况其电价政策又可能多次或者不断地变化, 例如峰谷用电的浮动比例。这些变化往往还带有时限性和反复性, 例如超基数优惠政策。
电价政策的人为因素。这是电价政策执行中的最大特点。一切电价政策都是通过基层营销人员来执行的, 因工作能力、业务水平、政策理解的不同往往会造成电价政策执行的不统一甚至造成差错, 此外还存在着特殊的用电情况造成政策的特殊执行等情况。因此, 电价政策执行管理既要尽量避免人为因素影响, 严格执行电价政策;又要充分发挥人为能动性, 灵活把握政策处理特殊情况。
综合以上特性, 要做好电价执行管理, 必须要做到准确、及时、高效。建立标准化作业指导, 并结合严格有效的监督来进行管理。笔者觉得可以从以下几点着手:
1.加大学习、考核力度。电价政策是通过营销人员, 尤其是通过核算员将电价政策反馈到电费的计算中来执行的。因此, 电价执行管理从某种意义上说就是对人的管理特别是对核算人员的管理。保证了核算人员的素质, 就保证了电价政策执行的基础。不断加大、加强核算人员政策掌握数量和文件理解能力。然后通过做题或定期组织考试的方式对学习情况进行反馈, 通过奖罚措施, 确保每一个核算员对电价政策的熟悉和理解。
2.制定规范化、程序化和自动化的工作流程。目前, 营销信息化系统已经得到广泛的应用, 其功能也已基本趋于稳定。大量新老电价政策的执行都是通过系统内电价、算法的设置来完成的。电价执行管理应制定符合信息化系统特性的工作流程, 首先确保电价政策在系统中的准确反应及自动适用功能的实现。例如新目录、附加电价在系统中的准确设置, 新型基本电费上下限的自动考核。
3.严格把关电价政策起止时间、临时电价政策、补充政策的执行。形成有效可控的监察制度, 建立电价时效、范围档案, 通过报表、抽查等形式监控执行情况。必要时可形成回访制度, 对电价的执行情况进行一定时间的跟踪, 及时收集各局电价执行中遇到的困难和疑问, 确保各项电价政策及行业目录电价执行到位, 尤其是抓好执行高电价行业客户的电价到位。
4.建立统一的核算机构, 统一理解、统一认识。核算人员是一线电价执行人员, 分散的核算人员受各种客观因素的影响, 往往无法全面、准确地理解新电价政策, 尤其对大型的电价调整或操作经常发生理解性差错。统一各县局的电价操作方式特别是信息系统下执行电价政策的操作方法、工作流程, 能有效确保新老电价的高效、正确执行。此外, 统一的核算机构有利于加强核算员之间的交流, 加强核算员的培训, 进而有利与电价政策的执行统一性。
5.定期进行电价执行自查。加大自查力度不但有利于规范内部管理, 对发生的电价政策执行错误进行归纳总结, 以点查面, 能避免同类型错误的再次发生。对于用户特殊情况要突破现有电价政策的, 要把握原则、逐级审批, 最大限度地防止电费损失。
电价执行 篇4
中央政府门户网站
2009年01月21日
来源：电监会网站
电监会发布《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》 为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25号令）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告，现予公布。
附件:《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》
国家电力监管委员会监管公告2008年第7号
（总第10号）
为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25号令）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成本报告，现予公布。
一、基本情况
本次检查涉及全国（除西藏）30个省、自治区、直辖市约576家电力企业。其中，电网企业126家，包括：各区域、省级电网企业及其调度机构36家，省级以下电网企业90家；发电企业约450家，包括：华能、大唐、华电、国电、1 中电投、长江电力、国开投、国华电力、华润电力等中央发电公司所属可再生能源发电企业和其他地方可再生能源发电企业。
本次检查，首先由电监会各派出机构组织全国30个省份的电网企业及其调度机构、可再生能源发电企业开展自查。在此基础上，采取召开座谈会和实地察看等方式对104家电网企业和241家发电企业进行了重点检查和抽查。
自《可再生能源法》实施以来，全国可再生能源发电装机容量和发电量逐年增长。据本次检查统计，截至2007年底：全国可再生能源发电装机约为15494万千瓦，占当年全国总装机容量的21.6％。其中水电、风电、生物质能发电装机容量分别为14823、561、108万千瓦，分别占总装机容量的20.64％、0.78％、0.15％。全国可再生能源发电量为4825亿千瓦时，占当年全国总发电量的14.8％。其中水电、风电、生物质能发电量分别为4714、53.6、42.5亿千瓦时，分别占总发电量的14.4％、0.16％、0.13％。
自2005年底至2007年底：全国可再生能源发电装机增加了3631万千瓦，增长了30.6％，其中，水电、风电、生物质能发电装机分别增长了26.3％、444％、429％。两年来可再生能源发电装机占全国发电装机比例下降了1.37个百分点。全国可再生能源发电量增加了822亿千瓦时，增长了20.6％，其中，水电、风电、生物质能发电量分别增长了18.9％、268％、363％。两年来可再生能源发电量占全国发电量比例下降了1.23个百分点。
二、监管评价
从检查情况看，《可再生能源法》及其配套规章实施以来，可再生能源发电建设步伐逐年加快、发展环境明显改善。特别是《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等规章实施后，电网企业在可再生能源发电接入工程建设、上网服务、并网安全运行保障、电量优先调度、电价和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露和报送等工作方面有较大提高，进一步促进了可再生能源产业的发展。
（一）可再生能源发展环境日趋改善
可再生能源一系列法规出台以来，电力企业对可再生能源开发与利用日益重视，依法发展和利用可再生能源的意识逐步增强。电网企业比较重视可再生能源的利用，制定相应措施和办法，尽可能多地收购可再生能源发电量，为可再生能源发电的发展创造良好条件。
（二）可再生能源发电配套电网规划及建设工作得到加强
电网企业能够配合政府有关部门做好可再生能源发展规划和研究工作，力求电网规划建设与可再生能源发电规划建设有机结合。例如：上海、江苏、宁夏等省市电力公司积极开展风力发电建设对电网影响等调研工作，形成了研究分析报告；安徽、上海等省市电力公司配合政府有关部门开展了生物质能、太阳能、潮汐能发展的规划编制和研究等工作；辽宁省电力公司完成了风电接入系统规划方案，并报东北电监局备案。
电网企业能够按照可再生能源发展规划及时建设、改造可再生能源发电配套电网设施，为可再生能源发电机组的电力送出提供必要的网络条件。东北、华中电网公司以及广东、贵州、辽宁、江苏、安徽、山西、陕西、宁夏等省电力公司抓紧做好可再生能源发电项目接入系统工程建设、调试、验收等工作，较好满足了可再生能源电量送出的需要。福建省电力公司实施了小水电电量上省级电网的战略性改造，安排新建或改造电网项目70项，总投资额达13.86亿元，解决了历史形成的130多万千瓦小水电上网容量受阻问题，提高了水能利用效率，水电送出基本不受限制，小水电业主对此反映良好。
（三）可再生能源发电量全额收购得到切实推进
电网企业能够按照示范文本与可再生能源发电企业签订《购售电合同》和《并网调度协议》，配合电力监管机构做好可再生能源发电机组并网安全性评价。北京、青海、浙江等省市电力公司通过开辟“绿色通道”、“一站式服务”等方式，建立了可再生能源发电项目并网申请受理、送出工程设计审查、并网协议签订等工作制度，有效提高了可再生能源发电项目并网工作效率；福建省电力公司专门针对地方中小型可再生能源发电企业制定了合同管理和并网调度规范等文件；甘肃、宁夏电力公司编制了可再生能源发电机组并网工作流程，积极为可再生能源发电机组并网提供技术服务和指导。
电网企业能够执行全额收购可再生能源电量相关规定，除不可抗力和影响电网安全稳定运行情况外，尽量避免由于电网调度因素导致可再生能源发电机组出力受限。南方电网公司及广东、广西、重庆等省市电力公司制定了节能发电调度、保证可再生能源全额上网的相关细则和办法。华东区域内各级调度机构在实践中摸索了一套保障可再生能源发电量全额上网的做法：风电、径流式小水电、太阳能、潮汐能根据来风、来水、日照、潮汐情况发电；生物质能发电机组根据发电 原料来料情况调整发电量，在自愿的前提下参与调峰；安排有调节能力的小水电在不弃水的前提下参与调峰。南方电网公司所属各省级及以上调度机构充分考虑可再生能源发电季节性、间歇性特点，优化水火调度，合理编制发电调度计划，积极开拓低谷用电市场，加大省区间余缺调剂力度，不断提高可再生能源机组的发电利用小时，其中贵州电力调度通信局充分发挥梯级水库调节互补性，根据中短期天气预报，按不弃水或少弃水原则优化水电调度。华东电网公司充分发挥跨流域调节作用，积极组织协调上海、江苏、浙江等省市电力公司，按照计划消纳三峡、葛洲坝等地水电，并通过双边交易消纳四川低谷富余水电。浙江省电力公司合理安排省内火电机组出力，消化周边省份的丰水期水电，有效避免了水能浪费。湖南省电力调度中心根据气候与来水变化实施了较为科学的水电调度方案，甘肃省电力公司通过调整网内其他机组开机方式或出力曲线保证风电最大限度送出，宁夏电力公司将影响可再生能源发电的检修安排在发电负荷较低时期进行，有效保证了可再生能源发电量优先上网。
（四）可再生能源电价政策执行和电费结算情况趋于规范
电网企业能够按照价格主管部门批准的可再生能源发电项目上网电价和《购售电合同》约定的电费结算流程、计算方法、结算时间、结算方式等，与发电企业及时、足额结算电费。对政府价格主管部门尚未审批上网电价的可再生能源发电项目，多数电网企业能够先按临时结算电价与电厂结算，待电价批复后进行清算及退补电费。可再生能源电价附加征收、补贴、配额交易、可再生能源接网工程的补贴费用标准能够按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等有关规定执行，规范账户管理，按照文件要求参与配额交易。例如：青海省电力公司通过加强内部管理，大大降低了承兑汇票的比例；宁夏电力公司在可再生能源附加配额交易金额尚未到位的情况下，按照国家批复价格由电网企业垫支及时与发电企业结算电费。
（五）可再生能源信息披露和上报逐步规范
电力企业能够真实、完整地记载和保存可再生能源发电机组相关技术参数、可再生能源发电量、上网电量、电费及补贴结算情况等有关资料。部分电网企业能够按照有关要求及时将因不可抗力或者有危及电网安全稳定而未能全额收购可再生能源发电量的情况通知可再生能源发电企业，以各种方式向相关发电企业披露有关信息，并定期报送电力监管机构。例如：华中、西北、南方区域的省级及以上电网企业通过电力交易大厅实时信息平台、每日网厂电话生产例会、电力市场交易信息网站、厂网联席会议等方式定期向可再生能源发电企业披露有关信息。上海市电力公司、广东电网公司每月定期向电力监管机构报送所属各地市供电企业收购可再生能源电量、电价和电费结算以及可再生能源电价附加收支和配 4 额交易等情况。甘肃省电力公司及时将风电等可再生能源发电送出受限原因、持续时间以书面或会议通报等形式通知发电企业，同时努力做好调整和改进工作。
三、存在问题
（一）可再生能源发电项目建设需进一步加强规划
部分地区缺乏统一、合理的可再生能源发电和接入系统项目建设规划，工程项目存在布局不合理和无序建设等问题，风力发电规划与电网调峰调频能力的协调有待加强，不同投资主体的电网企业在电网规划和建设上的协调机制有待完善。例如：内蒙古风电资源富集地区缺乏统一规划，国家审批和地方审批的项目并存（内蒙锡林郭勒盟灰腾梁地区的风电基地分属7个发电集团的8个风电企业，装机容量从1.5万到4.95万千瓦不等），风电接入系统工程难以统一建设，同一区域内送出线路重复建设，既浪费土地资源，又造成电网安全隐患。河北北部地区也存在类似问题。江苏省部分地区生物质能发电规划布局不合理，部分秸秆电厂之间距离较近，秸秆收集半径交叉，造成秸秆收集恶性竞争，抬高了成本。山东省菏泽市已投产2个秸秆发电项目，仍有3个项目在建，根据秸秆数量和质量测算，市内秸秆资源已无法满足需要。广东、广西、海南部分地县小水电建设开发缺乏统一规划，建设无序，部分小水电建设手续不齐，建设过程中与电网缺乏必要信息沟通，电网规划建设难以及时配套，部分小水电上网受阻，汛期矛盾较为突出。另外，部分省级政府有关部门未制定可再生能源项目发展规划，部分省级电网企业未按照要求将可再生能源发电配套电网设施建设规划情况报电力监管机构备案。
（二）部分可再生能源发电项目接入系统工程建设管理不够规范
部分电网企业未能按照《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第五条要求建设可再生能源并网发电项目的接入系统工程，加大了发电企业建设成本。例如：内蒙古西部电网15个风电项目中，仅5个项目的接入电网工程由电网公司负责建设和管理；黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由发电企业承担；吉林省电力公司要求白城地区风电企业共同投资建设500千伏变电站；青海黄河公司大通河流域4座水电站与青海省电力公司协商未果，投资约1亿元自建135公里110千伏送出线路；江西省居龙潭、廖坊等两个省调水电厂的接入系统工程全部由发电企业投资建设。
（三）部分可再生能源发电上网存在“卡脖子”现象
部分电网企业未能及时改造可再生能源发电送出电网设施，造成可再生能源发电出力受限、电量损失。例如：河北张家口地区风电发展迅速，但由于变电容量较小且电网改造滞后，造成风电出力受限；浙江省泰顺县小水电发展迅速，但 泰顺电网与温州电网间只有2条110千伏输电线路，受输送限额的影响，水电企业只能轮流发电，弃水较多；甘肃风电建设较快，电网建设相对滞后，风电送出受阻问题加剧。
（四）部分可再生能源电量收购中依然存在不规范现象
部分电网企业及其调度机构未制定保证可再生能源发电量全额上网的具体操作规则，在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，特别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。例如：陕西电网企业对小水电发电计划仍然进行考核，造成小水电一定电量损失，变相降低上网电价，且存在延迟、不足额支付电费以及要求小水电承担2％～10％线损等现象；安徽省、浙江省、重庆市、福建省小水电企业反映关口计量表计安装点、产权分界点不规范或线损分摊依据不明，存在线损分摊争议；湖北省电力公司在与清江高坝州电厂结算时，将所谓超过测价电量的上网电量按230元/千千瓦时结算(国家核价为414.5元/千千瓦时)；河南省洛阳市宜阳、栾川、嵩县等地供电企业与小水电企业结算时，未执行优惠增值税率（6％），通过采取扣减电量或电费形式将税负转嫁给小水电企业；广西地方县级供电企业与大网之间未建立规范的交易机制，丰水期间小水电弃水情况时有发生。
（五）部分可再生能源发电《购售电合同》和《并网调度协议》签订需进一步规范
部分电网企业特别是地县级电网企业对《购售电合同》和《并网调度协议》签订工作不够重视，存在合同过期、丢失，形式和内容与范本相差较大，合同双方的权利和义务不对等，甚至无合同调度交易等现象。例如：广西大部分县级供电企业未与可再生能源发电企业签订并网调度协议；广西兴安县供电公司在协议中出现“电费在第三个月付清”等条款；海南电网公司所属供电企业在与小水电签订的合同中，无功考核标准不符合当地政府部门有关规定；湖北省电力公司在与水电企业签定的合同中仍然规定超过计划的上网电量执行下调后的临时电价；江苏省仍在合同中约定购电量计划；贵州电网公司部分县级供电企业与小水电企业签订的《并网调度协议》中，存在变相扣减电量的条款；山西省电力公司在与风电企业签订的合同中要求其缴纳系统调峰补偿费。
（六）可再生能源相关电力企业信息披露和报送工作有待改进
部分省级电网企业存在披露信息不及时、不全面，未能每月向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电量、上网电量、电价、电费结算以及电价附加收支等情况。部分可再生能源发电企业也存在报送信息不主动、质量差等问题。有些省级电网企业未能按照要求将调度范围内可再生能源发电配套电网设施建 设规划报电力监管机构备案，部分电力调度机构未将保证可再生能源电量全额上网的具体操作细则报电力监管机构备案。
（七）可再生能源现行政策、法规、标准需进一步完善
《可再生能源法》颁布实施以来，有关部门出台了一系列可再生能源配套法规和相关标准，但在执行过程中反映出还存在一些不足。一是2006年1月1日前投产的可再生能源发电项目仍执行以前电价规定，部分企业上网电价偏低，不利于企业持续发展。例如安徽芜湖绿洲环保有限公司的上网电价为415元/千千瓦时，接近于脱硫标杆电价。二是可再生能源电价补贴和配额交易方案滞后，半年或一年一次的配额交易周期过长，在电价附加存在资金缺口的省份，电网企业无法及时、足额支付本省补贴。三是可再生能源发电项目接入工程的补贴标准偏低，电网投资回收期较长，影响电网企业投资建设积极性。四是直接接入配电网的可再生能源发电项目，其接入系统工程投资主体不够明确，容易引起厂网矛盾。五是生物质能发电缺乏可遵循的行业标准，在合同签订、单位能耗、排放、造价等方面只能参照火电标准，不能反映生物质发电特殊性、更好地维护生物质能发电企业利益。六是某些省市垃圾发电厂垃圾处理费标准偏低，部分垃圾发电得不到足够的成本补偿。七是与可再生能源法规不相符的相关规定尚待清理。
（八）可再生能源电量全额收购受到电网安全稳定运行等因素影响
一是受可再生能源与常规能源电源分布结构特性以及用电负荷特性影响，负荷低谷时段，在火电最小开机方式下，可能出现电网无法承受突然增加的可再生能源发电出力的状况，造成可再生能源发电出力受限。二是风力发电具有随机性、间歇性，大多具有反调节特性，大规模风电机组接入电网，给电网调峰、调频带来困难，加大了电网运行方式安排难度，对电网安全稳定运行造成一定影响。例如位于东北电网末端的蒙东等地，大量风电项目建设和集中接入，进一步增加了这些地区的电源外送压力，同时降低了电网稳定水平。三是风电和小水电多分布在偏远且网架相对薄弱地区，用电市场容量有限，调节手段和能力不足，在电量集中送出时，线路、变压器等电网设施经常出现过载，影响电网安全稳定运行和供电可靠性。四是目前投产的风电机组大多不能进行有功、无功调节，缺乏低电压穿越等电网安全运行需要的基本功能，也没有功率预测系统，加之一些运行管理水平较低的风电和小水电并入电网，给电网的安全稳定运行带来了一定威胁。
四、整改要求
电力企业要充分认识促进可再生能源开发利用的重要性，不断增强法律意识，认真贯彻落实可再生能源相关法规、政策，促进可再生能源发电的可持续发展。
（一）电力企业要严格执行可再生能源电价和附加政策
电力企业应严格执行国家可再生能源电价和附加政策，做好电价附加征收、配额交易、电费和补贴结算等工作。可再生能源发电企业、电网企业要按照电监会关于厂网电费结算的规定，签订《购售电合同》，不得自行变更上网电价，也不得通过变相改变上网电量、强行分摊线损等方式变相降低上网电价，要按照价格主管部门批复的上网电价和《购售电合同》的约定及时、足额进行电费结算，不得擅自变更补贴标准，要按照国家批复的补贴标准及时进行补贴支付。电网企业要按照附加征收标准做好可再生能源电价附加的征收工作，要继续做好账户管理工作，按照批复的附加调配方案及时进行配额交易，完成可再生能源电价附加的调配工作。
（二）电网企业要进一步做好全额收购可再生能源电量各项工作
电网企业要加强与可再生能源发电企业间的沟通协调，建立健全相关联系机制。调度机构要制定科学合理、确保全额收购可再生能源电量的发电调度计划，制定有关调度操作规则，及时报电力监管机构备案。电网企业应进一步提高可再生能源发电预测的准确性，优化各类机组负荷分配，合理安排设备检修，防止风力发电出力受限，尽量避免丰水期水电弃水。电网企业要尽快研究解决水电密集度较高地区在丰水期水电电量跨省（区）外送问题。可再生能源上网电量网损要严格按产权分界点界定，对于产权不明晰的部分，应本着友好协商的原则确定。电网企业特别是地、县供电企业要按照电监会《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》以及《电网运行规则》等要求，参照有关示范文本与可再生能源发电企业协商签订并严格执行《购售电合同》和《并网调度协议》，规范并网及电费结算等行为。电网企业要抓紧研究解决历史遗留问题，应由电网企业负责运行和管理的可再生能源送出工程要尽快收购其资产并承担相应运行和维护职责。
（三）电网企业要科学规划电网，进一步优化与完善电网结构，促进可再生能源协调发展
电网企业要进一步深入研究论证适应可再生能源发展的电网规划，提出可再生能源发电配套电网设施建设规划、电网建设方案以及加强电网管理的意见；结合可再生能源发展规划，进一步加强对电网结构特性的分析，不断优化和完善电网结构，努力提高可再生能源发电机组上网发电效率，促进可再生能源发电和电网的协调、可持续发展；进一步加强网架建设，切实做好可再生能源配套电网设施的建设维护工作，按照有关要求做好并网安全性评价和新机组进入商业化运行工作，保证可再生能源项目及时上网发电。
（四）电力企业要加强信息披露和报送工作 电网企业应不断完善可再生能源相关信息披露制度，进一步加强与发电企业沟通，及时将可再生能源发电上网电量、电价情况及未能全额收购可再生能源电量持续时间、估计电量、具体原因和改进措施等情况书面通知发电企业；严格执行可再生能源相关信息报送和备案制度，定期将政府有关部门批准的可再生能源配套电网规划及其滚动规划报监管机构备案；制定保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，并报电力监管机构备案。各省级电网企业要定期汇总所属各级电力调度机构直调可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等情况并报电力监管机构。省级电网企业和可再生能源发电企业要于每月20日前向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电上网电量、上网电价和电费结算情况，省级电网企业应当同时报送可再生能源电价附加收支情况和配额交易情况。
（五）进一步做好可再生能源发电企业安全生产工作
电网企业应进一步加强对可再生能源发电企业的技术指导，消除设备安全隐患。可再生能源发电企业要加强水情、风情等预测工作，及时提出发电计划申请，协调设备检修管理，充分发挥可再生能源利用效率。可再生能源发电企业要严格执行国家有关并网技术要求，严格遵守调度命令，配备必要的保护装置、自动化装置及通信装置，提高负荷预测及生产管理水平。
五、监管建议
（一）加强统一、科学规划，促进可再生能源协调、有序发展
应根据国家制定的《可再生能源中长期发展规划》，进一步做好各地区可再生能源发展中长期规划与计划，制定同步、协调、可持续的可再生能源电源和电网发展规划，以更好满足可再生能源发电规模化发展的需要。应充分发挥区域在可再生能源利用上的优势，在编制省级可再生能源开发利用规划时，充分考虑可再生能源项目在一定时期的建设容量限制，科学布置可再生能源电源点。进一步理顺中央与地方可再生能源发电项目审批体制，使可再生能源发电开发利用规范化，布局合理化，避免无序开发。
（二）进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策
全面分析总结近年来促进风电、生物质能、太阳能等可再生能源发电项目发展的有关价格、税收和财政政策，巩固成果，进一步完善相关政策，为实现可再生能源的规模化和产业化发展创造条件；进一步研究可再生能源发电上网电价形成机制，结合各地实际情况，对同一地区同类可再生能源发电项目尽可能明确同等水平的价格，生物质能发电价格应根据近两年来物价水平变化情况适当提高，研究完善小水电上网电价形成机制；进一步研究完善可再生能源发电项目和接入 工程的补贴政策，改变现有补贴方式，确定统一的投资回收期，在回收期既定的情况下，制定接网费补贴标准；研究出台可再生能源发电项目建设和电费、补贴结算的税收优惠政策，明确减免比例和额度，大力扶持风力发电、太阳能发电、秸秆和垃圾焚烧发电等产业的发展；研究出台对可再生能源发电企业贴息政策，减少企业的财务费用；根据各地实际，分省、区出台垃圾补贴标准，适当提高垃圾补贴收入；研究建立全国范围内的配额交易平台，按月度开展可再生能源附加收入的配额交易，加快附加补贴的支付。此外，对于2006年以前批准建设的可再生能源发电项目以及小水电的接入工程，也应结合实际情况进行研究，适当解决其电价和补贴问题，减轻电力企业的经营压力。
（三）进一步加强可再生能源相关技术研究
政府有关部门应进一步引导有关电力机构做好可再生能源相关运行技术研究工作：一是结合可再生能源发展规划，深入研究电网内电源布局、网架结构以及不同电力系统可接纳可再生能源类型与规模问题，发挥资源在更大范围利用的优势；二是加强风电、小水电等季节性、间歇性较强的可再生能源发电与电力系统安全稳定之间关系等研究工作，在确保电力系统安全稳定的同时，尽可能保证可再生能源电量全额收购；三是研究编制可再生能源发电接入电网的相关技术导则，规范可再生能源发电的接入系统及其继电保护、自动化、通信和能量计量装置等技术标准；四是引进国外先进风电运行经验和技术，加强对风能参数的预测工作，研究建立风能参数测评系统，研究解决风电场输出功率稳定和无功补偿问题，不断提高风电在电网中的运行水平；五是不断提高风电机组及风电场整体测试技术，研究风电场接入电网确保电力系统安全稳定运行的分析评价技术，逐步建立风电场接入电网测试、评价和许可制度。
（四）进一步加强对可再生能源相关规则规范的研究
电价执行 篇5
浙江省于2003年在全国率先启动了以“自来水进村入户”为标准、以实现农村饮水安全为目标的“千万农民饮用水工程”,至2010年底解决1517万农村饮水不安全人口,工程的建设已接近尾声,长效管理的任务变得越来越迫切。由于浙江省经济社会发展和水资源分配的不平衡性及地域性差别等原因,农村居民实际用水量少、水费收缴率低、供水工程效益差、运行管理难以维持等管理问题日趋凸现[1,2]。
2004年,浙江省政府下发了《关于加快实施“千万农民饮用水工程”的通知》(浙政办发[2004]27号),明确了农村饮水安全建设目标任务和补助、税收、用地、用电、水价等方面的优惠政策,其中明确农村饮水安全工程运行电费给予优惠。随后,大部分市、县(市、区)各地也出台了农村饮水安全工程用电等方面的优惠政策。2011年4月和5月间,浙江省按照水利部办公厅文件《关于开展农村饮水安全有关政策措施调查的通知》(办农水[2011]144号),对农村饮水安全工程的相关政策执行情况进行调查。本文根据调查结果,进一步对农村饮水工程的电价执行情况进行汇总和分析,找出政策执行不力的关键,并提出相应对策。
1 农村水厂电价执行情况调查
1.1 与农村生活电价与农业排灌电价比较
根据54个农村饮水工程的调查,浙江省农村饮水安全工程用电价格一般为0.5～0.6元/kWh,平均0.54元/kWh;农业排灌用电价格0.2～0.5元/kWh,平均0.42元/kWh。而农村饮水安全工程电价为0.4～2.3元/kWh,平均0.88元/kWh,是农村生活电价的1.63倍,农业排灌电价的1.90倍,有很大差距。
具体的比较情况如表1。与农村生活用电比较,农村饮水安全工程的用电价格普遍比农村生活用电价格高,只有9.3%的农村饮水安全工程用电能够得到优惠,其电价等于或小于生活用电价格;其次与农业排灌用电比较,电价等于农业排灌电价的饮水工程只占9.3%,小于农业排灌电价的工程则为零。
1.2 不同规模水厂执行电价比较
1.2.1 供水规模与电价关系
为进一步了解农村饮水安全工程的电价执行的情况,把不同供水规模的水厂执行的电价作了比较。供水人口按浙江省农村饮水工程的基本类型分4档:0.3万人以下对应村级水厂,0.3～0.8万人对应联村水厂,0.8～2.0万人对应的是乡镇水厂,2.0万人以上的水厂为城市管网延伸水厂。
如表2,供水人口大于0.8万人的水厂电价均大于0.6元/kWh,随着工程规模的增大,电价有逐渐增大之势。
作各种规模的水厂对应平均电价关系见图1。可以得出以下结论:水厂规模小,电价相对低,水厂规模大,电价就高;从另一方面说,联村级水厂的电价较村级水厂的电价高,而乡镇级的又较联村级的高,管网延伸的又较乡镇级的高。
1.2.2 原因分析
对于供水规模小于0.3万人的9个水厂,虽然平均电价较低,但也有5个水厂的水价大于0.6元/kWh,占水厂数的56%,比农村生活用电价格高,没有规律可循。从产权组成来看,不管电价的高低,大多数水厂为村集体产权,上级主管部门、供水量等与电价高低也没有必然的联系。主要原因在于政策的非强制性,地方电力部门得以选择性执行,导致大量农村供水工程没有享受电价优惠。
供水人口超过0.3万人的水厂,电价较高的原因,除了政策执行的不力的因素外,一个重要的原因是许多规模以上的水厂除向农村人口供水外,还有其他如向企业、厂矿等单位的供水任务,即有营利性,也使得供电部门有了执行高电价的理由。
1.3 电价执行对工程长效运行的影响
调查证实,对于非自流供水的农村饮水工程,电价对其的运行管理中影响很大,电费占工程的运行成本的很大比例。如表3,调查的54个工程中,有35个工程的电费占工程运行成本(未计折旧)的10%以上,占调查水厂的64.8%,其中电费占运行成本30%以上的水厂有14个,达25.9%。
表4则是对调查的54个工程的电价按工程现状电价、农村生活电价、农业排灌电价3种不同情景下进行财务评价时,净利润为正值的水厂数量,同样证实电价对农村饮水工程的长效运行影响很大。
在未计折旧费时,按现状电价进行经济计算时,有30个水厂的净效益为正值,当按农村生活电价(0.54元/kWh)计算时,净效益为正值的水厂多了5个,增加21%;按农业排灌电价(0.46元/kWh)时,多了7个,增加29%。
而在计折旧费时,现状电价净效益为正值的水厂为3个,而按农村生活电价、农业排灌电价的计算净效益为正值的水厂,分别增加2个和4个,增幅分别达66.7%和133.3%。说明了电价执行对运行管理的重要性。
2 结 语
(1)在农村饮水安全工程的用电方面,虽然国家、省政府及各地方政府均有指导性政策出台,但非强制性规定,大部分的农村饮水安全工程未能得到电价的优惠,农村饮水安全工程用电价格过高。
(2)总体趋势是工程规模越大,电价越高,主要原因是规模以上工程有营利性供水行为,而营利性供水的电价一般较高。而部分规模较小的工程缴纳较高的电价,说明各地方供电部门对政策的执行有选择性。
(3)浙江省农村供水工程效益较低,电费占农村饮水工程比重很大,电费降低可以很大程度上降低工程运行成本,从而促进工程长效运行。
建议国家通过出台法规,规定农村供水工程的电价优惠,降低供水成本,促进工程长效运行。法规包括以下内容:一是明确农村饮水安全工程用电实行农业排灌用电电价或居民生活用电电价。二是对于非营利性的农村水厂全部采用农业排灌电价。三是对于有营利性质的水厂则采用分级电价,向农户供生活用水部分按农业排灌电价,农户水价成本核算按农业排灌电价计算。
摘要：农村饮用水工程供水效益差,运行管理难以维持。浙江省各级政府曾出台针对农村饮水安全工程电价优惠的政策,调查显示大部分工程没有得到执行,原因是政策的非强制性和部分农村饮用水工程的营利性。通过不同电价方案的分析比较,表明实现优惠电价能很大程度上降低制水成本。建议国家制定农村饮水工程用电优惠的相关法规,以促进农村饮水安全工程的长效运行。
关键词：农村饮水工程,电价政策,供水效益
参考文献
[1]董秋华.农村饮水安全工程长效管理机制的思考[J].中国农村水利水电,2008,(9):84-86.
电价执行 篇6
广东省梅州市物价局相关负责人表示, 根据广东省经贸委、广东省发改委等部门联合下发的文件要求, 经广东省梅州市政府同意, 广东省梅州市对59家限制类的高能耗立窑水泥企业实行差别电价, 在取消峰谷电价的基础上, 逐年提高加价标准。从2009年1月1日起, 每千瓦时加价0.05元;从2010年起, 加价标准提高至0.1元;从2011年起提高至0.2元;从2012年起将提高至0.3元。
(摘自中国建材新闻网)
电价执行 篇7
国家电网公司决策部署建设“三集五大”体系, 目标之一是“以市场为导向、以客户为中心、以提升市场应变和客户服务能力为目标, 建成‘客户导向型、机构扁平化、业务集约化、管理专业化、管控实时化、服务协同化’的‘一型五化’大营销体系”。
电力营销工作的特点是月复一月, 年复一年, 周期性强, 已经形成了根深蒂固的传统观念、传统管理办法。“大营销”体系实施后, 受传统管理理念束缚, 加上管理人员业务素质参差不齐等因素影响, 营销工作规范管理仍然存在一定的问题, 特别是在电价执行过程中, 电价执行的政策性很强, 须按国家的有关规定严格执行到位, 既要确保电力企业的经营成果, 又要保证国家对有关行业政策上的扶持和对城镇居民生活的关心, 同时, 还要减少营销人员工作差错, 防止营销人员徇私舞弊, 擅自扩大优惠电价范围, 及时发现客户擅自改变用电类别的违约用电行为。
2 典型做法
国网哈尔滨供电公司稽查信息室利用稽查监控系统, 对当月发行电量1000kw·h以上的居民客户进行分析梳理, 制定专项稽查计划, 组织各分中心进行现场稽查, 按周反馈稽查整改情况, 并组织人员对稽查情况抽查核实。一是科学安排稽查关键控制点, 不断深化营销稽查工作质量。二是科学抽取稽查样本, 不断深化营销稽查工作力度。三是科学整改存在的问题, 不断深化责任追究力度。坚持防微杜渐, 对稽查查出问题建立常态的分析机制, 对典型营销差错事件进行分析, 提出整改措施和处理意见, 督促有关基层单位进行整改, 坚持“四不放过”的原则, 使问题整改按“既对事, 也对人”工作模式运作。建立整改督办机制, 对正在整改的问题进行督办, 对整改进度进行通报, 至问题整改完成为止。
3 特色亮点
充分调动各级营销人员的技术优势和管理优势, 成立专项稽查小组, 利用现代化手段进行人工监控, 采取审阅法、抽查法、核对法和比较分析法进行科学分析, 有的放矢的开展居民大电量专项稽查, 通过内监控与外稽查的有效结合, 取得了事半功倍的成效, 形成了“稽查系统找问题、稽查人员深分析、现场人员重核查、检查人员看重点”的稽查信息管理模式, 将营销质量监督的关口前移, 加强质量过程管控, 统计和评价发现问题, 延伸和拓展稽查内涵, 组成了一道企业内部减少营销差错的“防火墙”。
3.1 发现问题更及时
在居民大电量专项稽查中, 将居民客户月使用电量超过1000kw·h纳入了检查范围, 通过现场稽查分析及时发现非居民客户擅自改变用电类别, 逐步消除营销工作盲点, 营销业务质量监控体系对控制营销问题成效显现。
3.2 督促问题不拖后
“营销稽查的目的并不仅仅在于消除异常数据, 而是更深层次地挖掘管理上的漏洞。”通过专项稽查发现的问题, 督促各单位及时整改, 通过跟踪整改进度, 对各基层单位异常问题长期整改不到位寻找原因, 提出改进方案, 从制度和执行两方面提升基层营销业务质量。
3.3 解决问题至深层
对于通过营销业务应用系统分析的疑似异常问题由各分中心到现场稽查并按时反馈稽查结果, 稽查信息室组织人员进行抽查, 确保稽查结果真实可信, 充分发挥现场稽查在营销各专业业务过程管控中的监督和参谋作用。不满足于仅仅对发现问题的整改, 结合实际指出问题的根源, 有利于剖析营销工作更深层次问题, 真正达到“治本”目的, 使营销管理的警钟长鸣, 让营销人员不再存在侥幸心理。
4 风险分析
通过对本次专项稽查的分析, 发现受长期形成的管理观念制约, 营销管理还存在诸多风险:
4.1 存在经营管理风险
未按照电力营销法律、法规、国家电网公司营销管理办法开展营销工作, 存在“人情电”、“擦边球”的现象, 或者是一些以前的管理要求和现在的不一致、不规范的情况, 作为历史问题延续下来, 可能形成电价执行不准确、退补随意, 造成经营管理风险。
4.2 存在工作质量风险
在抄表、核算发行、业扩报装、用电检查、计量等管理工作中, 未按国家电网公司承诺时限及时、准确完成各项工作, 可能引起客户不满, 甚至引起法律纠纷。
4.3 存在数据质量风险
未按照营销管理信息系统相关要求完整准确填入各类数据, 新装客户入口关把握不严格, 未按照国家相关部门规定允许不符合产业政策或环境污染企业接入电网, 造成用户数据不准确或不完整, 或数据与现场情况不符, 造成统计数据错误, 影响各类决策分析, 也可能影响客户办理业务, 造成客户投诉。
5 结语
作为一个地市级供电企业, 其经营利润目前主要来源于营销业务, 由于基层单位营销基础管理薄弱、不规范, 跑冒滴漏现象普遍存在, 企业利益以各种方式流失。稽查监控的任务就是要堵住这些企业利益流失的途径, 不放过一点一滴, 拿回本应属于供电企业的合法利益, 形成一套系统有效的监控机制, 对营销业务的规范化、标准化、精益化管理起到坚强的支撑和保障作用。
摘要：电力营销稽查是电力营销环节内控约束机制的主要组成部分, 是电力营销风险管理的重要内容和途径。提升稽查监控体系运作能力, 能够切实提高营销业务的管控力、管理制度的执行力、客户服务的的监督力。营销稽查监控业务包括:运营展示、供电质量及应急处置监控、经营成果监控与稽查、工作质量监控与稽查、数据质量监控与稽查、服务资源监控与稽查、主题分析及查询、稽查监控主题管理、稽查任务与管理、稽查评价。本文主要以稽查监控模块中的经营成果——电价执行——居民大电量为例来说明稽查监控系统在内控管理方面取得的实践效益。
电价执行 篇8
1执行居民阶梯电价后销户时欠费的主要原因
(1) 租房的居民用电客户由于各种原因频繁更换, 房屋业主与租户对于应交电费相互推诿扯皮, 不能及时交纳第二档, 甚至第三档差额电费。例如, 某供电所有一居民客户, 因冬季寒冷, 2013年1—2月份开空调、电暖气等用电共计2 000余k Wh, 1—2月电费按时正常交纳, 即按0.52 k Wh/元电交纳的电费, 河北省第一阶梯年用电能量为不超过2 160 k Wh, 但2月份电费交清 (按0.52 k Wh/元) 后, 因搬家该户停止用电了。另一居民客户租赁该房屋时, 要求重新上户, 原有客户进行销户处理, 当销户时出现欠费, 因为河北省阶梯电价中规定, 该客户1, 2两月第一阶梯电能量应为360 k Wh, 其他部分则需要按第二阶梯和第三阶梯电价核算电费, 这样该户就出现了欠费现象。
(2) 部分用电客户交费意识不强, 法制观念淡薄, 容易把矛盾转嫁到其他企业或公共事业部门头上, 把拖欠电费当作与政府讨价还价的筹码, 这种行为尽管是极其少数, 但是会产生一定的负面影响。
(3) 供电企业对阶梯电价电费回收宣传不到位, 管理人员未能正确认识阶梯电价的内涵及收费流程, 只是认为河北省一年居民生活用电能量不超过2 160k Wh就按0.52 k Wh/元收费即可。
2针对销户时欠电费的回收措施
(1) 以暂不销户来避免产生此类欠费。对于已经出现这种情况的欠费客户, 我地目前采取的方法是暂不销户, 直到年底才销户, 这样就不会出现欠费现象了, 但会产生多月连续零电能量客户, 对营销造成一定的负面影响。笔者认为, 这种方法只能是暂时的, 它不能从根本上解决这种执行居民阶梯电价后销户时欠费回收问题。
(2) 对企业的营销系统进行升级。解决这种问题的根本还是要从SG 186源头抓起, 即当某一居民客户用电能量一个月大于180 k Wh时, 则当月超过部分就应依次补充本年度内过去月份和本月的第一档电能量、第二档电能量, 然后该按第二阶梯电价的就按第二阶梯电价核算电费, 该按第三阶梯电价的就按第三阶梯电价核算电费;当下个月该居民客户用电能量小于180 k Wh或小于280 k Wh时, 则首先从该年度往月的第三档电价部分扣除电能量核算电费, 其次从该年度往月的第二档电价部分扣除电能量核算电费, 依次类推进行退费。如果这样收取居民电费就不会出现上述欠费的情况了, 但这样收费, 就要求供电管理人员加大监督检查力度, 及时进行销户, 以免产生零电能量客户 (目前, 河北省SG 186系统还没有实现该功能) 。
(3) 加大阶梯电价政策的宣传力度。供电企业还应加大对阶梯电价电费回收及计算标准的宣传力度, 在社会上普及电能是商品, 阶梯电价有利于弥补节能减排等环境成本增支因素等常识, 营造良好的社会氛围。组织客户进行座谈, 积极培养客户按期按阶梯电价交纳电费的诚信意识和法制意识, 通过多种渠道加强与政府和社会各界的沟通, 争取各级地方政府及社会各界对供电企业的理解和支持。