(中国电建集团甘肃能源投资有限公司甘肃兰州730030)
摘要：随着电力改革的进一步深化，电力交易规模正在逐渐扩大，交易模式越来越多样化，电力交易结算也越来越复杂。在完整的电力市场规则体系中，交易电量结算模式是市场运营规则的核心组成部分，与市场参与者有着非常密切的关系。交易电量结算的质量直接反映了交易组织和合同签订的质量，是市场监管的重点，它直接影响到电力市场的平稳运营，所以备受交易各方关注。
关键词：精细化管理；电力交易结算；应用
引言
自十九世纪七十年代电力被发明以后，凭借电力的广泛应用掀起了第二次工业化高潮及世界性质的工业革命。凭借电力生存发展的电力企业通过加强电力交易结算项目工作保证电费可高效及时的回收，保证企业资金能够回笼，降低市场与资金的风险。因电能无法储运，其产出、运输及销售都拥有其特殊性，因此电力交易结算工作中的精细化管理也变得尤为重要。
1电力交易结算管理现状
1.1基础管理比较薄弱
存在市场成员变更和注销更新不及时，电厂名称与结算单元名称不一致，市场成员基本信息缺乏维护和冗余数据无人清理等问题。反映出的管理问题是市场成员管理不到位，电力结算信息横向共享渠道不通畅，对发、用电企业的宣传引导不到位，市场成员参与市场建设意识不强和结算基础信息管理缺乏常态维护机制。
1.2环保加价管理亟待加强
近年来，发电机组环保改造逐渐增多。环保设施投运后，验收、批复加价文件到执行环保加价普遍滞后5～8个月，追溯加价电量、电费容易产生争议。同一计量点上网的多台机组，其中部分机组进行环保加价，前期电量拆分困难。外送电量脱硝、除尘等环保加价由落地省份支付。外送电交易结算成分复杂，发电企业认为透明度不够。
1.3结算人员专业能力有待提高
发电企业参与交易结算人员多是兼职的值班人员或统计人员，缺少专业培训，市场化意识淡薄。结算人员岗位变动频繁，业务衔接不上。
1.4跨省跨区送电参与市场交易缺乏明确规则，各方矛盾较为突出
电改明确有序放开跨省跨区送受电计划，逐步过渡到优先发电计划和有序实现直接交易相结合。国家层面鼓励由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电价格。当前改革过渡期，恰处于供大于求降价周期，部分落地省要求跨省跨区电量或者与省内综合购电价（计划+市场）实行联动，或者与落地省内发电企业同等参与本省市场交易；三峡、雅砻江等国家计划内跨省跨区送电的发电企业，则认为现阶段各地市场体系、交易规则尚不完善，市场秩序不够规范，要求继续执行国家计划电量和核定电价，双方存在较大争议。
2加强交易结算精细化管理的措施
2.1健全机制，建立科学高效的交易规则和价格机制
加强政府价格管理与电力运行、能源监管部门的协同，着力建立科学高效的电力市场交易规则和价格机制，加快完善与电力市场化交易相适应的政府定价政策。
2.1.1推动建立科学合理的市场交易规则和价格机制
促进价格灵活反映电力供需，有效反映电力成本特性，引导远期电力投资、优化短期电力运行，在有效释放“改革红利”的同时，统筹发用电各环节的协调可持续发展。研究制定电力交易限价规则、价格波动应急方案，规避外部供需环境突变、市场主体不当行为可能带来的价格冲击。
2.1.2加快完善与市场化交易相适应的政府定价政策
输配电价第二监管周期，鼓励和引导各地研究优化输配电价结构，适当体现位置信号或网络阻塞情况。在开展发电成本监审的基础上，制定必开机组价格规则。完善煤电价格联动机制，在过去主要电煤价格变动的基础上，引入体现市场供需和竞争的因素，使燃煤发电标杆电价更加及时和有效反映市场供求关系。结合发用电计划放开改革进程，鼓励水电、核电、新能源主动通过市场形成价格。
2.1.3建立促进跨省跨区送电的交易规则和价格机制
国家层面组织和指导建立相对灵活的“计划+市场”、“基数+增量”跨省跨区电力交易和价格机制，鼓励送受电各方按照“利益共享、风险共担”原则自主协商形成交易价格。针对跨省跨区送电巨型水电，研究建立政府授权合同的送电模式，并要求受端省份做好本地电力市场交易规则的承接。
2.1.4加强电力市场化改革与价格改革之间的相互衔接
一是加强电力市场化交易、发用电计划放开与输配电价核定的衔接，确保市场交易顺利开展、独立核定输配电价有效执行。明确有条件的地区将低价水电等资源保留由电网企业统购，以覆盖居民、农业等政策性保障用户供电，部分缓解交叉补贴，保证用户电价相对平稳。二是进一步完善电力规划投资管理体制，使得市场机制不仅在电力运行环节发挥作用，也要在源头———电力规划投资环节发挥作用，更多通过市场引导电源、电网建设投资。
2.2规范结算业务流程，明确各环节责任
第一，将电力结算业务流程通过电力交易平台按照电能结算的有关政策和规定要求进行约束规范，防止违规操作。第二，细化职责分工，明确各业务人员的管理职责，设定操作权限，通过平台建立协同工作机制，避免越权操作。第三，细化购电结算分类，统一标准化结算表单，优化结算流程，推进数据共享，减少数据重复处理，全面提升结算数据的处理能力。第四，提高结算的时效性和准确性。
2.3细化环保加价管理
加强交易结算电价管理，加强脱硫、脱硝、除尘和超低排放加价管理，严审加价起始时间，强化追溯加价电量管理。同时，督促发电企业结算人员关注机组改造情况，从验收合格日起跟踪记录电量，从源头解决追溯问题。细化交易电量结算分类，增加脱硫、脱硝和除尘加价电量结算表，加强对环保加价的统计分析，增强信息透明度。
2.4强化平台运维保障，确保平台稳定运行
以市场主体服务需求为导向，进一步优化交易平台的外网功能，提高外网接入能力，建立数据传输、确认反馈和结算信息发布等信息交换功能，强化平台运维管理，为发电企业和电力用户提供远程技术支持，以确保系统稳定运行。
2.5市场服务质量精细化
第一，进一步提高交易结算服务水平，为用户提供高效便捷的服务。第二，通过电力交易平台与发电企业和电力用户建立起畅通的沟通渠道。第三，发挥平台的发布优势，及时准确的向用户发布结算信息，提高发布的实效性和针对性。第四，将公开发布和定向发布相结合，为用户提供差异化服务。
2.6加强结算人员培训和考核
首先，通过集中培训、网络培训和师带徒等多种培训形式来提高结算队伍的业务素质和综合能力。其次，开展电力交易结算岗位评价，建立考核机制，提高结算人员的工作积极性。
结束语
综上所述，只要社会的各个领域尚需要电力产品，电力企业就仍需不断向外输送电力产品，电力交易结算就始终存在，并且随着电力体制市场化进程不断上升，电力交易结算工作也日益关键。电力企业需先深刻了解电力交易结算对企业发展的重要性，以及电力交易结算工作的必要性与重要性，以此作为出发点进行电力交易结算手段的更新，保证电力交易结算进程高效有序且安全进行。电力交易结算作为一项系统化、重复性的工作，应保证电力交易结算操作的规范化，结算结果的准确性。
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