2022年，我国发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025初步建成全国统一电力市场体系，并于2035年基本建成。我国电力资源将在更大范围内优化配置、交易规则也将趋于统一，各类经营主体的经营范围、经营业务都将发生巨大变化。

电网企业的电费结算业务作为电力系统中关系终端能源消费用户及其他各类经营主体经济利益的重要环节，在全国统一电力市场体系建设背景下也面临着新的变革，呈现出“电费结算场景愈发复杂”、“电网代理购电交易难度升级”、“管理模式或将向上集约”、“电费全链路数字化变革”等特点。

本文旨在初步探析全国统一电力市场体系建设背景下，电费结算业务的新趋势、新动向。

电力市场体系逐步健全，电费结算场景愈发复杂

2030年，我国将建成更加健全完善的电力市场体系。

一方面，市场类型更加丰富，全国各省/区域批发市场将覆盖电能量、辅助服务、绿电绿证等不同交易品种，零售市场受批发市场传导影响，其内涵或将进一步丰富，交易标的从“电能量”向“电能量+功率平衡服务”拓展，负荷聚合商、虚拟电厂等新型经营主体与零售用户的交易关系也将被纳入零售市场；

另一方面，市场主体更加多元，电力市场逐步放开新能源、新型经营主体等市场主体的准入限制，2030年新能源将全面参与市场交易，储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进一步在优化电能质量方面发挥积极作用，国内部分省份已率先开展试点，例如广东在2024年市场交易方案中明确推动220千伏及以上全部风光项目、独立储能参与市场。

多元化的市场类型和参与主体意味着结算场景将更加复杂。

首先，受多元主体参与市场交易的影响，电费结算对象将进一步拓展。除了发电企业、电力用户、售电公司等传统市场主体，还将覆盖虚拟电厂、分布式电网、储能等新型经营主体，而且同一市场主体往往具备不同的市场身份。例如某工商业用户因配置储能或者分布式光伏，所以同时具备电力用户、电能量/辅助服务提供方的身份，电费结算需要甄别其在不同身份下的发生费用，包括用电费及其提供的电能量和辅助服务费用。

其次，随着市场类型的丰富，电的不同价值属性进一步落实，电费将逐步细化为电能价值、容量价值、调节价值和环境价值等多重价值费用叠加的结构，市场购售双方主体均需要捋清不同价值属性下发用电的费用，电费清分结算的复杂度将大幅增加，除了电能量的中长期和现货电费，辅助服务、容量、绿电等不同类型费用的清分结算将成为常态。

图1 未来电费结算场景示意图

未来电费结算的复杂度将显著上升，达到人工完全无法满足的局面，数字技术在电费结算中的作用愈发重要。电费结算需要拓展计费功能、优化计费策略，建成覆盖发电企业、售电公司、新型经营主体等所有市场主体，兼容电能量、辅助服务、绿电等所有交易品种的结算体系，实现电费结算精细化和高效管理，满足不同市场主体、不同电价机制下的清分结算需求。

电力现货市场全面铺开，电网代理购电交易难度升级

电网代理购电是一项过渡性政策，其因市场而生，也将因市场而终。

初期，为了短时间内快速推动所有工商业用户进入市场，并降低用户入市风险，需要电网代理购电在用户和市场之间建立缓冲带；而随着各地电力市场的交易机制和风险管控措施的逐步健全，售电公司可以提供风险更低、稳定性更高的售电服务，工商业用户熟悉市场规则且入市风险可控，市场自然而然将不再需要电网代理购电。

不过，由于各地电力市场建设进度不同，电网代理购电的退出不会“断崖式”推进，而是将因地制宜，逐步缩小电网代理购电规模。

图2 国家层面电网代理购电的政策导向

至于2030年电网代理购电是否会全面取消目前并无统一定论，但可以明确的是，这期间电网代理购电需要适应市场化发展趋势。

“813号文”规定，现货市场运行的地方，电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，通过场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价等方式，作为价格接受者参与现货市场出清结算。而根据国内现货市场当前建设进度及安排，预计2025年前全国各省级/区域现货市场将基本建成，各省电网代理购电都将参与现货市场。

图3 全国各省/区域现货市场建设进度

图片来源：IEA《中国建设全国统一电力市场体系电力现货市场路径》，朗新研究院整理

电网代理购电全面参与现货市场意味着电网将与其他市场化售电主体同台竞技，交易难度将全面升级。

一方面，是现货交易频率高，电网代理购电目前以参与中长期交易为主，只需要以月度为时间尺度进行负荷和价格预测，但在现货市场模式下，电网代理购电就需要具备短周期的用电量和市场价格预测能力；

另一方面，电网代理购电的用户以中小用户为主，数量庞大。以广东为例，据悉，广东工商业用户约480万户，分为高压(10kv及以上)和低压用户，参与市场的多为高压用户，还有400多万低压用户没有参与市场，而是由电网代理购电。电网代理购电参与现货市场交易结算，意味着现货交易策略的制定和电费的结算需要处理海量用户数据，这对数字化交易支撑能力提出了更高要求。

未来，电网代理购电需要升级交易辅助决策应用，以支撑代理购电参与现货市场的海量数据处理需求，提升代理购电的智能决策水平，及时根据现货市场价格变化、负荷管理情况自动制定合理的交易策略。

全国统一市场建设推进，管理模式或将向上集约

根据“118号文”，2030年我国要建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

所谓全国统一电力市场体系是要在当前省级市场建设的基础上，开展区域级和国家级市场建设，并推动不同层次市场之间的相互耦合、有序衔接，待条件成熟时实现省级市场与国家市场融合发展，或多个省级市场联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。

全国统一电力市场体系的建设意味着我国电力资源的协调配置将从省内平衡进阶到区域优化乃至全国互济。为此，我国积极部署跨省跨区输电通道建设，电网公司提出“力争通过十四五、十五五时期的努力，将国家电网跨区跨省输电能力由目前2.4亿千瓦提高到2030年的3.7亿千瓦以上”，但除了互联通道的建设，全国统一市场建设还需要不同层次市场间的协同运作，比如区域市场内的各省级市场的协作，或者国家级市场内各省/区域市场的协作。

图4 全国统一电力市场示意图

图片来源：IEA《中国建设全国统一电力市场体系电力现货市场路径》

各层次间电力市场的协同运作对电费统一管理提出了更高要求。

电力市场交易中，电费核算收付的准确性和时效性影响着市场协同运作的效率。此前，电网企业为适应市场化趋势，已经推动电费管理从地市集约向省级集约发展，以精简管理层级，提高电费资金运转效率。但在全国统一电力市场推进下，跨省跨区的交易和资金往来更加频繁，省级集约模式也将不能再适应未来更大范围的电力市场交易，需要从更高层次开展集约管理、扩大电费资金管理范围。

未来，电费管理模式或将在省级集约的基础上进一步集约，向区域级/国家级集约发展，实现区域级/国家级市场范畴内，各省电费数据、结算时序、核算方法和争端处理等机制的统一管理，以及电力用户、售电公司、发电企业和新型经营主体等各类市场主体电费管理业务的集约实施。

而电费作为数字化程度较高的专业领域，其高度的可数据化、可自动化特性也为进一步的集约化提供了有利条件或者说理论上的可行性。

图5 电费集约管控示意图

(图片仅为示意，与实际情况存在偏差）

市场风险防控难度升级，电费全链路数字化变革

电力市场化改革的推进将不可避免地带来“市场价格发现”和“风险防范”之间的平衡问题。我国电改本质上是要通过市场来解决电力资源供需平衡问题，其关键在于发现由市场供需决定的价格。

在现货市场加速推进的背景下，2030年前全国各省都将基本形成能够体现不同时空市场供需变化的电能量价格机制，而这也将带来电价波动风险的进一步加剧，主要体现在风险传导机理的日趋复杂化。气候变化、政策调整、新能源出力、市场主体策略性行为等各类随机因素的变化都会对电价造成影响，因此市场交易风险的防控不得不考虑多重不确定的因素。

市场交易风险难度的升级将对电费资金安全管控带来挑战。市场交易的核心在于资金管理，无论是交易组织者还是参与者都非常重视资金管控的安全和效益。

电网企业作为电费核算和收付的枢纽，承担着电费资金安全管控的重要职责。但当前电费结算涉及调度、交易、营销、财务等多个部门，结算业务流转和数据传递的环节多、时间长，电费异常分析和定位困难，电费资金的精准核算和安全回笼将面临更大挑战。

图6 电费业务交互示意图

未来，电费结算需要加强全链路数字化管控水平，推动营销与财务、交易等专业间系统融通，从电量获取、电费核算到电费发现回收全环节拓展数字化应用，提升电价异常管控、电费智能审核发现和电费回收风险自动预警等能力，全面赋能电费全链路的风险防控水平。

结语

电费结算作为市场化交易业务的终端环节，在全国统一电力市场建设趋势下，需要在强化购售电抄核收账服务水平的基础上，着力构建一个覆盖所有经营主体、兼容所有交易品种和智能集约的现代电费结算体系。