长期以来，我国电力市场的售电业务都是由传统电网企业经营，除了参与大用户直接交易的用户外，所有用户都只面对电网公司。售电侧改革，就是要在售电环节引入其他市场主体共同参与销售业务，从而形成竞争性市场，赋予电力用户自由选择权。
近年来，全国各地售电公司陆续成立，形成电力用户向售电公司自主购电格局，由于售电公司电费结算的特点，电网公司在电费结算时仍存在一些实际问题。通过在省电力公司层面组织架构变革、电费结算流程优化、技术平台交互规则调整，建立面向售电侧放开后的省级电费结算体系建设工作，加强省级营销、交易、财务等相关专业的横向流程贯通，实现批发交易市场、零售交易市场纵向流程贯通，打造高效便捷的电费结算体系，以期更好实现灵活开放的售电市场格局。
一售电公司电费结算特点
国际上，成熟的电力市场基本都设有批发和零售市场。批发市场一般进行发电企业的电能销售业务，购买发电企业电能的市场主体包括电网企业、售电公司和直接交易的电力用户。零售市场是售电公司将电能销售给终端用户的重要平台。
电费计算原则。售电公司代理所属电力客户在批发市场向发电企业购电，其申报的电量依据来源于售电公司所属电力客户实用电量。理想情况下，参与市场的电力客户实用电量都由发电企业提供，并按照直接交易价格进行结算。由于发用双方电量是难以精准平衡的，如发电机组检修无法发电导致直接交易合同无法履行，因此国家在市场化交易中确定一些电量电费计算原则。
市场交易电量确定原则
参与电力市场的市场主体包括发电企业、供电企业、售电企业(电力用户)等。发电企业发出的电量(发电量)通过供电企业输配电网络(损耗电量)输送至售电企业所属电力用户用电(用电量)，同时发电企业和售电公司还通过市场化合同签订的市场交易电量(合同量)。由于电网架构及电力传输等原因，发电量、用电量、合同量之间并不相等，即使在最理想的状态下，因为损耗电量存在，三者也无法相等，故在市场规则设计上，提出两项原则：一是考虑到损耗电量计算复杂性，故将全网损耗电量换算成损耗电价摊在输配电价中，用损耗价格体现损耗电量;二是剔除损耗电量干扰因素后，市场交易电量取发电量、用电量和合同量三者最小值，即市场交易电量一最小值(发电量、用电量、合同量)。
市场交易价格确定原则
参与电力市场交易的购电价格由市场交易价格、输配电价啥线损)、政府性基金三部分组成，即市场化购电价格=市场交易价格+输配电价(含线损)+政府性基金。因市场交易电量取发电量、用电量和合同量三者最小值，故对于溢出市场交易电量的用电量部分(即余缺电量)执行目录电价(政府定价)。
由以上两原则可以推导出，售电公司在批发市场需要支付的市场化购电费计算公式如下：
购电费=市场交易电量x市场化购电价格+余缺电量x目录电价
售电公司向其签约的电力用户原则上会明确销售电价，即售电电费=(市场交易电量+余缺电量)x销售电价，销售电价可能依据市场化购电价格相应调整。
二售电公司经营特点及问题
零售市场是售电公司将电能销售给终端用户的重要平台。由于同一售电公司可以在多个供电营业区售电，故因此售电公司天然具有跨区经营特点，这对现有的属地化管理电费结算模式提出挑战。
交易单元和营销用户单元匹配问题
举例来说，售电公司与发电企业签订交易形成交易单元(如交易ID为00001)，但售电公司组成交易单元的零售用户来自不同的市县供电公司，如A市a用户(如a用户编号为5110)、B市b用户(如b用户编号为5312)、C市c用户(如c用户编号为5418)。则在交易结算前，需要将交易单元与分属不同地市的用户组群绑定，这绑定工作势必由省公司负责统一实施。
直接交易电量汇总和电量分割问题
接上述例子分析，售电公司与发电企业在批发市场形成交易，售电公司用电量由不同区域的a用户、b用户和c用户构成，故新增电量汇总业务。按上述例，如果a用户(用电量500万)、b用户(用电量400万)和c用户(用电量200万)之和1100万大于合同量(1000万)，则确定直接交易电量为1000万千瓦时，这1000万分配到a ,b, c三用户是采用均分电量还是采取优先级分配，需要电量分割策略中予以明确。同样地，如果用户用电量过于大，需要和多个发电厂形成交易，一样需要电量汇总和电量分割处理，这电量汇总和电量分割工作势必由省公司负责统一实施。
直接交易电费清分问题
根据例子，直接交易电费清分工作涉及到发电厂、售电公司、电网企业和不同区域的用户，而基层公司不掌握交易过程全部，故电费清分势必由省公司负责统一实施。因此，售电公司电费结算特点及要求是:首先，结算环节多出了交易关系管理、电量汇总及电量分割和电费清分分配管理等。其次，售电公司代理不同基层公司所属的电力客户在省级电力交易平台从事市场交易活动，而单一的基层公司无法掌握售电公司经营全部，势必需要由省电力公司负责结算。最后，电力交易公司属于全省市场交易集中管理单位。
由于电厂、用户、售电公司等三方结算户数多、价格体系复杂，一厂一价，一月一价，电网与电厂、用户和售电公司的业务结算和价格管理工作量激增，电力交易公司需要省电力公司提供更加准确的结算信息，实现一对一信息交互，避免出现一对多体系下存在导致信息传递效率低、质量差的问题。
三构建省级电费结算模式
针对售电公司电费结算特点及要求，构建省级电费结算模式主要做法有：
组织架构变革。省公司层增设电费结算室，电费结算室岗位设置和职责如下表：
这一机构变革符合集约化、扁平化、专业化方向，进一步压缩管理层级，缩短管理链条，打破了原有“小而全”的属地化电费结算业务格局，加强省级营销、交易、财务等相关专业的横向流程贯通，实现批发交易市场、零售交易市场纵向流程贯通，对进一步提高供电服务水平和客户满意度，推动“三集五大”体系完善提升具有重要意义。
电费结算流程优化。成立电费结算室，有效衔接批发市场和零售市场电费结算。
技术平台交互规则调整。依据售电公司电费结算流程和业务规则，为支撑市场化售电业务应用(营销系统)和全国统一电力市场平台(交易平台)集成，进一步营销与交易交互信息规则，平台业务集成中涉及营销与交易交互信息明细如下表：
2017年，安徽公司开展了面向售电侧放开后的省级电费结算体系建设工作，完成了售电公司合同管理、交易关系匹配管理、电费结算规则管理和电费结算流程再造，全年完成3188份结算合同签订，及时开展4479户零售用户电费结算，实现“加快完善市场化售电业务办理规则和流程，打通营销、交易、财务的业务通道，打造高效便捷的电费结算体系”的工作要求，促进了公司内部专业管理和对外服务水平的全面提升，确保市场交易电费结算业务高度融合、客户需求快速响应、服务质量可靠优质。
