篇一：售电公司和国家电网区别
电力市场环境下中长期负荷预测的应用分析
杨科;谭伦农
【摘
要】电力市场环境下负荷预测误差风险直接影响售电公司经营效益和供电的安全性和稳定性.为提高售电公司的经济性和稳定性,从负荷预测误差与负荷类型的研究角度出发,利用灰色系统理论、最小二乘支持向量机模型对中长期负荷进行了预测,并提出了预测加权误差这一概念,重点讨论某地区主要负荷类型与其预测加权误差之间的关联关系.分析结果使得负荷预测结果更为切合电力市场环境,为以后用电侧开放的售电公司的经营策略、稳定供电提供了一种新的思路.%Theloadforecastingerrorriskdirectimpactonoperatingbenefitsofelectricitygridcompaniesandsafetyandstabilityofpowersupply.Inordertoimprovetheeconomyandstabilityofelectricitygridcompanies,fromthestudyperspectiveoftheloadforecastingerrorsandloadtypes,thelong-termloadispredictedbasedongreymodelandleastsquaresupportvectormachinemodel.Thispaperalsoproposesthenotionofweightederrorofloadforecasting,andfocusesontheassociationbetweenweightederrorsofloadforecastingandloadtypesofonearea.Theanalysisresultsshowthattheloadforecastingresultsaremoreinlinewithpowermarketenvironment,whichofferanewwayofthinkingforoperatingstrategyofopenelectricitygridcompaniesandstablepowersupply.
【期刊名称】《电力系统及其自动化学报》
【年(卷),期】2011(023)003【总页数】4页(P54-57)
【关键词】电力市场环境;预测加权误差;灰色模型;最小二乘支持向量机;关联关系
【作
者】杨科;谭伦农
【作者单位】江苏大学电气信息工程学院,镇江212013;江苏大学电气信息工程学院,镇江212013【正文语种】中
文
【中图分类】TM715随着时代的进步，特别是电力市场的迅猛发展，在给电网企业带来机会的同时也带来了一系列的风险。市场环境下售电公司的盈利损失完全由自己承担，因此售电公司未来的竞争力的强弱在很大程度上取决于管理风险的能力。售电公司如何在盈利最大化同时尽可能地管理好所面临的风险，已经成为一个亟需解决的重要课题。售电公司面临的风险有电价风险、电费回收风险、供电可靠性风险、配电网改造投资风险、安全风险以及负荷预测误差风险等，其中负荷预测误差风险是决定售电公司收入波动的直接原因。因此，研究负荷预测误差的风险问题对于电网企业规避风险，减少损失具有重要的现实意义［1］。
从世界各国电力工业发展的历史来看，电力管理体制变革的趋势是朝着完全竞争的市场结构发展，即不仅开放输电网，配电网也面向所有电力零售商开放。这种改革的目标是要通过建立一个自由竞争的电力市场来取代目前垄断化的电力工业，以减少电力用户为得到电力供应而付出的费用。电力用户也将逐渐拥有选择电力公司和服务的权力，而
一般认为，这一市场结构模式与其他三种模式（垄断模式，发电竞争模式和趸售竞争模式）相比，在售电领域具有更强的竞争性，经济效益和资源利用率也得到了更
大的提高。在这种模式下也有利于电价的降低，从而有益于电能消费者，因而这种市场模式是当前电力市场较为理想的模式。
市场环境下售电公司经营着不同的负荷类型，这些负荷类型千差万别。本文从负荷类型和负荷预测误差角度出发，提出加权误差这一概念，重点讨论了某地区主要负荷类型与其预测加权误差之间的关联关系，为以后用电侧开放的售电公司的经营策略、稳定供电提供了一种新的思路。
1负荷预测在市场环境下的意义和应用
1.1电力市场环境下负荷预测的意义
电价是电力市场的信号，是电力供求的桥梁，是电力交易的纽带。电价作为重要的经济杠杆，在建立和培育电力市场，优化配置电力资源，调整各种利益关系方面具有不可替代的作用。电力市场化的核心内容便是电价改革。
由于电力市场中电价存在较大的不确定性，市场环境下的售电公司想要获取长期的稳定收益，必须合理制定电价，亦即需要尽可能接近市场环境下的购电量。若购电量过高，则影响自己的购电成本，对自身的经营和竞争不利；若购电量过低，则无法满足电力用户的需求，对自身和电力用户之间产生了供求矛盾。因此，归根结底电力零售商在市场环境竞争中取得主动，必须使自身在市场环境下的购电量尽可能接近自身电力用户的用电量，亦即，必须力争使得自己的负荷预测精度高于竞争对手。
1.2电力市场环境下负荷预测的应用
不同于供电公司须对整个供电网范围内负荷供电，售电公司可能只对全区域中的某一部分负荷提供电力。在市场环境下售电公司和其用户是在双方自愿平等的原则下达成服务协议的，因此售电公司对其用户具有选择权，为了提高售电经济性，售电公司可能更倾向于选择售电稳定、效益好且预测精度高的用户。因而如何选择这些优质用户，成为售电公司最为关注的问题。然而负荷千差万别，每一类负荷的用电
规律和用电特点都不同，有的呈较强的规律性，有的受随机因素影响大。
市场环境下售电公司在选择这些优质用户时，往往先是对这些负荷建立预测模型，通过分析预测结果来评价这些用户。对市场上不同的负荷建立同一种预测模型，或者对同一种负荷建立不同的预测模型，通过预测结果对比就可以为售电公司选择合适的负荷以及对应的预测模型，进而提供强有力的参考。
2负荷预测误差与负荷类型之间的关联性分析
2.1市场环境下分析加权误差的必要性
对不同的负荷使用同一种预测方法或者对同一种负荷使用不同的预测方法，它们的关联性会有很大的区别。评价一种负荷预测方法的精确度，传统的方法往往是计算出该预测方法的平均相对误差和最大相对误差。两者越小，预测方法越精确。
平均相对误差可以表示为
上述公式对于一个误差序列而言，每一个误差都是等权重的。而在市场环境下的负荷预测又有了新的内涵，不同误差的权重是不一样的。
根据英国第二轮电力市场改革中平衡调度机制中的不平衡结算方法［2］，市场参与者通常在提交最终报告时就要围绕着最终出力提出竞卖价（offer）和竞买价（bid），其中竞卖价是指发电商增加出力或用电方减少负荷而使系统裕度变大的报价，竞买价是指发电商减少出力或用电方增加负荷而使得系统裕度变小的报价。如果在实时平衡调度过程中，平衡市场成员未能完全按其被接受的竞买价和竞卖价进行出力（或负荷）调整，国家电网公司将对这部分差异（这里称为“未发送电量”）进行罚款，这里的罚款均采用加权价格，不平衡越多，罚款则越多。具体见图1。
图1电力价格构成Fig.1Electricitypriceformation以上述分析结果为依据，提出市场环境下加权误差，即在市场环境下预测误差并不
是简单的数学关系，预测相差越大，意味着该售电公司所付出的代价就越大，风险就更高，惩罚值就越大，与预测误差小的情况下，市场营销策略和最后的收益情况有很大的区别。
2.2加权误差的计算
设ri＝（r1，r2，…，rn）为相对误差序列，则wi为第i个误差在误差序列中占的权重，有上式可知，误差越大，则在误差序列中权重比越高。定义加权误差E为
2.3基于加权误差的关联性计算
定义关联度
关联度在一定程度表征出预测模型对于负荷模型的市场风险能力，关联度越高，售电公司经营该负荷类型风险就越低；管理度越低，售电公司经营该负荷类型风险就越高。
综上，通过分析相对平均误差，最大相对误差，关联度就可以确定负荷预测方法与负荷类型之间的关联关系，从而确定与负荷类型适合的预测方法，为市场环境下的售电商提供了一个强有力的参考结果。
3算例分析
收集某地区1986—2003年的农林业、建筑业、城镇居民用电等7种负荷原始数据进行分析，用前10组数据进行建模。根据中长期负荷预测的特点，且每种负荷类型往往只能收集历年负荷数据值，一些相关的影响因素很难获取，因此选用灰色系统理论（greymodel，GM（1，1））［3～5］，最小二乘支持向量机LSSVM（leastsquaressupportvectormachine）［6～8］建立中长期负荷预测模型。
利用周期拓延法（预测完后两年的值，去除最前面的两组数据，添加最新的两组数据进行重新建模）。
以农林为例的预测结果如表1所示，表2和表3分别列出了农林行业和其它负荷类型的预测的误差分析，负荷预测误差与负荷类型之间的关联度如表4所示。
表1某地区农林行业用电负荷预测结果Tab.1Resultsofpredictionofagricultureandforestryinonearea（105MW·h）199611.05910.86810.947199712.41812.03211.786199812.72613.49213.463199913.88814.72413.533200014.93715.62814.218200116.91717.14915.329200218.01118.12217.933200319.82919.73418.770表2农林行业用电负荷预测误差分析Tab.2Resultsofpredictionerrorofagricultureandforestryinonearea（%）
平均相对误差3.004.31最大相对误差6.109.39其他负荷类型的预测误差分析如表3所示。
表3其他负荷类型预测误差分析Tab.3Resultsofpredictionerrorofotherloadinonearea（%）59LSSVM平均1.6010.5626.80最大3.8832.1157.GM平均7.423.4620.81最大12.715.2551.1869LSSVM平均8.364.422.71最大13.486.114.GM平均32.1513.067.85最大71.2018.2316.70从上述表中结论分析可知：
（1）从预测误差来看GM模型适合于农林业、地质普查和勘查业的预测，LSSVM模型适合于工业、城镇居民用电的预测。对于建筑业和交通邮电业，GM和LSSVM预测效果精度都比较差，这也和行业特点有关，建筑业受政策影响大，交通业随机性强。
（2）从关联度可知，对于工业LSSVM预测时关联度高达0.9729，说明利用LSSVM预测工业负荷时市场风险是很低的。而对于商业饮食业这种负荷，虽然预
测误差只有0.0442，但关联度偏低，说明负荷在市场环境下存在一定的风险。
（3）综上，对于该地区而言，市场下的售电公司尽可能选择农林、工业、地质普查和勘查业这些负荷类型，尽量避免建筑业、交通邮电业这些负荷，才能在市场中占据主动。
表4负荷预测误差与负荷类型之间的关联分析Tab.4Relationshipbetweentheweightederrorofloadforecastingandloadtypes（%）98工业88.1897.29地质普查与勘察业95.4981.79建筑业63.1254.35交通邮电业51.7183.93商业饮食业85.5589.34城镇居民88.8795.农林业95.4893.534结论
本文阐述了在电力市场环境下负荷预测的新内涵，并通过分析负荷预测加权误差与负荷类型间的关联关系，为市场环境下的售电公司选择电力用户、经营策略和安全供电提供一种新的思路。
（1）按照电力市场发展趋势，阐述了在市场完全开放情况下负荷预测的新内涵，以及负荷预测在售电公司中的研究及应用意义。
（2）市场环境下预测误差并不是简单的数学关系，以英国第二轮电力市场改革为依据，提出负荷预测加权误差这一概念，重点分析了负荷预测加权误差和负荷类型间的关联关系，分析结果更加切合市场环境，为售电公司的经营策略提供了一种新思路。
（3）对那些随机性强，变化大的负荷选取合适的预测模型仍是亟需解决的重要课题。
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篇二：售电公司和国家电网区别
国家电?与五?电?薪资待遇区别中国五?发电集团是指中国华能集团公司、中国?唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电?投资集团公司，五?发电集团都坚持以电为主，积极发展电?上下游产业，形成合理的相辅相成的产业链条，以服务于公司的发展战略。国家电?公司(StateGrid)，简称国家电?、国?，成?于2002年(壬午年)12?29?，是经过国务院同意进?国家授权投资的机构和国家控股公司的试点单位。公司作为关系国家能源安全和国民经济命脉的国有重要??企业，以建设和运营电?为核?业务，承担着保障更安全、更经济、更清洁、可持续的电?供应的基本使命，经营区域覆盖全国26个省(?治区、直辖市)，覆盖国??积的88%，供电??超过11亿?，公司员?总量超过186万?。公司在菲律宾、巴西、葡萄?、澳?利亚等国家和地区开展业务。连续三年，公司名列《财富》世界企业500强第7位，是全球最?的公?事业企业。五?发电主要负责发电，两个电?公司(国家电?、南?电?)负责输电及售电，也?带?部分发电?。因此五?发电集团于国家电?的关系是业务上下游的关系，五?发电集团主要负责发电，国家电?和南?电?主要负责输送电和售电。这个时候问题来了，究竟五?发电集团和国家电?的待遇如何呢?中公国企?编来帮你解析。?般来说，国企待遇依据国企类型分为五档，以下数据来源于中公国企?编搜集各??站得来，会有些许差错，?家只供参考哈第?档：国家电?、中?油、中海油、中?化，新?转正税后20W+，中?化可能稍低。第?档：中移动、?通、联通，新?转正税后15-20W。第三档：各国有银?总?、国有保险公司总公司，新?转正后10-15W。第四档：五?发电集团总部、??进出?公司总部，新?转正后10-12W。第五档：其它?垄断性国企，新?转正后8-10W看完之后是不是发现国家电??论是在薪资待遇、企业实?还是在未来发展上都值得应届?们搏?搏呢?中公国企为想要报考国家电?的同学们提供更加符合个?预期的培训计划，
篇三：售电公司和国家电网区别
综合信息区域治理国网衡水供电公司全行业售电情况分析武蒙1李冬21.国网河北省电力有限公司衡水供电分公司，河北衡水0530002.国网河北省电力有限公司安平县供电分公司，河北安平053600摘要：衡水供电公司现有高、低压客户196万户，2016年售电量累计完成115.65亿千瓦时，同比降低1.5%。由于衡水地区工业基础比较薄弱，农业用电占比较大，售电量波动受季节及天气变化影响比较大，排灌用电的高峰季节售电量波动较大。针对以上情况，衡水供电公司分析原因，制定措施，全面提升业扩服务效率，全力推广能源替代技术，加快推进电动汽车快充网络建设等。关键词：售电量；分析；措施；能源替代一、各分类售电量完成情况衡水供电公司现有高、低压客户196万户，售电量累计完成115.65亿千瓦时，同比降低1.5%。由于衡水地区工业基础比较薄弱，农业用电占比较大，售电量波动受季节及天气变化影响比较大，排灌用电的高峰季节售电量波动较大。今年3月份降雨量较少，售电量同比增长18.65%，从6月份开始降雨偏多，售电量出现了下滑。针对这种情况，对衡水供电公司售电量进行了分析。从各分类售电量完成情况看大工业用电同比降低7.61%，呈下降趋势，农业用电降低11.84%，两者成为制约公司售电量增长的主要因素；居民用电、商业用电同比分别增长9.31%及17.39%，成为公司电量增长的主要动力。1.1大工业用电：1-12月累计完成55.1亿千瓦时，同比降低7.61%，低于公司平均增速6.11个百分点。在我们重点监测的20个大用户中只有7户用电量有所增长，其他用户都是负增长，而且大用户中冀州银海化肥、深州化肥、景化化工用电量的大幅降低对大工业电量的增长起到较大的制约作用。大用户银海化肥,同比降低99.32%。企业由于大气污染治理停产，目前已经销户；深州化肥,同比降低77.58%。企业目前处于停产状态；景化化工,同比降低38.77%。目前处于停产状态，而且恢复生产的可能性不大。上述3家企业共计减少大量用电量，拉动大工业用电降低11个百分点，拉动公司售电量降低3.56个百分点。1.2商业用电：1-12月累计完成6.46亿千瓦时，同比增长17.39%。原因是人们生活水平的提高，购买力增强，带动了商业用电的增长。另外随着新建居民住宅小区不断增加，商业门店增加较快，给商业用电带来了新的增长，商业用电对售电量增长的拉动作用在逐步加大。1.3居民生活用电：1-12月累计完成25.14亿千瓦时，同比增长9.31%。随着新农村电气化工程的实施，电压合格率和供电可靠率不断提高，居民对节能环保的电能需求不断增加，各种家用电器陆续进入农村家庭，而其使用效率不断提高，是居民用电增长的主要原因之一。其次公司大力推广电能替代，一些新增住宅小区，采用电辅热取暖，也带动了居民用电的增长。1.4农业用电：1-12月累计完成10.96亿千瓦时，同比降低11.84%。农业用电降低主要是受降雨偏多、地下水超采治理以及种植结构调整等因素的影响。参与直接交易，完成直接交易电量3.03亿千瓦时，较直接交易前减少电费610万元。2017年大客户直购电范围将进一步扩大，对公司整体经营效益造成持续的影响。三、重点工作情况及采取的措施3.1业扩服务效率全面提升狠抓业扩报装不规范的行为，全面实行一证受理、一次性告知、同城异地受理业扩报装业务。不断规范分布式电源管理，组织开展多次业务知识、服务技能培训，提高分布式电源并网服务管理水平。严格贯彻执行网省公司的文件精神，进一步精简业扩报装手续，优化业务流程，全流程电网责任环节同比下降了14.5%；高压客户平均接电时间进一步缩短3.6天。提高业扩报装效率。3.2全力推广能源替代技术主动与地方政府、大客户对接，及时掌握辖区内大客户、各类园区等优质客户的用电需求，坚持提前介入、主动服务，争取客户及时接电，增收电量。完善编制电能替代应急项目的储备和实施电能替代项目工作流程，对县城中小学校、乡镇医院、酒店宾馆、事业单位、加油站5大项目开展典型经验梳理，为县域内电能替代提供范本。3.3加快推进电动汽车快充网络建设主动对接政府及相关部门，促请政府将充电站建设纳入衡水市重点建设项目，力促政府出台《关于进一步加快电动汽车充电基础设施建设的意见》，为加快推进充电设施建设奠定了良好基础。强化内部协同配合，建立定期协调例会制度，严格落实施工方案，优化施工工序，建立工程建设微信群，每天上传现场图片，实时跟踪工程进度，加强现场安全把控。倒排工期，明确时限，加快建设进度，确保按省公司要求完成建设任务。二、电量、电价波动的原因分析2.1电量增长不容乐观。受大气污染治理影响，衡水地区化工、橡胶、金属制品、非金属矿物质业等企业大量关停。截至12月底减容、销户数量达6.31万户，减容、销户容量达74.9万千伏安，同比增长42.37%，影响电量16.85亿千瓦时。另外受超采治理及天气影响，农业用电出现大幅下滑。1-12月农业用电完成10.96亿千瓦时，同比降低11.84%，拉动公司售电量降低1.25个百分点。预计2017年农业用电仍将是下降趋势。2.2政策性电价调整减收较大。1-12月份，政策性调价减收3.17亿元，虽然售电结构的变化（居民用电同比增长9.31%，一般工商业及其他同比增长17.39%）抵消部分售电收入负增长，但总量有限。受综合因素影响，2017年，公司效益提升难度明显加大，公司经营将存在较大的压力。2.3输配电价改革及售电侧放开等政策的推进。2016年，衡水直供已有8家企业·
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篇四：售电公司和国家电网区别
能源互联网和电力体制改革下电网公司发展策略
摘要：为了帮助电网公司克服新时期下的发展困难，获取更多经济效益与社会效益，本文对电网公司转型发展的意义进行分析，详细阐述了当前电网公司面临的发展挑战，包括电网运行复杂性提高、市场环境竞争性提高等。之后提出能源互联网和电力体制改革下的电网公司转型发展策略，通过采取精细化管理模式、坚持推进生态战略体系以及合理规划企业战略资源等措施，促使电力公司打破瓶颈，实现可持续发展的目标。
关键词：能源互联网；电力体制改革；电网公司；发展策略
引言：伴随电力行业的快速发展，我国提出了一系列政策，对电网体制进行全面改革，加上能源互联网发展，电网公司转型升级已经成为必然的趋势。目前来看电网公司的转型升级道路有很多，企业应结合自身发展现状、市场环境，探索符合自身需求的改革道路。当下电网公司要优化调整运营结构、打造信息化服务平台，切实提高运营管理水平，深入整合发展战略资源，加快转型升级进程，这样才能逐渐适应能源互联网和电力体制改革带来的影响。
一、电网公司转型发展的重要意义
在新政策与市场环境变化的影响下，电网公司发展受到限制，所以需要转变以往的进入管理模式，来应对全新的发展挑战，以往电力公司存在思想保守、观念滞后的问题，无法快速适应当前的市场环境，所以转型升级是必然的趋势，有利于提高电网公司的经营管理效率，对电网公司的可持续发展有着深远影响。
二、当前电网公司面临的发展挑战
1.电网运行复杂性提高
现阶段电网公司受到政策措施与资源环境的影响，导致电网运行的复杂程度越来越高，新能源并网规模也在逐渐扩大。由于新能源并网存在明显的波动性与随机性特点，所以电网公司在供电端遭受诸多挑战，另外为了满足电力输送质量，电网公司需要进行大范围新能源配置工作，如特高压直流的建设与运行，都会为电网结构与运行控制带来挑战。
2.市场环境竞争性提高
伴随电网体制的改革，电网公司的运营管理面对着较大压力，尤其是配电业务与售电业务的增加，电网公司的市场份额与营业额度都会存在下降风险。目前来看电力市场环境的竞争性逐渐提高，越来越多的社会资本组建售电公司加入市场环境，并通过自身优势抢夺市场资源，导致电网公司的经济效益与市场份额逐渐减少，这也意味着电网公司未来将会面临更加严峻的挑战。
3.用户的供电需求提高
在信息时代背景下，互联网信息技术成为供电服务的主要模式，用户倾向于通过数字化渠道来完成消费，因此提高了自身的用电需求，弱电网企业未能加强改革创新，必然无法满足用户个性化需求。比如现阶段用户提高了环保意识，所以在能源选择上偏向清洁型能源，导致电网公司面临严峻的发展形势，另外用户希望电网公司能够根据个人需求发送产品信息，获取更加优质的服务体验，因此电网公司必须加强转型升级。
三、能源互联网和电力体制改革下的电网公司转型发展策略
1.采取精细化管理模式
当下电网公司应采取精细化管理模式，切实提高经营管理效率，首先根据输配电价定价方法，对成本进行有效压缩，减少输电领域中不必要的经济投入，通过精准化投资获取更多经济效益，因此电网企业要重视投资方案的可行性与有效性。在投资前做好项目投入产出比分析，明确投资重心与方向，减少无效产能或投资低效的问题，而配电领域对精细化管理的要求更高，这是因为配电领域工程规模小、周期短，并且配电网规划涉及了不同的部门、区域，应加强各级单位的沟通，减少重复投资问题。其次重视提高工作人员自身积极性与单位产值，发挥出各岗位人才的最大化效能，这也需要电网企业改变传统工资分配模式，打造差异化薪酬激励制度，持续提升工作人员能力水平。
2.实施数字化转型升级
电网企业应朝着数字化转型升级，这也是能源互联网与电力体制改革下的必然趋势，通过数字化转型提高运营管理水平、降低运营成本投入，同时借助数字化技术拓展新兴业务，获取更多的经济效益。对于电网公司来说传统业务与新兴业务，在盈利、战略定位上存在区别，数字化转型升级有利于制定不同的战略规划，比如通过大数据、人工智能技术进行分析，即可从海量的数据中获得有价值的信息，为电网企业发展提供支持。而新型业务也可以通过数字化技术提高服务质量，如云平台等技术的应用，改变了原有重资产投资的理念，能够真正以客户需求为基础，为客户提供多元化增值服务，打造全新的盈利模式。
3.坚持推进生态战略体系
电网企业应坚持生态战略，吸引市场主体与社会资本，格力构建能源互联网生态体系，电网企业可以从三个方面入手，第一紧紧围绕市场需求，打造以客户为主体的市场化运作机制，比如推动线上线下服务模式，让客户享受一站式、菜单式服务。同时借助融资与资本运作机制，获取更多的资金来挖掘市场潜力，从而实现放大国有资本功能、提高资本活力的效果。第二加强薄弱环节的调整，应落实多元并购的发展模式，弥补自身存在的不足之处，比如部分企业就通过收购的方式，构建了完善的技术支撑体系来保障自身发展运营。第三建立适应新业务发展的管理模式，针对新业务优化改进管理理念、手段，为电网公司发展注入活力。
4.创新电力服务体系平台
从当前电网公司的发展运营不能看出，在电力供应、服务模式上存在问题，如资源整合力度不足、联合程度不高等现象，因此电网公司要创新电力服务体系、搭建信息化管理平台，通过结合自身的经营管理目标、需求为基础，按照不同的业务项目，进行有效的开发与建设。通过打造专业化的信息平台，改善服务过程
中信息共享性差、信息传递迟缓的问题，电网公司可以增加成本投入，与具备数据挖掘、It产品开发能力的企业展开合作，一方面借鉴其先进的管理思路，另一方面围绕电网管理需求，优化电力服务体系，实现多方共赢的发展目标。
5.合理规划企业战略资源
面对能源互联网与电力体制改革的影响，电力公司应合理规划内外战略资源，同时对原有的经营管理模式进行优化，改变传统的市场营销运作方法。比如设立专业化的市场管理与营销部门，市场管理主要负责相关业务的前期规划，加强信息资源的整合，包括客户资料、销售数据等，为开展相关业务提供理论支持。另外需要从顶层设计入手做好统筹规划，确定各类产品的配置与市场布局方案，打造全方位的营销战略。营销部门则偏重于实践，能够根据不同的供电类型、电力网配置形式，选择有效的投资形式、营销手段，从而达到获取市场份额的目标，全面提升电网公司运营管理质效。
结束语
在能源互联网与电网体制改革的影响下，电网公司不得不寻求转型升级，探索新的发展路径，若电网公司仍然维持传统发展模式，必然难以获得更多经济效益。因此电网公司要根据自身发展现状进行分析，同时结合市场需求，对经营管理模式改革创新，重新配置内外部战略资源，以便获取更高的经济与社会效益。总而言之电网企业转型发展迫在眉睫，应依托信息化技术和平台，完善供电服务功能，加快数字化转型升级，搭建互联网生态体系，这样才能在竞争激烈的市场环境中站稳脚跟，保证自身市场份额不受影响。
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[5]王守凯,刘达.能源互联网背景下电网公司供电服务商业模式创新研究[J].陕西电力,2016,(08):47-50.
[6]胡全贵.能源互联网下国家电网公司信息化转型框架研究[D].导师：耿修林.南京大学,2015.
篇五：售电公司和国家电网区别篇六：售电公司和国家电网区别
代理购电文件1349号文件
近日，国家发展和改革委员会先后印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）和《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）。
安徽省发展改革委随即发布《转发国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（皖发改价格〔2021〕372号）和《关于贯彻落实进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革有关要求的通知》（皖发改价格〔2021〕535号）。这些文件对推动燃煤发电上网电价市场化改革、取消工商业目录电价、建立电网企业代理购电机制等提出了明确要求。
1、什么是电网企业代理购电？
答：按照国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革通知》（发改价格〔2021〕1439号）《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），取消工商业目录销售电价，推进工商业用户进入电力市场。对暂未直接从电力市场购电的工商业用户，由电网企业以代理方式从电力市场进行购电。
2、为什么要出台代理购电机制？
答：自2015年中发9号文出台以来，国家发改委按照“管住中间、放开两头”总体思路，深入推进电力市场化改革，全面完成了输配电价改革工作，逐步放开发用电竞争性环节价格，稳步开展电力现货市场建设，电力体制改革工作取得重大进展。今年以来，我国煤炭、电力消费快速增长，供需持续偏紧，煤炭价格大幅上涨，能源供应紧张环境下，电力市场发现价格、引导用户合理用电的作用还未充分显现。
为了保障电力安全供应、加快推动电力市场化改革，国家发改委研究出台了1439号文，进一步深化燃煤发电上网电价市场化形成机制，一方面有序放开全部燃煤发电电量进入市场，另一方面推动工商业用户全面进入市场。
考虑到我国有近5000万户的工商业用户，一次性全部进入市场比较困难，为了确保电价改革政策平稳实施，国家发改委研究制定了电网企业代理购电机制，对于尚未直接进入市场的工商业用户暂由电网企业代理购电，当用户具备自主进入市场的时候可以选择进入市场。
通过建立代理购电机制，一方面不会影响用户的用电方式，确保用户在无能力无条件进入市场的情况下由电网企业代理购电，另一方面代理购电的用户能够通过电网企业实时感受市场价格波动信号，合理调整用电行为。
3、工商业用户选择电网企业代理购电怎么操作？选择电网企业代理购电后还能否变更？
答：电网企业为工商业用户提供代理购电服务，对于10千伏及以上的高压用户，电网企业将逐户进行告知，确保用户及时了解相关政策；对于低压用户，用户可以通过；“客服电话95598”“国家电网app”“供电营业厅”等线上线下多种渠道了解代理购电有关情况。目前，在“网上国网APP”已发布代理购电服务操作指南，并有“代理购电服务专区”，用户可以在专区进行政策咨询、合同签订、业务办理和账单查询。
按照809号文要求，由电网企业代理购电的工商业用户可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，代理购电相应终止。
4、代理购电是否收取服务费？
答：电网企业代理购电不向用户收取代理费用。
5、直接参与市场交易，与选择代理购电，哪个更划算？
答：此次电价改革致力于推动发电侧和用电侧建立“能涨能跌”市场化电价机制，市场交易价格由电力市场供需情况决定，哪种方式更划算无法准确预测。国家要求各地有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电。但是已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。
6、直接参与市场交易购电与选择代理购电的用户，电网企业在供电服务上会差别对待吗？
答：电网企业无差别向各类用户提供报装、计量、抄表、收费、抢修等各类供电服务。
7、用户选择电网企业代理购电和选择售电公司代理购电有什么区别？
答：电网企业不同于其他售电公司，主要区别在：电网企业代理的用户全部执行统一标准的代理购电价格，输配电价、政府性基金及附加按照国家批复标准执行，而售电公司可以与用户签订不同的电价套餐，既可以是单一价格也可以是组合价格，价格执行方式由双方协商确定；
电网企业在市场中购电的价格是其他市场交易的平均价，而售电公司则是根据报价策略参与不同的交易市场，形成的购电价格与电网企业代理购电价格不同；
电网企业代理购电不存在交易服务费，各项价格均公开透明，而售电公司为用户提供服务会收取一定交易服务费。
8、能不能既不直接参与市场交易购电，也不选择代理购电，而是继续维持以前的购电方式？
答：不能。根据发改价格〔2021〕1439号文件，已经取消了工商业目录销售电价，不能继续执行原来的工商业目录销售电价。
9、用户选择直接参与市场交易购电，或者选择由电网企业代理购电后，后续还能不能更改？
答：可以。电网企业代理购电的工商业用户，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，电网企业代理购电相应终止。直接参与市场交易的工商业用户退市后，默认由电网企业代理购电，电价由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、基金及附加组成。
10、代理购电以后，还执行峰谷分时电价吗？
答：根据发改价格〔2021〕1439号文件要求，继续执行峰谷分时电价政策。具体执行要求以当地分时电价政策为准。
11、选择代理购电后，电费交纳方式有没有变化？
答：交费方式没有变化，用户可以继续通过营业厅、网.上国网APP、第三方代收机构等线上线下服务渠道交纳电费。
12、用户怎么判断自己是不是工商业用户、公益性事业用户、高耗能用户和拥有燃煤自备电厂的用户？
答：工商业用户：是指除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）和农业生产外，原执行大工业用电电价、一般工商业及其他用电电价及非居民用电电价的用户。
公益性事业用户：是指执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等用户。
高耗能用户和拥有燃煤自备电厂的用户：以政府主管部门门相关规定及认定为准。
篇七：售电公司和国家电网区别
国家电网发展中的电力营销分析
摘要：现阶段，随着我国经济的不断发展，电力行业的竞争也变得越发激烈，电力企业要想在这样的环境背景下谋求更大更长远的发展，就需要跟随市场化的脚步，提升市场竞争力。具体到电力营销方面，就需要坚持“以市场为导向，以客户为中心”的服务理念，全面加深增供扩销、市场建设和优质服务方面的探索。鉴于此，本文对国家电网发展中的电力营销进行了分析，以供参考。
关键词：国家电网；发展中；电力营销
一、国家电网市场改革新环境下的电力营销
当前，国家电网市场正面临改革，处于新环境中，其电力行业领域也在不断变化，它以电力客户需求为中心，不断强化供求关系，逐渐利用太阳能、天然气等清洁能源来代替传统能源，迎接新环境下电网市场健康发展的新机遇与新挑战。为此，当前我国国家电网电力营销也被赋予了全新内涵：首先第一，国家电网市场环境发生改变，它希望在原有环境基础上来实现电力营销理念，电力企业希望随时随刻把握能源市场发展动态，并准确预测电力市场发展潜力；第二点，它希望树立以用电户需求为基本导向的电力营销理念，即所有供售电行为都围绕用电客户需求展开，并合理利用现代化互联网通信技术来为用电客户提供高品质服务。
二、我国电力市场营销发展的问题
2.1“机制”瓶颈
这是一个首要问题。我们的电力企业已经走向了市场，但营销工作仍在或多或少的套用计划经济时期的经营模式，这就与我们今天必须具备的现代电力营销战略思想差距较大。究其原因是“以电力企业为中心”的用电管理观念根深蒂固,致使逐渐认同了的市场营销战略仍滞后于市场，在一定程度上制约了用电客户日益增长的消费行为。要知道,电力企业成功走向市场的标志之一，就是在不断变化的市场环境中，以用电客户需求为中心，通过合法的交易行为使客户得到满意
的电力商品和热忱的“三售”服务，从而获得企业所追求的利润。因此,建立健全电力市场营销机制,必须提高到一个紧迫的议事日程上来。
2.2“网改”瓶颈
国家扩大内需消费的政策，给城乡电网改造注入了活力。城乡电网改造铺开后,即出现了“一头热”局面，在用电客户内部没有相应的政策鼓动，紧迫的配套整改要求被“搁置”起来，开始形成外部网改后的“末端瓶颈”，显然，目标中的电力市场新的增长点在这里无疑被延缓了。在农村,网改的资金投入也不少，但令人担忧的是农民的用电观念，还没有发生根本性变化。这里有一个消费环境的问题，诸如经济来源、生活条件、家用电器、电价电费、保障服务等等，它是制约农村电力市场拓展的又一个瓶颈。
2.3“价格”瓶颈
在电力供应短缺时期,由于政府的介入，计划用电曾一度营造了卖方市场的供给氛围,并使多种非营销性附加有了“合理”的注释。不容否认，它当时对强制计划用电起到了平衡作用，但以后对消费者的心理则产生了“隐性扭曲”，其结果在今天已凸现出来，寻求其他能源消费。我们站在买方市场的角度来看电价，问题比较突出的是城市营业性电价和农村电价。
2.4“自发电”瓶颈
分布于楼、堂、馆、所的非生产性小型发电机组，是用电客户“寻他性”非常具体的表现行为。他们为减少电力非营销性附加支出，在夏、冬季节以自备柴油机组发电；另有一些客户取暖,也相继改成了燃油或燃煤式的设备。这就使
得我们拓展电力市场的努力，处于“恰似一江春水向东流”的尴尬境地。
三、国家电网发展中的电力营销发展分析
3.1客户知识管理智能化体系
客户知识管理智能化体系是整个电力营销体系的信息处理中枢，负责对体系客户信息的管理。因此，客户知识管理模块是智能化电网运行的前提，在客户关
系体系的支撑下，其余体系将分别根据自身对客户知识的需求，从体系内直接调取有用的数据和信息，在一系列智能化运算后，生成客户信息的测评报告，作为相关部门作出营销决策的审核依据，为客户提供针对性的个性化服务，最后将测评结果上传至客户知识管理体系中，完成数据的归档与更新工作，将多有体系的工作形成一个高效封闭的过程回路，实现体系内外信息的共享。
3.2大容量数据库的建设
在智能电网建设发展的过程中电力营销业务发生了很大的变化，现阶段电力营销业务的最大特点就是数据量的庞大，在电力营销工作开展的时候，需要处理大量的电力数据信息。而在电力数据信息储存处理工作进行的时候，电力数据信息的安全性直接影响到了电力企业的运行，以及电力用户的基本权益。由于电力数据处理工作量的巨大，因此多数的电力营销运算工作都是在互联网中进行处理，在网络信息技术处理的时候，一旦发生了电力数据信息泄露的事件，将会给电力企业造成很大的影响。在智能电网建设发展的过程中电力数据的处理，已经成为了核心的工作之一。在电力企业电力营销工作进行的时候，为了确保电力数据信息的安全性，需要构建相关的数据库对电力信息进行安全保护。
在建构电力信息数据库的时候，可以依据Oracle软件进行数据库的建设，因为该软件建构的数据库可以满足电力营销工作的基本要求，并且该数据库可以实现并发控制、电力数据管理、数据的安全防护等功能，很好的提高了电力营销工作开展的安全性与可靠性。
3.3注意构建负荷管理体系
电力企业和电力客户的发展与负荷管理体系的构建有密切的关系，对电力企业来说，合理有效的运用电力客户资源至关重要，对于电力客户来说，得到电力企业好的用电服务也非常关键。因此，注意构建负荷管理体系非常有必要，一方面，它可以根据程序设计收集客户相关信息，并把收集的信息反馈给电力企业，帮助电力企业获得客户负荷的信息，电力企业可以根据这些信息预测未来客户用电的大致情况。另一方面，用户可以通过智能负荷管理体系发表意见，智能负荷管理体系帮助客户把这些意见传达给电力企业，电力企业根据反映情况，及时调
整电力服务方式，客户也能得到良好的电力服务。这样一来，既服务了电力客户，又能及时调整电力企业的营销策略，打造电力客户与电力企业互动双赢的局面。除此之外，智能负荷管理体系还有智能监测用电的功能，这种功能区别于传统的人工用电监测，可以自动智能化分析客户的用电需求。
四、电力营销的概念及特点
简单地说，电力营销其实就是将电力作为一种商品进行推广、销售以及开展后续服务的一种行为与活动。将电力看做一件商品，其销售对象是广大的用电用户，从这种简单的供求关系上进行分析可以看出，电力营销的服务对象就是广大用电用户，并且服务的中心就是满足广大用电用户的需求，以市场为导向，坚持以市场为中心的理念，目标是为用户提供安全可靠的电力产品和满意迅速的服务，实现电力营销的目的。但是，与普通商品不同的是，电力商品具有一定的特殊性，具体体现为电力的广泛性、不能储存性和计量特殊性。自电能出现以来，它一直都是应用最为广泛的一种能源。现如今，人们的生活离不开用电，工厂的生产离不开用电，因而电力的使用是全民性的，电力用户的数量巨大，分布十分广泛。与此同时，电能没有办法大量存储，需要通过电网建设实现输送配电。而且电能本身并没有实体，其计量需要使用电能表，并在后续计算出每位用户需要缴纳的具体电费。
结语：
当前，电力企业发展正面临时代经济发展新局面、新形势，所以基于国家电网的电力营销发展创新也要做到与时俱进，在保证输配电系统供电安全稳定性的同时来实现现代化管理。
参考文献：
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篇八：售电公司和国家电网区别
电力行业基础知识背景：国家电力工业局...........国家电力公司..........分为国网与南网一、电力企业分类1、按照隶属关系分类A:电网企业：隶属国家电网、南方电网的各级主辅业机构；A01国家电网、A02南方电网南方电网包括：广东、广西、云南、海南、超高压公司（以上四省一高压公司均为南方电网全资子公司）（目前的电网企业仍然包含输、配、售电过程中的所有企业）B:发电企业：隶属五大发电集团所属的各级主辅业机构；B01国电集团B02大唐集团B03华能集团（用我们的软件较少规模较小）B04华电集团B05中电投集团C:电力辅业：隶属四大辅业集团所属的各级主辅业机构；C01电力工程顾问集团C02水电工程顾问集团C03水利水电建设集团（用我们的集团报表）C04葛洲坝集团D:地方电力：隶属各级地方政府和水利部门的从事电力生产和供应的主要电力企业；（地方政府投资的）E:其他电力：资本关系上既不属于国家电力亦不属于地方电力的电力企业，如：某些能源开发公司和地方小火电，小水电等；F:行业性社团：依托电力系统所建立的，跨越上述G:行业性事业单位：依托电力系统所建立的，跨越上述局、研究所、行业管理等非营利性机构。说明：F和G一定指那些跨越了企业集团的企业机构，如果在某个集团内部，如国家电网内部的医院，分类则属于A,而不属于Ho2、按照企业间的相互关系分类A:集团公司（总公司、母公司）：集团公司关系指那些因投资或管理关系，而拥有众多包括分1/4A-F的社团组织，如：学会、协会等；A-F的事业单位，如医院、学校、社保
公司、子公司和派出机构等下属企业机构的企业机构；B:分公司：分公司关系是指那些资本完全隶属总公司，且不具备独立法人资格的企业机构；C:控股子公司：控股子公司关系是指那些接受母公司出资并达到控股状态的，具备独立法人资格的企业机构；（按实际控制力，一般为20％）D:参股子公司：参股子公司关系是指那些接受母公司出资但未达到控股状态的，具备独立法人资格的企业机构；E:代管公司：代管公司关系是指那些虽然和管理主体不存在直接资本纽带关系，但存在行政代管或托管关系的企业机构；F:派出机构：派出机构关系是各类企业机构因管理或业务需要从本企业直接派出的执行业务处理、企业管理和信息联络的非企业机构；如：福建电力公司驻京办。G:从属机构：从属机构关系是指那些资本完全隶属集团公司，且具备独立法人资格的非经营性机构，包括社团组织和事业单位，如：协会、学会、学校、医院、社保局等。H:关联企业：指在资本上虽无任何关系，但在环境、业务、市场和影响等方面却存在一定关联的企业，包括政府监管机构等。说明：1）.以上A-G中的集团公司（总公司、母公司）、分公司、子公司等均不一定体现在公司名称上，而体现在产权关系上。2）.A-G都是有资产纽带的企业间关系，其中：A-F是盈利性企业间关系；G是非营利机构与营利机构间的关系；H是无资产纽带的企业间关系。G虽属独立主体，但不以营利为目的；G和部门的区别在于，部门不是独立机构，G是独立机构。如老干部中心，当电力公司将其作为独立机构叫做“老干部管理局”时才作为单独客户进行管理，农电局也类似。3、按照主营业务分类熟悉客户的业务、规模和特点，用客户的思维、语言、文字和习惯进行客户表达、沟通和关注是行业客户关系管理的核心。为准确地识别和区分客户，现根据客户的业务特点，提出以下普查分类：A.电源企业（A00）：A01水力发电、A02火力发电、A03风力发电、A04燃气发电、A05燃油发电、A06核能发电、A07潮汐发电、A08抽水蓄能；A11流域开发公司、A12能源开发公司；A21电源企业管理机构。B.电网企业（B00）：B01区域电网公司、B02省电力公司、B03超高压局；2/4A21输配电管理机构；C.供电企业（C00）：C01电业局（地区级）、C02供电局（县级）、C03供电所（乡、镇级）；D.辅助企业（D00）:DO1修造、D02施工、D03仓储运输、D04物资供应、D05燃料、D06科技信息、D07通信、D08金融、D09咨询顾问、D10其他。说明：金融类包含财务公司、保险公司、投资公司等。E.附属机构（E00）:E01教育培训、E02医疗、E03社保、E04科研、E05调度、E06社团、E07出版发行；E11行业管理机构。F.多经企业（F00）F01房产物业、F02酒店饮食、F03零售百货、F04旅游广告、F05其他；（典型的山东鲁能集团）G.其他企业（G00）:G01煤炭，等等；说明：A-G中，企业与机构的区别在于，企业是以营利为目的的，机构不以营利为目的。、电力企业的相关部门A：财务部门B：审计部门C:资金结算中心D:生技部门E:科技信息部门F:社保部门G:物资部门H:农电部门I:保险部门J:市场营销部（用电部门）三、电力企业的会计业务核算特点1、执行新会计制度（科目代码、八项准备）2005年1月起要求科目代码用四位，全面计提八项准备（农电、地电不包括）八项准备分别为：（短期投资减值准备、长期投资减值准备、存货、固定资产、坏账、委托投资、在建工程。）计提减值准备分公司不需要提，省公司、子公司要提。2、收入核算管理（与电费管理结合）市局、县局一般为一个月做一次收电费的凭证分录如下：借：应收账款一一电费――三峡基金――城市附加费贷：主营业务收入应交税金――销项3/4税借：银行存款贷：应收账款一一电费（等）上交省公司：借：内部往来贷：银行存款3、存货（电力行业为：修理用备品、备件、煤）4、成本核算（生产成本、管理费用）电力行业的生产成本指：生产环节的成本费用＋管理费用科目中生产成本下的“其他”即为管理费用5、增值税抵扣（特殊的是低值易耗品可以抵扣。）6、固定资产管理（今年的清产核资下来查一下资料）7、投资收益与主营业务利润（关注省网公司的报表会发现投资收益比例比较大）8、预算管理制度与财务分析9、报表管理的特点10.工资管理的特点（电力行业一般为从财务部门或劳资部门）4/4
篇九：售电公司和国家电网区别
科技与创新┃ScienceandTechnology&Innovation文章编号：2095－6835（2021）02－0108－022021年第02期浅析电力体制改革对地方电力的影响及应对举措邹仕昆（四川省水电投资经营集团有限公司，四川成都611130）摘要：地方电力作为中国电力体制市场化改革进程的重要主体力量，面对新一轮电力体制改革带来的挑战与机遇，需要充分认识、把握电改政策，正视面临的问题及困难，主动参与并推动改革，通过改革破解发展难题，从而推动企业实现高质量可持续发展。关键词：电力体制改革；地方电力；电力行业；电力工业中图分类号：F426文献标志码：ADOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2021.02.039电力体制改革深入推进，地方电力面临更多挑战。2.1改革顶层设计缺乏对地方电力的充分考虑新一轮电力体制改革设计时，着眼点与着力点仅考虑省级电网，缺少考虑省级电网与地方电力的衔接和统筹，没有考虑到地方电力与省级电网同样都是供电主体，存在互联互通的趸售和余电交易关系，没有考虑地方电力承担更重的电力普遍服务和保底服务义务，混淆地方电力与增量配电网本质区别，将地方电力等同于省级电网终端用户对待等，导致涉及地方电力配套改革措施落地困难。比如《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中，规定了多种核定配电价格方法，但地方电力与增量配电网存在本质区别，地方电力的输配电价只应比照省级电网定价办法核定，而不能采用招标、最高限价和标尺竞价法等其他方法确定；指导意见中对地方电力供区用户跨网交易规定，“用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价”，如果地方电力与省级电网并网电压等级相同时，地方电力则没有任何价差收入，还要倒贴线损，即使存在电压等级差，因价差很小，难以覆盖其成本。2.2企业盈利模式正在被改变随着输配电价改革向地方电网延伸，地方电力也将不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。输配电价以电网有效投资和成本为基础，按照“准许成本加合理收益”方法核定，对于非政策性因素造成的未投入实际使用、未达到规划目标、擅自提高建设标准的输配电资产，其成本费用不得计入输配电定价成本，地方电力需要更加注重投资及运营成本控制。2.3售电侧市场竞争逐渐激烈售电侧放开是本轮电力体制改革的最大亮点，一方面用户拥有更多选择权，售电公司参与市场竞争，实质上挤占了包括地方电力等电网企业原有市场份额；另一方面，鼓励社在中发〔2015〕9号文指引下，国家发展改革委、国家能源局等相关部委大力推动，各省地方政府、电网企业和各类市场主体积极响应，中国输配电价改革、放开发用电计划、中长期及现货市场建设、增量配电改革等方面稳步推进，改革带来的红利和社会效益逐步显现，市场主体参与改革的积极性增强，为电力行业带来了生机与活力。然而，作为中国电力工业重要组成部分的地方电力，由于新一轮电力体制改革设计时着眼点与着力点主要考虑省级电网，地方电力与省级电网诸多改革不同步，加之地方电力历史上发展滞后，面对新形势、新任务、新要求，需要正视问题，积极参与改革，推动企业自身变革，才能在挑战中找到发展机遇。1地方电力是中国电力工业的重要组成部分中国电力始于地方。地方电力的概念形成于20世纪80年代国家集资办电改革政策，主要为解决过去大电网未延伸到的、相对贫困落后的地区电力供应逐步发展起来的，截至2006年底，全国共有县级及以上供电企业3097家，其中地方电力企业约为1600家，占总数的一半以上。除北京、江苏和宁夏外，全国各省（市、自治区）都存在地方电力企业，地方电力企业的总供电面积、总供电人口均超过全国的一半。国家实施“两改一同价”改革后，地方电力企业虽然被省级电网大量上划、代管或重组，但截至目前仍有10多个省（区、市）的200多个县（市、区）的供配电业务由地方电力企业承担，服务面积达100多万平方千米，服务人口高达6000万人以上。因此，地方电力是电力改革的产物，也是当前电力体制市场化改革进程中不可或缺的重要主体力量。地方电力的持续稳定健康发展，对于电力市场化改革的深入进行，必将产生积极的推动作用。2电力体制改革对地方电力的影响地方电力本质上也是电网企业，只是相对于国家电网公司、南方电网公司而言，供电区域相对分散，服务人口相对有限，并网电源不足，需要依靠大电网提供电源支撑。随着·108·
2021年第02期会资本参与配电网业务投资，尤其试点项目均在工业园区、城市新区等优质配电区域展开，配电网运营权竞争异常激烈。2.4供电服务需要更加多元随着改革举措深入，国家推进“放管服”改革和优化营销环境工作，各级地方政府及用户对供电服务提出更多需求：①供电可靠要求更高，停电时间要求更短，需要加大配电网投资，优化运行方式，提高抢修效率；②获得电力要求更加方便快捷，需要大幅压减业务流程、办理时间、报装成本；③多元化服务需要创新，随着大数据、互联网等新兴技术的运用，从提升用户黏性、应对市场竞争考虑，有必要围绕用电需求开展节能咨询、能效分析等综合能源服务，以降低客户用电成本，提高用能效率。3地方电力应对电力体制改革的举措3.1主动参与并推进改革地方电力改革事权在地方政府，要深入研究电改政策，结合本省实际积极提出改革措施建议，推动地方政府通过改革解决企业可持续发展问题。比如推动本省统筹测算输配电价格；核定网间输电价格，以解决跨网交易时合理分配输配电收入等；加强地方电力企业之间的交流与合作，借鉴各省电改成功经验，推动出台深化改革措施；加快推进业务重组与商业模式创新，按照输配电价改革要求，将电网业务与其他业务分离，大力培育综合能源服务，形成电网业务与综合能源服务共同发展格局。3.2全力提升企业核心竞争力将多点并网及220kV电压等级并网作为电网发展核心，以降低购电成本、增加输配电业务收入、提升电网安全可靠性。加强电网规划与省市县地方规划的衔接，重点布局工业园区、城市新区及新增电源点等，优化投资规模，把握建设时序，提高投资效益。加快区域间电网互联互通，提高网间电力电量平衡能力与引电能力。大力引入并网优质电源，争取降低趸售电价，减低购电成本。加强管理流程重构，强化投资、物资、电价等“大成本”的集约化管控，推动实施精益化管理，提升管理效率及效益。加快信息化技术推广及应用，推动传统线下服务向互联网线上服务模式转变，实现“互联网+营销服务”，不断提升客户满意度和幸福感。3.3全力拓展市场化业务大力发展市场化售电业务，开拓工业园区等优质配售电市场，通过合作、并购等多种方式，力争获得配电网经营权；充分发挥人才、技术、管理等方面优势，围绕客户需求，提供咨询、设计、建设等全方位一体化服务，开展用能诊断、节能改造、合同能源管理等增值服务，降低客户综合能源成本；着力在资源富集区、重点发展区域，抢点布局新能源、ScienceandTechnology&Innovation┃科技与创新储能、充电站、充电桩等新兴产业，形成长远发展支撑点；充分利用互联网、大数据处理等技术，深度挖掘客户数据价值，拓展延伸服务。3.4强化人力资源管理注重实施人才强企战略，优化各层级人员配置，加大复合型人才的选拔、培育和使用，增强人力资源保障能力。加强人才队伍建设，高度重视专业人才的培养和引进，畅通成长通道，促进人才流动；充分发挥业绩指挥棒作用，突出业绩导向，在薪酬分配、岗位晋升等方面向优秀人才倾斜，充分调动各层级人才的积极性和创造性；重视提升企业文化，增强员工的归属感与安全感。4结论通过以上的分析可以得知，地方电力作为中国电力体制市场化改革进程的重要主体力量，面对新一轮电力体制改革带来的挑战与机遇，需要充分认识、把握电改政策，正视面临的问题及困难，主动参与并推动改革，通过改革破解发展难题，从而推动企业实现高质量可持续发展。参考文献：1］周平，崔荣，陶凜，等.新电力体制改革对电网企业投资运营及管理的影响［J］.粘接，2019，40（12）：163-165，188.2］张子啸.电力体制改革对电网企业的影响［J］.企业改革与管理，2016（8）：192.3］王风云，苏烨琴，李啸虎.电力体制改革下核定输配电价难点与对策研究［J］.价格理论与实践，2016（11）：62-65.4］臧宁宁.电力体制改革下售电公司如何搭建市场营销体系［J］.中国能源，2016，38（4）：44-47.5］邵常政，丁一，宋永华，等.典型新兴市场国家电力体制改革经验及借鉴意义［J］.南方电网技术，2015，9（8）：13-18.6］刘斌.浅谈电力体制改革对电网企业的影响［J］.中国电业（技术版），2014（11）：160-163.7］白玫.新一轮电力体制改革的目标、难点和路径选择［J］.价格理论与实践，2014（7）：10-15.8］董晋喜，谭忠富，王佳伟，等.电力体制改革背景下输配电价关键问题综述［J］.电力系统及其自动化学报，2020，32（3）：113-122.————————作者简介：邹仕昆（1975—），男，四川内江人，本科，经济师，研究方向为电力企业经济管理。〔编辑：张思楠〕·109·［［［［［［［［
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