国网浙江省电力有限公司是国家电网有限公司的全资子公司，以建设和运营电网为核心业务，承担着保障更安全、更经济、更清洁、可持续的电力供应的基本使命，是浙江省能源领域的核心企业。在服务浙江省经济社会发展、加快浙江电力工业发展中，国网浙江省电力有限公司不断成长壮大。公司荣获全国文明单位、中国一流电力公司、全国五一劳动奖状、电力行业AAA级信用企业、全国电力供应行业排头兵企业等称号

基于国家电网有限公司营销风险数字化内控要求，国网浙江省电力有限公司结合营销关键业务领域的风险要点对营销风险进行由浅入深的解释说明，以风险点解读的形式编写本书。本书分为十个部分，分别为营业业扩风险、电价电费风险、计量采集风险、用电检查风险、分布式光伏风险、智电能效风险、负荷管理风险、市场化售电风险、客户服务风险、营销项目风险等，详细介绍各个业务项的风险点和防范措施，并结合案例进行要点评析。本书具有较强的实用性和指导性，可供电力营销稽查相关人员使用，也可作为电力营销稽查培训手册或者相关专业人员的自学手册。

1.1 用电报装等信息不公开透明

风险描述

1. 未公开服务标准。

2. 未公开收费项目目录清单。

3. 未及时公布本地区配电网接入能力和容量受限情况。风险影响

1. 信息不透明造成方案制订自由裁量权过大，易引发廉政风险。

2. 剥夺客户知情权，造成投诉和监管风险。

监督评价要点

1. 检查营业窗口是否按照《国家发展改革委 国家能源局关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2020〕1479 号）的要求公开服务标准、收费项目目录清单、本地区配电网接入能力和容量受限情况。

2. 检查线上渠道是否按照《供电企业信息公开实施办法》（国能发监管规〔2021〕56 号）的要求公开：供电企业基本情况；办理用电业务有关信息；电价和收费标准；供电质量情况；停限电有关信息；供电服务所执行的法律法规以及供电企业制定的涉及用户利益的有关管理制度和技术标准；供电企业供电服务承诺以及供电服务热线；“12398”能源监管热线等投诉渠道；用户受电工程市场公平开放相关信息；可开放容量有关信息；等等。

防范措施

1. 定期检查电网资源信息可视化系统应用情况，并加强监控。

2. 定期组织对电网资源可视化公开更新情况和准确性的现场检查。

政策依据

〔外部政策依据〕《国家发展改革委 国家能源局关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2020〕1479号）；《供电企业信息公开实施办法》（国能发监管规〔2021〕56 号）。

〔内部制度依据〕《国家电网有限公司关于修订供电服务“十项承诺”和打造国际领先电力营商环境三年工作方案的通知》（国家电网办〔2022〕336号）。

典型案例

〔案例描述〕客户在某供电公司申请合计容量5000 千伏安的高压新装业务，工作人员现场勘查后告知客户附近开闭所供电能力不足，需要从较远处接电，但未向该客户公开变电站、开闭所空余间隔以及公用线路可开放容量等电网资源信息，客户认为从较远处接电增加了接电成本，对此提出异议，在回访中表示不满意。

〔案例评析〕未按要求公开可开放容量等电网资源信息，信息公开不到位，影响业扩报装透明度和客户知情权，存在回访不满意或投诉风险。

1.2 业扩报装流程体外循环

风险描述

1. 业扩报装相关环节存在压单行为。

2. 未落实业扩报装实时进机要求，后补流程。

3. 业扩报装流程终止重启。

4. 业扩报装流程时限超短。

5. 系统环节时间与现场实际不一致。

风险影响

1. 业扩时长不真实，流程环节脱离监控，存在拖延客户接电导致客户投诉和监管风险。

2. 实际送电时间与营销系统时间不一致，导致少收或多收基本电费、变损电费，造成国有资产流失或客户经济损失。

监督评价要点

检查业务受理环节是否存在业扩“体外循环”的现象：调取客户业扩报装申请资料以及办电过程表卡单据，通过营销系统对比，检查客户申请是否实时进机，是否存在业扩流程终止重启，是否存在业扩报装流程时限超短，是否存在业扩“体外循环”情况。

防范措施

1.严格按照《国家电网有限公司业扩报装管理规则》《国家电网公司业扩报装工作规范（试行）》要求，所有符合受理条件的客户申请均应在受理当日录入营销系统，确保系统内信息与业扩报装实际进程保持一致，坚决杜绝体外流转。

2. 加强稽查，严格监管业扩流程管理不规范、采用各种手段规避业扩时限考核的行为。

政策依据

〔外部政策依据〕《国家发展改革委 国家能源局关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2020〕1479号）。

〔内部制度依据〕《国网营销部关于印发全面治理业扩报装“体外循环”问题积极构建长效机制意见的通知》（营销营业〔2022〕2 号）；《国家电网有限公司业扩报装管理规则》（国家电网企管〔2019〕431 号）第六十八条；《国家电网公司业扩报装工作规范（试行）》第十四条。

典型案例

〔案例描述〕某客户向某供电公司提供的纸质申请资料上的时间为2022 年9 月5 日，营销系统显示此业扩流程进机时间为2022 年9 月10 日，工作人员未在客户申请受理当日将申请录入营销系统，逃避时限管控。

〔案例评析〕客户业扩流程体外流转导致时限失去管控，影响客户办电体验。

第一部分

营业业扩风险

1 优化营商环境… ……………………………………………………………………… 02

1.1 用电报装等信息不公开透明 / 02

1.2 业扩报装流程体外循环 / 03

1.3 办电环节精简不到位 / 04

1.4 业扩报装流程超时限 / 05

1.5 办电资料精简不到位 / 06

1.6 “最多跑一次”落实不到位 / 07

1.7 占掘路等行政审批事项未实现多部门并行审批 / 08

1.8 未按规定延伸电网投资界面 / 09

1.9 未一次性书面答复相关检查意见 / 10

1.10 系统账号权限管理混乱 / 11

2 业务受理………………………………………………………………………………… 13

2.1 未提供典型设计方案及工程造价参考手册 / 13

2.2 业务受理相关原则未落实 / 14

2.3 办电便利化措施落实不到位 / 15

2.4 业务受理存在“三指定”行为 / 16

2.5 限定用电报装线上办理 / 17

2.6 未向客户提供受电工程单位资质查询服务 / 18

3 方案答复………………………………………………………………………………… 20

3.1 方案答复存在“三指定”行为 / 20

3.2 办电材料审核不严 / 21

3.3 重要负荷认定不准确 / 23

3.4 电源方案制订不合理 / 24

3.5 低压容量开放政策执行不到位 / 25

3.6 “先接入，后改造”落实不到位 / 26

3.7 违规出现“一址多户” / 27

3.8 高可靠性供电费收取不合规 / 28

3.9 供电方案现场答复执行不到位 / 29

3.10 电价策略制定不合理 / 30

3.11 计量方案制订不准确 / 31

3.12 低压报装用户设备容量核定不到位 / 32

4 设计审查………………………………………………………………………………… 34

4.1 设计审查存在“三指定”行为 / 34 4.2 设计文件审核不到位 / 35

5 中间检查………………………………………………………………………………… 37

5.1 中间检查存在“三指定”行为 / 37 5.2 隐蔽工程检查不到位 / 38

6 竣工检验………………………………………………………………………………… 40

6.1 竣工检验存在“三指定”行为 / 40

6.2 竣工检验不到位 / 41

6.3 验收接入环节收费不合规 / 42

6.4 擅自扩大验收范围 / 43

7 装表接电………………………………………………………………………………… 45

7.1 业扩搭接安排管控不合理 / 45

7.2 供用电合同签订不规范 / 46

7.3 送电条件不满足情况下通电 / 47

7.4 客户档案资料管理不规范 / 48

8 变更用电………………………………………………………………………………… 50

8.1 变更用电流程未及时归档 / 50

8.2 暂停（减容）、暂停（减容）恢复未重新核定电价执行标准 / 51

8.3 暂停（减容）未现场封停变压器 / 52

8.4 暂停（减容）设备启停时间与实际不符 / 53

8.5 暂停（减容）特抄电量失准 / 54

8.6 改类流程随意由高电价修改为低电价 / 54

8.7 优惠电价流程变更把关不严 / 55

8.8 改类流程基本电费设置错误 / 56

8.9 改类流程定量、定比电量与实际不符 / 57

8.10 改类流程线损、变损电量设置错误 / 57

8.11 过户、更名流程受理不规范 / 58

8.12 销户流程预收电费清退不到位 / 59

8.13 销户流程受理不规范 / 60

8.14 分户（并户）流程电气连接未分割清楚 / 60

第二部分

电价电费风险

1 抄表管理………………………………………………………………………………… 64

1.1 抄表包参数设置有误 / 64

1.2 未按规定进行现场作业终端（或抄表机）管理 / 65

1.3 未按规定设置抄表例日 / 67

1.4 未按规定抄表例日抄表 / 68

1.5 现场抄表作业不规范 / 68

1.6 当月电费应出未出 / 69

1.7 长期手工抄表 / 70

1.8 需量用户表计最大需量冻结日与抄表例日不一致 / 71

1.9 抄表翻度未处理 / 72

1.10 总峰谷示数异常 / 73

1.11 无功考核异常 / 74

1.12 分布式光伏用户电量异常 / 75

1.13 发电上网电量抄表异常 / 76

1.14 抄表数据与采集不一致 / 77

1.15 长期零电量 / 78

1.16 拆表冲突 / 79

1.17 电动汽车充电桩用电量偏离理论值 / 80

1.18 核算包参数设置有误 / 80

1.19 业扩变更示数录入异常 / 81

2 核算管理………………………………………………………………………………… 83

2.1 供电公司执行不合规电价政策文件 / 83

2.2 阶段性优惠电价政策执行错误 / 83

2.3 居商电价混用 / 85

2.4 两部制电价执行错误 / 85

2.5 差别电价执行错误 / 87

2.6 分布式光伏电价执行错误 / 88

2.7 发电上网电价执行错误 / 89

2.8 企业自用电电价执行错误 / 90

2.9 农业电价执行错误 / 91

2.10 学校教学和学生生活电价执行错误 / 92

2.11 居民电采暖电价执行错误 / 94

2.12 分时电价执行错误 / 95

2.13 充电设施电价执行错误 / 96

2.14 各省特有电价政策执行错误 / 97

2.15 定量定比设置不合理 / 98

2.16 功率因数考核标准错误 / 99

2.17 综合倍率异常 / 100

2.18 两路及以上进线用户需量基本电费计收错误 / 101

2.19 变损参数设置错误 / 102

2.20 专线用户线损率设置错误 / 103

2.21 用电类别、行业类别不一致 / 105

2.22 电费退补处理不规范 / 106

2.23 电费发行不及时 / 107

2.24 系统权限设置不合规 / 107

2.25 基本电费计费方式变更不及时 / 108

2.26 通过过户、销户规避差别电价 / 109

2.27 光伏用户结算异常 / 110

2.28 执行电价与电能表计度器不匹配 / 111

2.29 电价时段与电能表时段不一致 / 112

……………………………………………………

5 项目验收……………………………………………………………………………… 328

5.1 隐蔽性工程验收不到位 / 328

5.2 全面验收未执行 / 329

5.3 签证要求未落实 / 330

5.4 项目成本未按批复列支 / 331

5.5 验收发现问题未落实整改 / 331

6 项目结算……………………………………………………………………………… 333

6.1 结算量/ 价无支撑依据 / 333 

6.2 重复结算 / 334

6.3 虚列工程量 / 335

6.4 结算和支付未按合同约定内容进行 / 336

6.5 项目结算审价（计）未开展或开展不到位 / 337

6.6 存在项目预结算 / 338

7 项目档案……………………………………………………………………………… 339

7.1 档案管理流程、职责不明确，执行不到位 / 339

7.2 项目资料未按规定制作 / 340

8 项目评价……………………………………………………………………………… 342

8.1 项目评价管理不到位 / 342