基于市場化改革背景的電價電費預測機制研究

摘要：電力市場化改革后，工商業用戶電價“隨行就市、能漲能跌”，而傳統預測模式適配度低，預測難度加大，預測精準度不高，需要探索適應新形勢的預測模式，以科學合理研判經營狀況，為公司年度投資、融資、費用安排等經營決策提供有效的數據支撐。本文首先分析了電力市場化改革的歷程，并從市場、監管和用戶3個層面預測了電力市場化改革對電價的影響，接著深度剖析了電力市場的管理現狀與主要問題，并給出了解決問題的建議。

關鍵詞：電力市場化改革；輸配電價；電價電費預測

DOI：10.12433/zgkjtz.20242713

一、研究背景

國家發展與改革委員會印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號），要求取消工商業目錄銷售電價，有序推動工商業用戶全部進入電力市場，暫未從電力市場直接購電的工商業用戶由電網企業代理購電。電力市場化改革有序放開發售兩側競爭環節電力價格，電價“隨行就市、能漲能跌”，電網企業與工商業用戶由購銷關系轉變為輸配電服務關系，公司盈利模式從“購銷價差”轉變為“輸配電價”模式。傳統預測模式與電力市場化形勢適配度低，面臨預測難度加大預測精準度不高的困境，需要探索適應新形勢的預測模式以破解難題，科學合理研判經營狀況，為公司年度投資、融資、費用安排等經營決策提供有效的數據支撐。

二、市場化改革對電價電費預測影響分析

（一）市場層面影響分析

市場化競價引入，價格預測不確定性增加。電力用戶可分為居民、農業和工商業用戶三大類，電力市場化改革后，居民、農業等保障類用戶繼續執行原目錄電價；工商業用戶參與電力市場化交易，電價執行“上網電價+上網環節線損費用+輸配電價+政府性基金及附加等”的“輸配電價順價”模式。上網電價受宏觀經濟形勢能源供需關系、氣候等因素影響較大，“隨行就市、能漲能跌”。按照發改價格〔2021〕1439號文規定，燃煤上網電價實行“基準價+上下浮動20%”，電力現貨市場上網電價則不受20%幅度限制，2022年受夏季極端高溫氣候影響，電力供需緊張，省間現貨每度電高達10元以上。今年山東現貨市場曾一度出現負電價，引起輿論嘩然。電力市場價格的大幅度波動，導致同期電價水平甚至上月電價水平參考價值降低，無法合理預測價格水平。

（二）監管層面影響分析

監管政策不定期調整，事前難合理預估。政府監管部門在市場化改革推進過程中，會視市場運行情況采取相應行政干預措施。例如，2022年嚴峻保供穩價形勢下省能源局要求售電公司返還超額收益；2023年起設置零售交易、批發市場價格上下限，并視市場運營情況定期調整、公布；售電公司收取的偏差考核費用超過0.1厘/每度電時需要返回給其代理的零售用戶。電網企業事先無法合理預估政策調整對電價電費的影響，預測難度增加。

（三）用戶層面影響分析

用戶多樣性市場行為，電費預測趨于復雜。如簽約偏差考核條款的零售用戶電量申報準確度直接決定其是否會被售電公司收取偏差考核費用，零售用戶申報行為不在電網企業掌握范圍難以合理預計偏差考核電費。擁有選擇權的工商業用戶（用電容量在100千伏安至315千伏安，可選擇單一制或兩部制）最終選擇情況電網企業無法合理預計，影響容（需）量基本電費的預測。分電壓等級核定工商業用戶容（需）量電價，預測基本電費時需要精準統計各電壓等級的容量（需量），預測難度增加。負荷率激勵約束機制的享受情況，視工商業用戶實際負荷情況而定，與經濟、季度、氣候多重因素相關，影響容量基本電費的預測。

三、管理現狀與主要問題

由于結算權法定工商業用戶與電網企業、電網企業與發電企業結算關系不變，財務核算全額確認售電收入和購電成本。受制于目前電費結算和財務核算現狀，經營預算雖沿用傳統的購銷價差模式，分別測算銷售側收入和購電側成本，但存在以下問題：

一是“購銷價差”模式與電力市場化形勢適配度低。受市場側隨行就市的價格波動、用戶側多樣化的選擇行為、監管側不可預期的政策調整等因素影響，價格不確定性增強。參考同期或上月平均電價水平“拍腦袋”預測方法在年度經營預測與年中預算調整時普遍采用，導致價格預測偏差，并疊加電量偏差“量、價”雙重因素推高總體預測偏差。

二是業財融合現狀對預測支撐力度不足。經營預算橫向上需要電力交易中心、省營服中心、財務部、發展部等多部門協同和數據交互，縱向上需要省—市—縣三級聯動。目前，由于數據鏈路不暢通、部門間指標沖突、信息不對稱等原因，業財融合現狀對預測支撐力度不足。

四、基于“輸配電價”預測模式優化路徑研究

根據《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕526號），工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加等組成。嚴格意義上來說，只有輸配電價屬于電網企業，因此，應基于輸配電價研究預測模式優化路徑，以減輕市場側、用戶側、監管側等不確定性因素對預測結果的影響。

（一）可行性分析

輸配電價由國家發改委分電壓等級核定在一個監管周期內保持不變。工商業用戶分電壓等級電量結構相對穩定。結構穩定、價格核定在合理考慮電量增長的基礎上即可測算輸配電收入。

（二）實現路徑分析

發展、營銷等專業部門提供分行業分電壓等級的電量信息。財務部基于上述電量數據，按照明確的測算邏輯預測輸配電收入。其中，工商業用戶采用核定輸配電價，居民、農業用戶以購銷差價視同輸配電價測算。財務部結合上年實際損益清算金額以及預計本年損益清算金額，對預測收入進行修正，得到最終預測結果。

（三）兩種模式對比分析

傳統“購銷價差”模式需要分別測算售電收入和購電成本，“輸配電價”模式僅需測算輸配電收入，本文從預測參數、預側參與主體、預測時間投入三個維度對比分析“輸配電價”和“購銷價差”兩種預算模式。

（四）趨同因素考慮

1.市場清算損益對經營預算的影響方面

周期不同步，市場損益清算滯后影響經營預算。電網企業負責市場損益清算，合理清算各類分享（分攤）費用，實現相關市場費用由工商業用戶公平分攤（分享）。但市場損益清算與電費結算、財務核算、經營預算周期不同步，存在時間差。11、12月份市場損益次年1、2月份向工商業用戶分攤（分享），年初經營預算時需考慮上一年度市場損益的分攤（分享）損益金額，年末則需考慮11、12月的產生但暫未向工商業用戶分攤（分享）的損益金額。

短期來看，省公司組織開展市場損益清算掌握相關數據，省公司層面統一測算。

長期來看，在評估時效性、核算合規性、稅收風險等前提下探索市場損益預清算機制，實現經營預算、電費結算、財務核算、市場損益清算周期同步為一個完整自然年度，消除市場損益周期不同步對經營預算的影響。

2.居民、農業用戶預測模式趨同方面

居民、農業用戶仍執行目錄銷售電價，將居民、農業購銷價差視同輸配電價以實現預測模式趨同。表2以居民用戶為例計算購銷價差。

在售電價格方面，居民、農業執行分時電價政策產生的損益納入市場損益清算，售電價格以電度電價為準。

在購電價格方面，根據《浙江省電力市場化交易全面清算操作細則（2023年修訂版）》相關規定居民、農業用電損益 納入市場損益清算，由電網企業承擔的購電價格為第三監管周期核定的基準購電價0.445元/千瓦時。

五、相關思考及建議

（一）搭建多場景的預測模型

經營預測時間跨度不同，對數據精度要求不同，剖析不同場景預測差異化要求，以數字化為牽引，自定義配置預測模型，實現多場景預測功能，滿足省、市縣層級的年初、年中、年底、中長期等多場景預測需求，實現快速響應和高質量的數據輸出。

（二）迭代優化“輸配電價”預測模式

后續經營預算嘗試采用“購銷價差”和“輸配電價”兩種模式測算，做好數據跟蹤對比和回顧性分析，驗證“輸配電價”預測模式的精準度。除此之外需對模型輸出數據進行合理性判斷，數據明顯異常的需要進行調整，做到“依靠”預測模型而不是完全“依賴”預測模型。

（三）完善橫縱向協同聯動機制

在縱向上，暢通省市縣三級聯動機制，按照“必要、最小口徑”或者數據脫敏后統一發布市場清算損益、零售套餐選擇情況及價格水平等數據，供市縣公司電價電費預測參考。省公司結合營銷售電市場分析預測平臺、發展同期線損系統，對預測結果中的售電量等關鍵數據進行校核，對有異常數據的單位重新核定確認，確保預測數據的準確性。在橫向上，完善發展、營銷、財務跨部門協同機制，成立工作專班或虛擬團隊，加強政策解讀，提前研判市場變化和政策調整所帶來的影響，定期復盤分析輸配電價執行過程中的問題，合理預計其對全年售電收入的影響。

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作者簡介：徐旸（1989），男，漢族，浙江杭州人，碩士研究生，高級工程師、高級經濟師，研究方向為電力市場與電價機制。