基于市场化改革背景的电价电费预测机制研究

摘要：电力市场化改革后，工商业用户电价“随行就市、能涨能跌”，而传统预测模式适配度低，预测难度加大，预测精准度不高，需要探索适应新形势的预测模式，以科学合理研判经营状况，为公司年度投资、融资、费用安排等经营决策提供有效的数据支撑。本文首先分析了电力市场化改革的历程，并从市场、监管和用户3个层面预测了电力市场化改革对电价的影响，接着深度剖析了电力市场的管理现状与主要问题，并给出了解决问题的建议。

关键词：电力市场化改革；输配电价；电价电费预测

DOI：10.12433/zgkjtz.20242713

一、研究背景

国家发展与改革委员会印发《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），要求取消工商业目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电力市场，暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。电力市场化改革有序放开发售两侧竞争环节电力价格，电价“随行就市、能涨能跌”，电网企业与工商业用户由购销关系转变为输配电服务关系，公司盈利模式从“购销价差”转变为“输配电价”模式。传统预测模式与电力市场化形势适配度低，面临预测难度加大预测精准度不高的困境，需要探索适应新形势的预测模式以破解难题，科学合理研判经营状况，为公司年度投资、融资、费用安排等经营决策提供有效的数据支撑。

二、市场化改革对电价电费预测影响分析

（一）市场层面影响分析

市场化竞价引入，价格预测不确定性增加。电力用户可分为居民、农业和工商业用户三大类，电力市场化改革后，居民、农业等保障类用户继续执行原目录电价；工商业用户参与电力市场化交易，电价执行“上网电价+上网环节线损费用+输配电价+政府性基金及附加等”的“输配电价顺价”模式。上网电价受宏观经济形势能源供需关系、气候等因素影响较大，“随行就市、能涨能跌”。按照发改价格〔2021〕1439号文规定，燃煤上网电价实行“基准价+上下浮动20%”，电力现货市场上网电价则不受20%幅度限制，2022年受夏季极端高温气候影响，电力供需紧张，省间现货每度电高达10元以上。今年山东现货市场曾一度出现负电价，引起舆论哗然。电力市场价格的大幅度波动，导致同期电价水平甚至上月电价水平参考价值降低，无法合理预测价格水平。

（二）监管层面影响分析

监管政策不定期调整，事前难合理预估。政府监管部门在市场化改革推进过程中，会视市场运行情况采取相应行政干预措施。例如，2022年严峻保供稳价形势下省能源局要求售电公司返还超额收益；2023年起设置零售交易、批发市场价格上下限，并视市场运营情况定期调整、公布；售电公司收取的偏差考核费用超过0.1厘/每度电时需要返回给其代理的零售用户。电网企业事先无法合理预估政策调整对电价电费的影响，预测难度增加。

（三）用户层面影响分析

用户多样性市场行为，电费预测趋于复杂。如签约偏差考核条款的零售用户电量申报准确度直接决定其是否会被售电公司收取偏差考核费用，零售用户申报行为不在电网企业掌握范围难以合理预计偏差考核电费。拥有选择权的工商业用户（用电容量在100千伏安至315千伏安，可选择单一制或两部制）最终选择情况电网企业无法合理预计，影响容（需）量基本电费的预测。分电压等级核定工商业用户容（需）量电价，预测基本电费时需要精准统计各电压等级的容量（需量），预测难度增加。负荷率激励约束机制的享受情况，视工商业用户实际负荷情况而定，与经济、季度、气候多重因素相关，影响容量基本电费的预测。

三、管理现状与主要问题

由于结算权法定工商业用户与电网企业、电网企业与发电企业结算关系不变，财务核算全额确认售电收入和购电成本。受制于目前电费结算和财务核算现状，经营预算虽沿用传统的购销价差模式，分别测算销售侧收入和购电侧成本，但存在以下问题：

一是“购销价差”模式与电力市场化形势适配度低。受市场侧随行就市的价格波动、用户侧多样化的选择行为、监管侧不可预期的政策调整等因素影响，价格不确定性增强。参考同期或上月平均电价水平“拍脑袋”预测方法在年度经营预测与年中预算调整时普遍采用，导致价格预测偏差，并叠加电量偏差“量、价”双重因素推高总体预测偏差。

二是业财融合现状对预测支撑力度不足。经营预算横向上需要电力交易中心、省营服中心、财务部、发展部等多部门协同和数据交互，纵向上需要省—市—县三级联动。目前，由于数据链路不畅通、部门间指标冲突、信息不对称等原因，业财融合现状对预测支撑力度不足。

四、基于“输配电价”预测模式优化路径研究

根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等组成。严格意义上来说，只有输配电价属于电网企业，因此，应基于输配电价研究预测模式优化路径，以减轻市场侧、用户侧、监管侧等不确定性因素对预测结果的影响。

（一）可行性分析

输配电价由国家发改委分电压等级核定在一个监管周期内保持不变。工商业用户分电压等级电量结构相对稳定。结构稳定、价格核定在合理考虑电量增长的基础上即可测算输配电收入。

（二）实现路径分析

发展、营销等专业部门提供分行业分电压等级的电量信息。财务部基于上述电量数据，按照明确的测算逻辑预测输配电收入。其中，工商业用户采用核定输配电价，居民、农业用户以购销差价视同输配电价测算。财务部结合上年实际损益清算金额以及预计本年损益清算金额，对预测收入进行修正，得到最终预测结果。

（三）两种模式对比分析

传统“购销价差”模式需要分别测算售电收入和购电成本，“输配电价”模式仅需测算输配电收入，本文从预测参数、预侧参与主体、预测时间投入三个维度对比分析“输配电价”和“购销价差”两种预算模式。

（四）趋同因素考虑

1.市场清算损益对经营预算的影响方面

周期不同步，市场损益清算滞后影响经营预算。电网企业负责市场损益清算，合理清算各类分享（分摊）费用，实现相关市场费用由工商业用户公平分摊（分享）。但市场损益清算与电费结算、财务核算、经营预算周期不同步，存在时间差。11、12月份市场损益次年1、2月份向工商业用户分摊（分享），年初经营预算时需考虑上一年度市场损益的分摊（分享）损益金额，年末则需考虑11、12月的产生但暂未向工商业用户分摊（分享）的损益金额。

短期来看，省公司组织开展市场损益清算掌握相关数据，省公司层面统一测算。

长期来看，在评估时效性、核算合规性、税收风险等前提下探索市场损益预清算机制，实现经营预算、电费结算、财务核算、市场损益清算周期同步为一个完整自然年度，消除市场损益周期不同步对经营预算的影响。

2.居民、农业用户预测模式趋同方面

居民、农业用户仍执行目录销售电价，将居民、农业购销价差视同输配电价以实现预测模式趋同。表2以居民用户为例计算购销价差。

在售电价格方面，居民、农业执行分时电价政策产生的损益纳入市场损益清算，售电价格以电度电价为准。

在购电价格方面，根据《浙江省电力市场化交易全面清算操作细则（2023年修订版）》相关规定居民、农业用电损益 纳入市场损益清算，由电网企业承担的购电价格为第三监管周期核定的基准购电价0.445元/千瓦时。

五、相关思考及建议

（一）搭建多场景的预测模型

经营预测时间跨度不同，对数据精度要求不同，剖析不同场景预测差异化要求，以数字化为牵引，自定义配置预测模型，实现多场景预测功能，满足省、市县层级的年初、年中、年底、中长期等多场景预测需求，实现快速响应和高质量的数据输出。

（二）迭代优化“输配电价”预测模式

后续经营预算尝试采用“购销价差”和“输配电价”两种模式测算，做好数据跟踪对比和回顾性分析，验证“输配电价”预测模式的精准度。除此之外需对模型输出数据进行合理性判断，数据明显异常的需要进行调整，做到“依靠”预测模型而不是完全“依赖”预测模型。

（三）完善横纵向协同联动机制

在纵向上，畅通省市县三级联动机制，按照“必要、最小口径”或者数据脱敏后统一发布市场清算损益、零售套餐选择情况及价格水平等数据，供市县公司电价电费预测参考。省公司结合营销售电市场分析预测平台、发展同期线损系统，对预测结果中的售电量等关键数据进行校核，对有异常数据的单位重新核定确认，确保预测数据的准确性。在横向上，完善发展、营销、财务跨部门协同机制，成立工作专班或虚拟团队，加强政策解读，提前研判市场变化和政策调整所带来的影响，定期复盘分析输配电价执行过程中的问题，合理预计其对全年售电收入的影响。

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作者简介：徐旸（1989），男，汉族，浙江杭州人，硕士研究生，高级工程师、高级经济师，研究方向为电力市场与电价机制。