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(yè)用戶電價“隨行就市、能漲能跌”，而傳統(tǒng)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(jīng)營狀況，為公司年度投資、融資、費用安排等經(jīng)營決策提供有效的數(shù)據(jù)支撐。本文首先分析了電力市場化改革的歷程，并從市場、監(jiān)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(xiàn)狀與主要問題，并給出了解決問題的建議。

關(guān)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(fā)展與改革委員會印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），要求取消工商業(yè)目錄銷售電價，有序推動工商業(yè)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(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。電力市場化改革有序放開發(fā)售兩側(cè)競爭環(huán)節(jié)電力價格，電價“隨行就市、能漲能跌”，電網(wǎng)企業(yè)與工商業(yè)用戶由購銷關(guān)系轉(zhuǎn)變?yōu)檩斉潆姺贞P(guān)系，公司盈利模式從“購銷價差”轉(zhuǎn)變?yōu)椤拜斉潆妰r”模式。傳統(tǒng)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(jīng)營狀況，為公司年度投資、融資、費用安排等經(jīng)營決策提供有效的數(shù)據(jù)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(nóng)業(yè)和工商業(yè)用戶三大類，電力市場化改革后，居民、農(nóng)業(yè)等保障類用戶繼續(xù)執(zhí)行原目錄電價；工商業(yè)用戶參與電力市場化交易，電價執(zhí)行“上網(wǎng)電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)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(wǎng)電價受宏觀經(jīng)濟形勢能源供需關(guān)系、氣候等因素影響較大，“隨行就市、能漲能跌”。按照發(fā)改價格〔2021〕1439號文規(guī)定，燃煤上網(wǎng)電價實行“基準價+上下浮動20%”，電力現(xiàn)貨市場上網(wǎng)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(xiàn)貨每度電高達10元以上。今年山東現(xiàn)貨市場曾一度出現(xiàn)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(jiān)管層面影響分析

監(jiān)管政策不定期調(diào)整，事前難合理預估。政府監(jiān)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(wěn)價形勢下省能源局要求售電公司返還超額收益；2023年起設(shè)置零售交易、批發(fā)市場價格上下限，并視市場運營情況定期調(diào)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(wǎng)企業(yè)事先無法合理預估政策調(diào)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(wǎng)企業(yè)掌握范圍難以合理預計偏差考核電費。擁有選擇權(quán)的工商業(yè)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(wǎng)企業(yè)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(yè)用戶容（需）量電價，預測基本電費時需要精準統(tǒng)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(yè)用戶實際負荷情況而定，與經(jīng)濟、季度、氣候多重因素相關(guān)，影響容量基本電費的預測。

三、管理現(xiàn)狀與主要問題

由于結(jié)算權(quán)法定工商業(yè)用戶與電網(wǎng)企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)與發(fā)電企業(yè)結(jié)算關(guān)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(jié)算和財務核算現(xiàn)狀，經(jīng)營預算雖沿用傳統(tǒng)的購銷價差模式，分別測算銷售側(cè)收入和購電側(cè)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(cè)隨行就市的價格波動、用戶側(cè)多樣化的選擇行為、監(jiān)管側(cè)不可預期的政策調(diào)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(jīng)營預測與年中預算調(diào)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(yè)財融合現(xiàn)狀對預測支撐力度不足。經(jīng)營預算橫向上需要電力交易中心、省營服中心、財務部、發(fā)展部等多部門協(xié)同和數(shù)據(jù)交互，縱向上需要省—市—縣三級聯(lián)動。目前，由于數(shù)據(jù)鏈路不暢通、部門間指標沖突、信息不對稱等原因，業(yè)財融合現(xiàn)狀對預測支撐力度不足。

四、基于“輸配電價”預測模式優(yōu)化路徑研究

根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號），工商業(yè)用戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)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(wǎng)企業(yè)，因此，應基于輸配電價研究預測模式優(yōu)化路徑，以減輕市場側(cè)、用戶側(cè)、監(jiān)管側(cè)等不確定性因素對預測結(jié)果的影響。

（一）可行性分析

輸配電價由國家發(fā)改委分電壓等級核定在一個監(jiān)管周期內(nèi)保持不變。工商業(yè)用戶分電壓等級電量結(jié)構(gòu)相對穩(wěn)定。結(jié)構(gòu)穩(wěn)定、價格核定在合理考慮電量增長的基礎(chǔ)上即可測算輸配電收入。

（二）實現(xiàn)路徑分析

發(fā)展、營銷等專業(yè)部門提供分行業(yè)分電壓等級的電量信息。財務部基于上述電量數(shù)據(jù)，按照明確的測算邏輯預測輸配電收入。其中，工商業(yè)用戶采用核定輸配電價，居民、農(nóng)業(yè)用戶以購銷差價視同輸配電價測算。財務部結(jié)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(jié)果。

（三）兩種模式對比分析

傳統(tǒng)“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(shù)、預側(cè)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(jīng)營預算的影響方面

周期不同步，市場損益清算滯后影響經(jīng)營預算。電網(wǎng)企業(yè)負責市場損益清算，合理清算各類分享（分攤）費用，實現(xiàn)相關(guān)市場費用由工商業(yè)用戶公平分攤（分享）。但市場損益清算與電費結(jié)算、財務核算、經(jīng)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(yè)用戶分攤（分享），年初經(jīng)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(chǎn)生但暫未向工商業(yè)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(guān)數(shù)據(jù)，省公司層面統(tǒng)一測算。

長期來看，在評估時效性、核算合規(guī)性、稅收風險等前提下探索市場損益預清算機制，實現(xiàn)經(jīng)營預算、電費結(jié)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(jīng)營預算的影響。

2.居民、農(nóng)業(yè)用戶預測模式趨同方面

居民、農(nóng)業(yè)用戶仍執(zhí)行目錄銷售電價，將居民、農(nóng)業(yè)購銷價差視同輸配電價以實現(xiàn)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(nóng)業(yè)執(zhí)行分時電價政策產(chǎn)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(jù)《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(guān)規(guī)定居民、農(nóng)業(yè)用電損益 納入市場損益清算，由電網(wǎng)企業(yè)承擔的購電價格為第三監(jiān)管周期核定的基準購電價0.445元/千瓦時。

五、相關(guān)思考及建議

（一）搭建多場景的預測模型

經(jīng)營預測時間跨度不同，對數(shù)據(jù)精度要求不同，剖析不同場景預測差異化要求，以數(shù)字化為牽引，自定義配置預測模型，實現(xiàn)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(xiàn)快速響應和高質(zhì)量的數(shù)據(jù)輸出。

（二）迭代優(yōu)化“輸配電價”預測模式

后續(xù)經(jīng)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(shù)據(jù)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(shù)據(jù)進行合理性判斷，數(shù)據(jù)明顯異常的需要進行調(diào)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(xié)同聯(lián)動機制

在縱向上，暢通省市縣三級聯(lián)動機制，按照“必要、最小口徑”或者數(shù)據(jù)脫敏后統(tǒng)一發(fā)布市場清算損益、零售套餐選擇情況及價格水平等數(shù)據(jù)，供市縣公司電價電費預測參考。省公司結(jié)合營銷售電市場分析預測平臺、發(fā)展同期線損系統(tǒng)，對預測結(jié)果中的售電量等關(guān)鍵數(shù)據(jù)進行校核，對有異常數(shù)據(jù)的單位重新核定確認，確保預測數(shù)據(jù)的準確性。在橫向上，完善發(fā)展、營銷、財務跨部門協(xié)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(diào)整所帶來的影響，定期復盤分析輸配電價執(zhí)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(jīng)濟師，研究方向為電力市場與電價機制。