干货 | 现货市场再度拓维，发电企业电力营销如何跟进？

对于发电企业来说，电力营销实质就是“卖电”，在保障安全生产的前提下，“卖出电、卖好电”是营销工作的目标。

作为发电企业，长期以来都习惯于按照电网调度指令生产、定期抄表，然后按照上网电价与电网公司结算电费。随着电力市场化改革的不断深入，改变过去长期形成的传统习惯，走出“围墙”、走向用户，谈售电、谈交易、谈服务，确实需要发电企业在认识上、行为上有所转变。

电力营销与市场化改革同生共进

电力营销一直伴随着我国电力体制改革不断变化，特别是2002年“厂网分离”以来，发电企业作为独立的市场主体，一方面要不断适应电力市场化改革后的政策调整，比如电价政策、产业政策变化，政府发电量计划的争取以及各类交易试点启动；另一方面，面对同业竞争，每家发电企业只有做好竞价策略，才能保证电量卖得出、卖得好。

2015年，伴随着中发9号文及其配套文件的印发，特别是在竞争环节电价和发用电计划的有序放开，使发电企业营销环境再一次出现重大转变。

中长期交易逐步替代政府分配的发电量计划

按照9号文要求，政府发电量计划放开步伐逐步加大；同时，全国各地电力中长期交易品种繁多且复杂，年度、月度交易，临时交易（余缺互济、新能源消纳等）、发电权交易、合同转让交易，以及辅助服务等，使发电与售电间、发电企业间的竞争，相比以往政府计划电量分配时代下的同类竞争要激烈得多。

电力现货试点推动交易方式的改变

电力现货市场的本质是通过安全约束下的经济调度代替计划调度下的日计划制定和实时平衡。电力现货交易以5-15分钟为一个时段，以一天为一个周期进行，交易的频度高，交易结果直接关系到电厂甚至发电机组的生产运行，给发电企业带来的挑战是全面且艰巨的。

首先，电厂接收到的调度指令由“电网调度”演变为“市场调度”，电力调度机构将按现货市场报价结果运行电力系统、安排发电计划。因此新能源企业功率预测的准确性将成为影响企业收益的重要因素，一旦功率预测达不到系统运行要求时，发电企业将承担高额的现货价格。

其次，现货市场交易频次远高于目前的中长期市场，再加上节点电价、爬坡速率、开机成本等影响因素，机组的发电小时数将出现较大的差异。

再次，机组的辅助服务费用分摊及收益将在市场中得到体现。从各地开展的辅助服务市场运行效果来看，一方面充分调动了火电企业参与调峰的积极性和主动性，提升了火电机组的调峰能力，降低了新能源弃电率；另一方面新能源、核电等不具有灵活性的发电类型运行成本也在不断增加。

以省间优化配置资源为特点的省间交易兴起

目前，我国七大区域电网已建成23回直流和1回特高压交流，跨区输电能力约1.14亿千瓦，跨省输电能力约1.39亿千瓦。随着跨省跨区输电能力的提高，依托输电通道进行的省间交易电量比例越来越高，尤其在国家提出“要依托输电通道更好地为消纳西部的清洁能源服务”以来，以省为市场重心的市场化改革形势逐步转向省内与省间并重。未来营销工作将要扩展到省外，实现省间与省内共同发力。

此外，我国的电力市场化改革处于起步阶段，政策和规则体系都处在不断变化调整中；各项试点经验和教训都是相伴相生。只要国家电力改革不停滞，电力政策和交易规则调整也将成为常态。传统的电力生产运行模式也将不断改变。

总体来看，未来电力营销工作将面对省内、省间两个市场，面对现货和计划调度两种体制，营销部门实质上承接了大部分过去由国家、地方两级政府电力运行部门所做省内发电计划分配与省间发电计划优化职能，以及电力调度机构部分组织运营职能，工作难度和挑战日益增大。

同业发电企业营销工作的对标调整

为适应电力市场化改革需要，行业内各大发电企业均在着手调整营销策略。

华能集团持续加快市场营销创新能力建设，营销战略进一步由服务电网公司单一客户向服务全社会客户转变，要求各直属单位设立市场营销部、运营中心；集团与以及各省公司之间，基本理顺营销部、运营中心和能源销售公司的关系；进一步发挥区域营销主体作用，整合营销资源；明确华能能源研究院为华能集团市场营销部门提供研究支撑。

华电集团按照“抓总、做实、强基”的三级管控模式，建设集团本部和区域一体化营销体系，统一电能优化；加强各级市场营销机构和人员配备，总部设立市场营销部，要求各直属单位设立市场营销部、售电公司和报价中心，并正在筹备成立综合能源服务公司；华电电科院、国电南自、华电科工为集团内部市场营销研究支撑单位。

大唐集团强调加强营销体系与管控能力建设，制定“集团化管控、专业化运营”营销理念。在总部设立销售事业部（市场营销中心），在直属单位设立销售事业部，负责公司系统电量、电价、电费全过程管理。在各省广泛布局售电业务。

国家能源集团采取“集团和区域分（子）公司同步推进、共性和个性相结合，先试点后推广”模式进行建设。通过机构改革，集团总部成立售电公司，编制30人，负责人6名，内设综合部（包含党群）、财务部、计划部、市场部、开发部。将同一区域分属不同二级公司的发电企业整合成一个区域公司。

华润电力2015年就开始整合煤电与新能源板块，按地区成立六大区域公司，同时成立全国性的售电公司。总部设立售电管理部，各区域售电公司根据市场业务开展情况，设立市场部、营销部、综合部等部门，定编10-40人不等。

中广核针对自身新能源特点，集中力量系统研究了新能源参与市场的主要方式和基本策略，以及新能源企业营销管理体系、考核体系、市场风险管控体系以及营销核心能力建设等内容。

总体来看，同行电力营销工作调整呈现三种趋势：一是逐步从“生产导向”转向到“市场营销导向”，由市场决定生产，市场决定利润。二是尝试建立大营销体系，成立领导协调小组，衔接生产、燃料、财务等部门；三是营销管理扁平化，成立总部营销部和区域营销部，结构更简短、管理更有效。

对电力市场化改革与营销工作的再认识

充分认识电力市场对发电企业的影响

目前，行业内仍存在对电力市场化改革的观望态度，

甚至对当前各地开展的市场化改革持怀疑甚至否定态度。但无论是国家推进改革的决心，还是改革的真实现状，都提醒着我们市场化改革势在必行。

2019年全国电力市场化交易规模2.83万亿千瓦时，占全社会用电量的40%，占电网售电量的50%，较2016年增长了3.4倍。预计2020年全国市场化交易规模将超过3万亿千瓦时。按照国家发改委2019年下发的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》要求，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业外，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，预计剩余可开放的市场空间约为26%。

从五大发电集团来看，2020年1-9月，五大发电集团平均市场化率已达到54%。

充分认识营销工作在市场化改革中的作用

当前发电企业对电力营销的认识基本停留在“跑电量”上，营销管理侧重于统计分析和发电量增长；同时，电力营销工作基本归属营销部门，对现代电力营销的理解还不够充分，大营销的理念还没有形成。

从成熟市场化国家来看，电力企业的经营核心就是营销，电力营销管理至少包括市场分析与策略管理、预测分析、批发交易分析和决策、售电交易分析和决策以及风险控制（详见下图）。理想营销甚至包含公司整个经营活动，对生产、检修、财务、燃料、风控均有协调能力，营销部门的意见还可以直接影响投资。

应对市场化改革的营销转型建议

积极应对电力市场化改革

与世界上绝大多数国家电力市场建设的路径不同，我国的电力市场建设没有从电力现货市场起步，而是走了一条“放开发用电计划、进行直接交易、引入市场概念、启动电力现货市场试点、扩大电力现货市场试点范围”的中国特色道路。从国家政策演进可以看出，随着电力市场建设的深入推进，新能源将从以往的“保量保价”，过渡到仅保量或保部分量，最终达到“量、价”全面参与市场化竞争。从国外电力市场建设进程来看，这一过程大概需要5-10年时间完成。在中国，预计在电力现货试点地区，可再生能源将会在未来２年内全部参与现货交易，非电力现货试点地区，可再生能源参与交易的比例也会逐渐扩大。

虽然发电企业营销工作还在起步阶段，营销能力建设和职能扩展需要一定的实践过程。但面对市场化改革，应着手必要的准备。

着力维系电力中长期交易的稳定性

目前我国还处在电力市场建设初期，发展到成熟完善的现代市场还需要一段时间。目前各地的电力中长期交易基本上都是按发电企业单边降价设计的。为了争抢发电量，发电企业之间、发电与售电公司之间的恶性竞争时有出现，因此，行业自律对市场稳定非常重要，倡导以及共同维护行业自律，避免相互间过度降价，形成恶性竞争，才能真正发挥中长期交易的“压舱石”作用。

对电力市场发展方向做前瞻性研究

紧密跟踪国家各项政策、交易规则变化，分析可能产生的影响，关注市场信息并提出应对策略。如2020年10月15日，财政部、发改委、能源局联合印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项通知，明确了新能源“价补分离”，逐步实现从过去的“保量保价保补”转向“市场定量、部分保价、合理保补”，为清洁能源进入市场敞开了大门。

积极应对和控制交易风险

电力现货市场对传统的发电生产经营模式带来重大改变，同时也给发电企业带来交易风险。

一是价格风险。2020年6月，甘肃日前市场上下价格差异在0-0.95元/千瓦时，实时市场上下价格差异0.12-0.95元/千瓦时；浙江日前市场上下价格差异0.075-0.497元/千瓦时，实时市场上下价格差异0.059-0.772元/千瓦时；按照国家发改委、国家能源局提出的“下一步将继续加大峰谷价差”的政策导向，预计下限价格可能允许低于零价，这将带给无调节能力的清洁能源发电更多的价格风险。

二是系统操作风险。尽管随着可再生能源预测技术的进步，可再生能源的预测精度越来越高，但是受可再生能源“靠天吃饭”的特性影响，预测不可能完全准确，也不可能按照电力系统需要的精度和速度进行大幅调节。因此，可再生能源预测偏差，有可能面临较高的系统不平衡费用。从今年各地推出的电力辅助服务市场运行结果看，清洁能源承担辅助服务补偿成本出现剧增状况。

三是备用容量费。现阶段，大量消纳风电、光伏等可再生能源主要依靠煤电等可调节机组提供的快速爬坡服务和容量备用服务，消纳水电等清洁能源也需要煤电等可调节机组提供的季节性容量备用。容量备用费用是下一阶段清洁能源必须面对的成本。

显而易见，做好交易风险防控比参与交易报价更显重要。发电企业合理规避风险至少应做到以下几点。首先要做好运行方式、检修计划、燃料采购等内部协同，按照现货市场报价结果组织生产。其次要转变观念，电量增长不是发电企业追求的唯一目标，有些机组不发电也能获利，交易过程既要考虑提高发电设备利用率，又要争取合理的发电毛利。再次要打造电力系统友好型企业，主动适应市场要求。如加大火电灵活性改造，在机组快速启停、提高负荷响应速率、深度调峰等方向上做深入研究探索，争取多发效益电和多获取辅助服务收益；切实提高水情预测和风电、光伏功率预测的准确性，满足现货市场对水电、风电和光伏功率预测的要求，降低考核费用和交易成本。最后要加强现货交易风险防控。建立市场报价决策机制，逐步完善标准化交易决策和执行流程。

明确电力批发交易与售电界面

从目前世界各国以及我国推进的电力市场来看，基本都是以电力批发市场的活动为主。因此，发电企业营销工作重点是批发交易，开拓用户以及开展综合能源服务等工作，也是重点围绕批发交易来做。

从国际经验来看，拥有发电资产的售电公司掌握售电市场份额70-80%以上。主要原因是发售一体化企业，在批发市场交易中具有天然的避险手段和灵活的合同执行偏差调整机制。在国内，如华能集团，也完成了营销资源整合，成立了营销部、运营中心和能源销售公司，运营中心负责批发交易，能源销售公司负责售电管理，营销部起主导统筹的作用。

微调绩效考核机制

“计划电”时代中电价相对固定，发电量和利用小时往往成为营销考核激励的重心。但电力市场环境下，利用小时和电价往往相互影响，呈“跷跷板”关系。因此，有必要调整营销考核机制，以利润最大化为导向，统筹考量电能量以及辅助服务整体收益，摆脱仅仅对发电量和利用小时数的路径依赖。

培养储备一支高素质队伍

目前营销队伍无论专业质素，还是技术支撑体系，基本停留在“厂网分开”前水平，以发电和电力系统专业为主，缺乏政策研究、电力交易、市场营销、预测分析（新能源出力、负荷）、交易策略、风险控制等六种人才；历史经验缺乏、竞争策略不完善等短板，也难以适应频繁修改规则的市场。因此应当建立将电力市场专业、电力系统专业、金融专业、运筹学专业，甚至IT专业等人才融合一体的工作机制。同时培养起一批年龄搭配合理、业务能力突出的专家队伍来从事市场竞争策略研究。

版权声明

本文作者唐俊，就职于国家电力投资集团有限公司电力营销中心。

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编辑 葛圣宇

审核 李奡 陈敏曦

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