中国水电企业应对电力市场改革的策略

王志远，李 婷

（1、中国长江电力股份有限公司 市场营销部，北京 100038 2、中国长江三峡集团公司 企业管理部，北京 100038）

中国水电企业应对电力市场改革的策略

王志远1，李 婷2

（1、中国长江电力股份有限公司 市场营销部，北京 100038 2、中国长江三峡集团公司 企业管理部，北京 100038）

随着国家电力体制改革的逐步推进，各地纷纷成立电力交易中心开展市场化交易，本文从水电企业的适应性进行分析，提出了水电应对电力市场的营销策略，以期为水电企业提供一些参考和建议。

电力市场改革；营销策略；水电

一、引言

2015年3月，国家出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（以下简称“中发9号文”）。随后，国家发改委、能源局根据中发9号文精神，先后印发了6个核心配套文件及30余个相关文件，内容涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建、发用电计划放开、售电侧改革等。本轮电力体制改革旨在还原电能的商品属性，建立充分竞争、开放有序的中国电力市场，使市场在资源配置中发挥决定性作用。配套文件的发布，标志着中国电力体制改革进入全面实施阶段，相应地，中国电力企业所面临的政策和市场环境也将发生深刻变化。在此形势下，大多数水电企业由于自身的特性，之前在传统模式下营销模式已经无法适应市场需求和交易规则的变化。

本文将简要对电改形势下水电企业的适应性进行分析，提出水电企业应对电力市场的营销策略，最后结合水电特性，对水电企业提出建议，以期水电企业在不断变化和竞争激烈的市场环境中的到稳健发展。

二、电力体制改革形势

在“试点先行”的电改思路指导下，国家发改委、能源局已批复3个综合试点方案（云、贵、晋）、3个售电侧改革试点方案（粤、渝、新疆建设兵团），同时将输配电价改革试点范围扩大到18个省级电网和1个区域电网（华北电网）。目前，国家能源局正研究制定电改相关配套文件，拟于下半年出台《电力市场监管办法》、《电力市场基本规则》和《电力中长期交易基本规则》。

全国的电力交易中心如雨后春笋，纷纷成立：截止2016年6月底，在工商局登记的电力交易机构已达17家，包括北京电力交易中心，16个省级交易中心，分别为新疆、青海、宁夏、吉林、辽宁、蒙东、天津、河北、黑龙江、江苏、安徽、山东、河南、湖北、四川、贵州。其中国网系统全部采用电网独资的形式；南网系统均为电网绝对控股的多股东有限公司制。可以预见，全国各个省（市、区）均会成立电力交易机构，为开展市场化交易做好准备。

虽然电改配套文件规定水电在电改初期享有一定的优先发电权，但从国外成熟电力市场的做法看，水电作为技术成熟的传统能源必将参与市场交易。因此，面对电改的紧迫形势，研究水电应对电力市场化改革的策略是一项非常有意义的工作。

三、我国电改初期的电力市场基本规则

电改相关配套文件规定，在具备条件开展试点的地区，根据《市场建设实施意见》开展批发电力市场试点，可建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能交易和可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务交易；现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。市场模式有两种：分散式和集中式。分散式市场模式以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。集中式市场模式以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采取全电量集中竞价。

非试点地区则按照《放开发用电计划实施意见》开展以直接交易为主的市场化交易，主要形式有双边协商交易方式和集中交易方式。双边协商交易方式由用户和发电企业自主寻找交易对象，通过自主协商达成交易意向，经电力交易机构确认和调度机构校核后，用户、发电企业、电网企业签订三方合同，并提交交易机构汇总审核。集中交易方式由电力交易机构组织用户和发电企业集中申报电量、电价，按照价格优先、时间优先的原则确定成交。一般采取双向报价，集中撮合的方式。

目前，国家能源局正在制定《电力中长期交易基本规则》、《电力市场运营基本规则》等文件，用以指导各地电力市场交易规则制定。对水电影响较大的相关规定有：

1、优先发电制度

无论是否试点现货交易，均须执行优先发用电制度。水电纳入了优先发电，兼顾资源条件、历史电量均值和综合利用要求确定优先发电合同电量，超合同电量纳入市场交易。

2、合同转让市场

为解决中长期执行的偏差问题，《电力中长期交易基本规则》、《电力市场运营基本规则》均设置了合同转让交易市场。这一点对水电企业非常重要，能够部分解决水电中长预测不准的问题。

3、偏差处理机制

针对只有中长期交易的非电力市场试点地区，《中长期交易基本规则》设置了四种偏差处理方式：预招标制、等比例调整、事后合同电量转让交易、滚动调整。其中，《中长期交易基本规则》推荐预招标制，但并非强制性要求，各地可自行选择采用哪种方式。其中，等比例调整和滚动调整两种方式对水电等可再生能源较为有利。

4、辅助服务机制

《电力市场运营基本规则》对辅助服务的相关规定还不够市场化，还是由市场主体约定各自辅助服务的权利和义务，并共同分担辅助服务费用，没有完全体现“谁受益，谁承担”的原则。《中长期交易基本规则》中则还主要沿用《两个细则》的相关规定。

四、电力市场环境下水电企业的适应性分析

1、水电的优势

电力市场实行竞价上网，将凸显低成本优势。水电站的长运营期和低运行成本是火电站远远不及的。水电一旦投产，其运行成本就基本只有人工与机组折旧两项。目前国内水电公司运行成本一般是每千瓦时0．04～0．09元。而火电厂需要购买和运输大量燃料，约占火力发电总成本的60%～70%，目前火电运行成本约是每千瓦时0．09～0．19元左右。水电机组相对火电机组来说，有着自己鲜明的优点：水电机组启停迅速，能在几分钟内由停机状态变为满负荷运行，而且不需要额外的启停费用。水电是清洁、廉价、可再生的绿色环保能源，生产过程中不排放任何大气污染物和温室气体二氧化碳，是国家鼓励有限消纳的能源。

2、水电的劣势

水力发电的动力是水流所蕴藏的水能，发电能力的多少决定于来水的多少。河流的来水在年际间变化很大，丰水年和枯水年的发电能力相差巨大，导致水电站的中长期发电能力变化剧烈，除非有多年调节水库，否则水电站的中长期发电能力可控性差。另外，目前中长期水文预报还是一个尚未解决的世界性难题，总体精度还很低，难以满足电力市场对中长期合同的刚性要求。水电工程一般是综合利用工程，除了发电外，往往还有防洪、航运、灌溉、旅游等综合利用任务，这些任务会对水电站的发电形成一些制约，可能会影响到发电的效益和计划性。水电工程在建设期的资金投入非常巨大，且工期较长，因此，投资水电工程的资金收益率并不高。

3、水电对电力市场的适应性分析

由于电力产品的同质化，电力市场的竞争说到底是成本的竞争。水电的运营成本低廉，将是一个根本的竞争优势。在真正的电力市场中，水电利用机组的灵活可调性，可以更好的捕捉高电价时段的交易机会，从而获得高于平均电价的电价水平。在国家越来越重视节能环保的大环境下，某些省份已开始试行碳排放配额制和碳市场交易，在未来碳交易市场比较完备时，水电可以从中获益。因此，总体讲水电企业在真正的电力市场竞争中并不输于任何其他类型的发电企业，能够较好地适应电力市场。

但是，另一方面，市场经济是信用经济，合同具有法律效力，违约就要付出经济代价。在非试点现货地区，按照国家能源局《电力中长期交易基本规则（内部征求意见稿）》的规定：“机组优先发电电量之外的发电能力，参与直接交易”，则水电站中长期可预测性、可控性较低的缺点将显得非常突出，直接导致无法预测参与直接交易的电量规模，有可能会造成直接交易合同违约的问题。在一个只有中长期交易的电力市场中，这将是制约水电企业的痼疾。在试点现货地区，由于目前短期水文预报的精度已经很高，可以满足现货市场的交易要求；因此，通过在中长期市场和现货市场交易量的合理组合，可以解决水电中长期预测性差的问题。

五、水电应对电力市场的策略分析

在目前的市场供需形势下，水电参与市场竞争必然面临降价风险。因此，一般情况下，除少数水电装机占比过大的地区外，水电企业不应主动要求参与市场化交易。从目前有关电改文件的规定看，水电作为优先发电能源，国家给予了一定的保障。在政府部门明确要求水电必须参与市场竞价的时候，根据国家电改文件的相关规定去努力协调，尽可能多争取优先发电合同电量，至少应改变现行按照70～75%来水确定合同电量的方式，使优先发电合同电量不小于多年均值。以下分电力市场试点地区和非电力市场试点地区两种情况来分别研讨水电企业的应对策略。

1、在非电力市场试点地区

如前所述，水电中长期预测的准确性较低，难以适应中长期交易的偏差考核。为克服中长期预测性差的缺点，减少电力交易的违约损失，水电企业可采取以下措施：

（1）基于目前乃至今后一段时期内电力市场严重供大于求的形势，水电企业在上半年发电形势尚不明确时，就应在开展中长期市场化交易的受电地区，积极关注并参与中长期交易市场，本着电价可接受则签合同，价格过低则放弃的原则，寻找合适的交易机会。

（2）根据交易规则中允许发电企业之间签订电量互保协议的规定，在受电区寻找发电能力可控性高的发电企业，建立互利互惠的战略合作关系，签订电量互保协议。在水电站月度发电能力低于计划时，请对方代发；在水电站月度发电量超计划时，由对方让出部分发电份额，年底双方再按照协议结算。通过互相代发来实现月度之间偏差互抵，以保障年度计划以内的电量保价销售。

（3）在三季度末，当水电年度发电量基本明朗后，高度关注合同转让市场，如果预计发电量将超合同电量需要市场化消纳，优先与合作企业协商，由其让出部分发电份额；如果通过这一措施仍难以解决，则择机在合同转让市场交易，购买发电合同，为超发电量找到市场化消纳的合同份额。如果预计将难以完成合同电量，则根据互保协议，优先将部分合同份额让给战略合作企业先发，留待来年归还；如果战略合作企业无意或无力接受，则可按照偏保守的原则在合同转让市场交易部分发电合同。

（4）四季度，水电企业的发电形势进一步明朗化后，如果通过合作企业互保和合同转让市场交易仍难以解决水电站超合同电量问题，则积极参与四季度的月度市场，通过合理的降价策略来参与市场竞价，获取适当的合同电量，以满足水电站的超发电量消纳。如果预计水电站将难以完成合同电量，仍然优先让给战略合作企业先发，如果战略合作企业无意或无力接受，则将多余的合同份额拿到合同转让市场上交易，获取一定的收益。

2、在电力市场试点地区

水电的特点较适合在现货市场交易，但国外成熟电力市场的经验表明，中长期市场电价一般较为稳定，而现货市场的电价则波动非常大。为控制电价风险，水电企业应根据自身产品特性，将年度的销售电量进行细分，以形成合理的销售计划。一般划分原则如下：

（1）长期电量（年度或多年）的预测难以做到准确，则长期市场交易的电量宜按照历史最枯来水年的发电量确定，其电量占到多年平均电量的大部分，以锁定大部分收益。

（2）中期电量（月、周）预测比年度预报有所提高，中期预测（应偏保守）超出长期市场交易电量的增发电量选择在中期市场交易，进一步固化收益。

（3）日前预测较为准确，可调性好，剩余少量电量在现货市场交易，发挥预测优势，获取市场相对高价。

（4）在日内市场充分发挥水电站灵活可调性，积极进行高频但量小的双向交易，以追逐市场价格波动的差价机会，并消化日前交易阶段的预测偏差。

具体展示如上图。

在中长期市场，水电企业应加强谈判协调能力和客户关系户管理能力建设，提高双边交易能力。在现货市场，可发挥边际成本低的特点，按照边际成本报价，保证竞价成功。

六、结论及建议

虽然，水电参与电力市场是大势所趋，但作为清洁可再生能源，国家在电改初期也给了一定的保护政策，水电企业应依据国家电改文件的有利规定，守住优先发电合同电量的底线，争取让国家的优先发电政策落到实处。由于水电的发电能力严重依赖自然界的气象条件，应高度重视气象预报能力建设，努力提高气象预报能力，为电力市场交易提供更好的技术支撑。目前，电力市场在我国还处于初级阶段，水电企业作为特殊的市场主体，更应该加强市场信息收集和预测分析能力建设，建议与高水平的科研机构合作，建设有效的竞价决策支持系统和市场营销数据库系统，并开发出有效的预报预测模型，这样才能为适应电力市场竞争做好储备，从而在电力市场竞争中获得较好的结果。

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（责任编辑：李 健）