创新发电企业营销管理策略探讨

张涛

摘要：随着电力体制改革的不断深入，新疆电力市场发生了巨大的变革。发电企业的计划电量逐步减少，市场化交易电量逐步增加，交易结算电价出现大幅度下降的趋势。面对量、价齐跌的电力市场，昌吉热电厂积极主动迎接挑战，仔细研判电力市场形势，认真研究政策，创新发电企业营销管理策略，下大力气做好电力市场营销工作。2017年完成发电量24.45亿千瓦时，同比升高5.6%，全面完成了上级公司下达的年度生产经营任务。

关键词：发电企业;营销管理;策略探讨;创新

一、研究背景

按照电力发展“十三五”规划，至 2020 年，煤电装机达到 11 亿千瓦，占比将进一步下降 3-4 个百分点。根据预测结果，按照全社会用电量 7.2、7.0、6.8 万亿千瓦时高、中、低 3 个方案考虑，2017-2020 年高方案煤电机组平均利用小时数为 4079 小时，中方案煤电机组平均利用小时数约为 3897小时，低方案煤电机组平均利用小时为 3715 小时。“十三五”期间，煤电机组装机稳步增长，同时发电小时将可能小于 4100 小时，形成煤电机组运行的“新常态”。

预计2018年发用电计划将进一步放开，市场化交易规模继续扩大，现货市场试点加快推进，中长期电力交易机制持续完善，清洁能源消纳的市场化机制更加丰富，省间交易与省内交易、中长期交易与现货交易、市场交易与电网运行之间的协调和衔接更加高效，统一开放、竞争有序的全国电力市场体系建设取得突破。价格机制进一步理顺，由市场决定能源价格的机制基本形成，市场在资源配置中的决定性作用发挥更加充分。电力交易平台功能更加完善，能够有效支撑交易电量、交易品种、交易频次和市场主体的迅速增长，电力市场运营更加规范透明，市场信息披露更加充分，交易机构服务能力全面提升。但由于我国发电企业长期处于计划模式，市场化后发用电计划放开，需要依靠自身营销能力寻找客户，需要建立较强的市场意识和竞争意识。新常态下的发电企业在新电改下的电力市场中如何“存活”下去将变得更加现实，发电企业从计划发电过渡到营销发电成为不争的事实，如何用好营销管理策略，让企业在新电改的大潮中杨帆启航将变得更加重要。

二、现状和理论基础

目前，我国电力市场普遍过剩，地方政府为稳增长主动参与电力体制改革的积极性高，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈，发电企业“打折让利”成新常态，“降价潮”将席卷全国。电价机制仍双轨运行，只保留少量政府定价电量（按照国家有序放开发用计划的实施意见，传统发电计划电量将逐步减少至20%，甚至到0），直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加，电价信号变得敏感，电力需求侧反映将会变得积极。逐步取消电价交叉补贴，电价结构更趋合理，但电价水平将会大幅降低。突破计划电量、政府定价的传统模式，影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅度增加。随着国家电力体制改革的不断深入，各地电量计划的分配由过去的计划调控逐步向市场竞争转变，传统的电量营销模式将受到严重冲击。面对新时期的挑战，发电企业必须改变以往“以产定销”观念，提出新的电力市场营销管理策略。

（一）主要做法

“鱼骨图”是一种发现问题根本原因的方法，它表示存在问题与其它潜在原因的关系，即表达和分析因果关系的一种定性分析工具，因此也被称为“因果图”。问题或后果标在“鱼头”，在鱼骨长出的鱼刺上按照出现后果的影响程度列出产生问题的所有原因，这是帮助管理者在分析问题时做到无所遗漏，思路清晰。

“鱼头”表示需要解决的问题，即强化发电企业市场营销。根据分析，可以把强化市场营销工作概括为4类。即思想认识、成本控制、内部管控和关系维护。在每一类中包括若干可行对策，如角色转换、电量计划、节能挖潜、机组运行方式等。将4类原因及其相关因素分别以鱼骨分布态势展开，形成鱼骨分析图。

（二）营销策略

1、提高思想认识，树立营销理念

1）改变 “以产定销”观念，树立生产为经营服务理念。找准自己的市场定位，在资金、人才、效益等方面树立全新的理念，深入研究市场，积极适应当今市场需求，高度重视电力市场的预测、研究和分析，认真总结疆内外经济走势对拉动当地经济增长和用电需求的变化，全面掌握用电市场的负荷需求情况，为企业的决策提供第一手资料。

2）树立企业全员市场营销观念。营销管理从“一把手”开始，并成立专门市场营销部门，明确部门职责和工作标准，提高企业全员的市场意识。注重人才梯队建设，尽快培养一批专业技术和营销能力较强的人才梯队，使其能够根据市场的变化及时提供相应营销策略。

2、强化内部管控，狠抓市场营销基础工作

对于发电企业，市场营销最基本的三项工作就是争取电量、提高電价和足额电费回收。多发电是发电企业的重中之重，企业可以通过分析当地电力供需形势的变化，努力争取电量。电价是盈利能力的关键，发电企业必须密切关注电价及相关政策的变化动态，提前谋划。电费是经营成果的体现，电费的及时回收是发电企业提高资金使用率和资金正常周转的重要保障。

1）企业发电量年度计划由省经信委主导，省电网公司和发电企业参与配合制定的模式。电量的确定主要参考电站设计发电量或参照同类电站近几年平均发电量，同时根据省内用电需求变化、电网实际运行情况及市场化交易电量预测确定。发电企业在电量争取上，要充分挖掘和体现企业的自身优势，最大限度地争取到一个比较合理的年度基数电量，为全年发电量目标打下基础。另外，做好发电成本核算，在有边际贡献的前提下，加强与省经信委、电网公司和用电客户的沟通汇报，努力做好大用户直购、跨省区外送电等市场电量的争取。

2）创新设备检修管理，完善设备滚动检修计划，巩固定期维护、计划检修、故障检修相结合的全过程设备管理模式，定期下发治理计划，提高机组设备的可靠性和经济性。挖掘修旧利废、节能降耗、技术创新的潜力，明确各级管理责任，确保节能项目落实到位。

3）加强对电力市场供需形势的研究，努力将检修工期安排在电力负荷需求最低时期，延长电力需求旺盛时期的发电时间，提高机组负荷率。对于发电类型较多的企业，着重优化电量结构，提高大参数、煤耗低的大机组以及高电价发电类型比例，提高单位千瓦时的边际利润水平。

3、强化政策研究，做好企业提质增效工作

1）增强自身对成本控制和市场营销重要性的认识，使经营管理和安全生产并重。强化全面预算管理，将电量、煤价、煤耗等关键指标纳入预算管理体系，不断拓宽预算的深度和广度，建立以供电煤耗、负荷率为核心技术经济指标管控体系，强化预算的监督与考核，不断提升经营精益化管理水平。

2）加强成本指标的管控。企业在运行维护中建立一套行之有效的发电成本监控方法，加强对煤耗、厂用电率、水耗、油耗等主要指标的跟踪分析，优化运行生产，提高指标管控水平。

3）发挥多元化的发电模式优势提高经营效益。充分利用水能、风能、光能等新能源，合理调控电力产出配比，提高经营效益，从而使企业在营销发展中更具优势。

4、强化市场导向，构建关系营销网

新形势下，发电企业要以用户需求为核心，在分析电力市场供需形势的基础上，努力建立并巩固与政府、电网公司、用电客户等有关单位的良好关系，保持常态的沟通协调联系机制，形成和谐的经营环境。加强与电网计划部门、电网调度中心的联系与沟通，满足电网正当合理的调度需求的同时，也要争取电网公司的充分理解，保证机组发电最大化。企业品牌是企业形象的具体象征，是拓宽发展空间的重要保证。加强品牌建设，树立品牌营销意识，不断提升政府、合作伙伴等各利益相关方对企业的认同度和信任度。

三、研究目标和内容

昌吉热电厂通过创新发电企业营销管理策略，在发电量争取、交易电价和电费回收方面取得了一些成绩，但制约企业可持续发展的问题还有很多，具体如下：

1、2017新疆电网装机容量近8500万千瓦左右，其中：按属性分为自备电厂装机1545万千瓦，兵团电网装机488万千瓦，石油企业所属装机143万千瓦，公用电厂装机6324万千瓦;按类型分为火电装机5067万千瓦，水电装机662万千瓦，风电装机1835万千瓦，光伏装机907万千瓦，其他装机29万千瓦。2017年疆内最大日负荷3300万千瓦时，电源装机过剩了近2.5倍。从2017年发电形势来看，虽然疆内用电负荷和外送电量有了较大的提高，但是市场化电量的成分也越来越高，结算电价出现走低的趋势。同时在国家层面要求加大对新能源的消纳力度分析，新疆电网为了降低新能源的弃风和弃光率，将会进一步压缩火电机组的发电空间，火电机组发电量将会在一定时期内维持在3700小时左右，量价齐跌的电力市场形势将会在一定时间内长期维持。

2、自十三五以来，国家实施更为严苛的节能、环保政策，更为有力的安全监管政策，燃煤发电厂的生产运营和发展将举步维艰。2017年以来，在国家安全和环保督察双重压力下，疆内火电厂动力用煤价格出现节节攀升的局面，燃煤价格同比升高60%左右，且面临着煤源紧张的局面。在电力市场量价齐跌的情况下，发电用煤价格持续上涨，将会导致发电企业经营形式持续恶化。

3、2017年12月19日，国家发改委召开全国碳排放交易体系启动工作新闻发布会，这标志着我国碳排放交易体系完成了总体设计，并正式启动。发电行业作为全国碳排放交易突破口，率先启动碳排放管理工作，根据国家碳排放管理标准要求，火电机组排放限值为550g CO?/kWh。根据《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》相关规定，预计将会分三阶段稳步推进发电行业碳市场建设工作。基础建设期：用一年左右的时间，完成全国统一的数据报送系统、注册登记系统和交易系统建设。模拟运行期：用一年左右的时间，开展发电行业配额模拟交易。深化完善期：在发电行业交易主体间开展配额现货交易。2018年，第三方碳盘查机构将会对各发电企业2016和2017年历史数据进行核算与核查，核查结果将会向当地政府碳排放管理部门报送。政府碳排放管理部门根据核查结果按照基准线方法计算下发各发电企业2018年模拟碳配额，到2019年碳配额清缴时，若实际生产碳排放量超过下发碳配额，则需购买超出部分配额以履约，若有盈余配额可向市场出售获利，如此往复逐年收紧。碳排放交易体系的启动，标志着国家对高耗能企业限排的决心，这无疑将会增加火力发电企业的生产成本，火力发电企业的生产运营将会举步维艰。

4、电力市场化改革给发电企业的市场营销能力带来了较的挑战，昌吉热电厂需要在变化较快的市场环境中捕捉市场机会，实现市场营销的可持续发展还存在如下问题：1）市场营销精益管理水平还需提升。2）机构和人员配备还有差距，市场营销人员和岗位还存在一定程度缺编。3）售电及配电等新业务专业人员欠缺、现有营销人员参与市场竞争的能力素质亟待提升。

四、政策建议或实施效果

目前，疆内电力市场严重过剩，在新常态的经济形势下，地方政府将会进一步降低计划电量比例，放大市场化交易电量规模，通過降低电价刺激地方经济的发展。同时，在全国开展安全督查和环保督察的大形势下，发电动力用煤的价格也出现节节攀升的现象。身处“内忧外患”的发电企业，应当积极创新营销管理策略，提升企业“软硬”实力，主动迎接“新电改”，趋利避害，挖潜商机，不断提高企业的综合竞争力，才能在残酷的电力市场化竞争中立于不败之地，持续发展壮大。

首先，发电企业应当高度关注新电改，仔细研读电改9号文件和其配套文件的精神，密切跟踪试点动向，做到未雨绸缪。1、从新电改及其配套文件看，发电企业参与搭建交易平台，电量现货交易和中长期交易的电量交易方式在不久的将来即将实施。发电企业应当向已经开展电改试点地区的发电企业“取经”，吸取对方交易平台搭建过程的经验，了解试点地区电量交易政策和交易形式，确保在电量交易过程中的及时性、准确性。2、积极学习试点地区多元化的电量交易政策、方案，提前掌握交易规则和技巧，为今后的电量交易工作奠定基础。3、了解试点地区电力用户直供的开展情况，转变经营服务理念，要“俯下身子”经常性的了解周边地区电力用户的需求，提升供电质量，树立良好的企业形象。4、加强政策研究，向政策要效益，如热电联产机组以供热为基础，最大限度的争取供热期间的“以热定电”电量，从而抢得市场的商机。

其次，加快企业节能环保改造，夯实安全生产基础，不断提高企业在电力市场竞争中的硬实力。1、发电企业安全生产为基，没有安全生产，经济运行就无从谈起。发电企业只有通过认真开展隐患排查治理、日常运行维护、机组逢停必检消缺、计划检修等工作，使发电主辅设备始终保持健康状态;通过开展岗位练兵不断提升运行人员操作技能和事故处理能力，通过导师带徒不断提高检修人员的检修技能，在日常工作中严肃两票三制执行，坚决杜绝人的不安全行为的发生，才能夯实安全生产的基础，确保设备的长周期安全稳定经济运行。2、加快设备节能环保改造，降低机组能耗和污染物排放水平，提前实现燃煤机组超低排放目标，为争取优先发电权和电价补偿奠定基础。继发改9号文和其6个配套文件发布后，12月2日，国家发改委以发改价格【2015】2835号文发布了关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策的通知，明确电价支持标准和支持方案。发电企业通过实施节能环保改造，使设备能耗水平达到同内型机组标杆值，机组排放水平达到超低排放标准，不但可以得到环保电价支持，还可以争取优先发电权，使企业在电改的市场环境中抢得商机，提高企业市场竞争的硬实力。3、提升发电企业辅助服务功能，争取《两个细则》补偿，为企业经营创效。面对电力市场的普遍过剩，新疆电网电能供需矛盾更加突出。根据自治区电力规划，2017年新疆电网装机容量将达到0.85亿千瓦左右，而疆内最大小时用电负荷为3300万千瓦，富裕容量将达到三分之二。2015年10月1日，在新疆能监办统一管理下，新疆电网新版“两个细则”正式执行，通过2个月的管理考核情况来看，疆内多数发电企业运行机组达不到《两个细则》的要求，被考核现象严重，有的发电企业考核分值甚至达到10000多分。发电企业提高辅助服务的功能，尽可能的向电网提供辅助服务，不但可以得到辅助服务补偿，而且在优先发电权方面占尽先机。所以提升发电企业的辅助服务功能，尤其是一次调频、AGC、无功调节方面的调整能力显得尤为重要，它将直接影响到发电企业的经营效益。

再次，建设市场营销工作保障体系，加强经济运营工作，在确保完成年度电量、电价目标任务的同时，实现“效益电”的多发，持续提升企业的经营业绩。1、全面推进昌吉热电厂一体化营销体系建设。按照集团公司《进一步深化市场营销管理体制改革的指导意见》，加快落实企业市场营销管理的主体责任和市场营销管理部门在经济运营工作中的主体责任，进一步明晰管理界面，优化管理流程，明确各部门管理职责，确保管理到位、责任到位、压力到位。充实市场营销组织机构、岗位设置和人员配备，确保岗位数量满足工作需要，人员素质满足岗位要求。2、完善考核管理机制。在企业绩效考核整体框架下，建立并完善差异化及多维度的市场营销考核奖励体系。细化电量考核，在“三同”利用小时、计划电量完成率、市场电量占有率指标基础上，引入区域装机占比、供热市场开拓作为权重系数;注重发电效益，增加发电边际贡献考核评价;引导开展精益化管理，对经济运行等指标进行专项考核;增加市场电价对标作为约束指标。建立市场和效益为导向的营销激励机制，提高增发效益电的主动性和积极性，确保电价高的基数电量计划超额完成。3、开展电量结构和发电时机优化。深入开展电量结构优化工作，积极编制年度电量结构优化方案，加强与调度系统沟通协调，确保机组启停机顺序表的执行到位。4、提高机组运行负荷率。加强与当地发电企业之间的合作，联合行动，向地方政府电力主管部门沟通汇报，反映火电机组运行负荷率偏低的问题，协调电网企业在保证电网安全的基础上，采取火电机组轮停等方式，降低备用冗余，提高火电机组运行负荷率，进一步降低发电成本。

最后，开拓优质电力用户，探索参与电能直接交易、电量替代交易，提前布局电力市场。1、面对日益紧张的电力市场，我们只有勇敢的“走出去”，才能在電改的大潮中存活下来。我们应首先对疆内（随着电力体制改革的不断深入，疆外电力用户也可考虑）符合电力直接交易的用户进行摸底，逐个了解其近年来的企业经营、生产情况及未来的发展方向，并进行建档工作。通过了解电力用户的情况，再与他们进行沟通交流，表达合作愿望，为每年的大用户直接交易工作提前“铺路”。 2、加大与周边地区装机容量较小的发电企业的沟通力度，在符合电能交易政策的条件下尝试电量替代合作，拓宽企业电量营销渠道，不断壮大企业的电力市场。3、积极了解电改试点地区电能直接交易的开展情况，仔细研读试点地区电能直接交易方面政策、方案，同时加强与当地政府和调度交易机构的沟通，掌握当地电能直接交易的政策、方案，为开展电能直接交易工作提供“理论”支撑。4、加强与竞争对手的沟通，深入了解对方企业生产、经营和发展情况，掌握其设备能耗和排放水平，使每一次的电能交易都能做到心中有数，为企业参与电力市场竞争夯实基础。