电力市场化营销体系建设研究

●刘利莎

引言

2015 年中共中央发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9 号）》，文件中明确了深化电力体制改革的重点和路径：在进一步完善政企分开，厂网分离，主辅分离的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体系体制研究，进一步强化政府监管、电力统筹规划，以及电力安全高效运行和可靠性供应。

某省作为全国第一批电力体制改革综合试点省份，在2016年编制了《某省电力体制改革综合试点方案》，并据此制定完善输配电价改革、电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革等专项试点方案。《方案》的主要内容包括建立保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制，构建公开透明、功能完善、规范运行、相对独立的电力交易机构，培育多元化的售电侧市场竞争主体，实现电力电量平衡由计划手段为主过渡到以市场手段为主，形成遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律的电力市场。

一、电力市场基本情况

（一）装机容量情况

截至2016 年12 月底，全社会装机容量5732.74 万千瓦，其中水电295.27 万千瓦、火电4915.45 万千瓦（生物质95.33 万千瓦,其中垃圾发电29.01 万千瓦）、风电176.66 万千瓦、太阳能345.36 万千瓦。

（二）发电情况

2016 年全社会累计发电2252.69 亿千瓦时，增长9.25%。其中：火电2134.69 亿千瓦时，增长7.33%；水电63.17 亿千瓦时，增长29.78%；风电34.17 亿千瓦时，增长66.17%，光伏20.67 亿千瓦时，增长452.83%。

（三）用电情况

2016 年，某省全省全社会用电量1794.98 亿千瓦时，增长9.46%。其中：第一产业用电量21.9 亿千瓦时，增长30.0%；第二产业用电量1225.0 亿千瓦时，增长5.79%；第三产业用电量247.6 亿千瓦时，增长15.82%；城乡居民生活用电量300.5 亿千瓦时，增长19.62%。

2015 年，全省全社会用电累计1639.79 亿千瓦时，增长3.45%。第一产业用电累计增长13%；第二产业用电累计增长1.07%；第三产业用电累计增长12.39%；城乡居民生活用电累计增长7.18%。

根据对2013 年至2016 年各类型机组装机容量、发电量及各产业用电情况进行分析研究，某省装机容量增速较快，其中风电、太阳能装机成倍速度增长，由于装机增速远高于用电增速，电力市场呈现严重供大于求。同时某省采用水电、风电、太阳能等新能源发电量全额收购的方式鼓励清洁能源发展，某省内煤机发电空间进一步被压缩，火电利用小时呈现持续下降趋势。

二、某省电力市场交易情况

（一）某省市场交易发展历程

某省电力直接交易开始于《关于某省开展电力直接交易试点的通知》（电监市场[2009]55 号），铜陵有色与国投宣城作为某省首对电力直接交易试点。近两年某省直接交易规模迅速扩大，2014 年的直接交易规模仅占全社会电量的3%，2015 年直接交易电量规模扩大到11%，2016 年继续扩大到24%，2017 年扩大至29%。

2014 年4 月，全国统一电力市场交易平台某试点工程上线运行，这是国内首个正式投入运营的大用户直接交易平台，标志着全国统一电力市场建设迈出了实质性的一步。此次交易共有神皖集团、皖能铜陵、华电芜湖等18 家发电企业，铜陵有色、马钢股份等5 家电力用户通过交易平台开展了直接交易。

2015 年4 月，国家发改委发布扩大输配电价改革试点范围，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将某省以及湖北、宁夏、云南等省(区)列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本价加合理收益”原则单独核定输配电价。2016年3 月，国家发改委对某省输配电价进行批复。

2016 年5 月，某电力交易中心有限公司正式成立，该公司依托国网某电力交易中心，以其全资子公司的形式组建。同年8 月发改委批复将某省纳入电力体制改革综合试点省份。

2016 年12 月29 日，某省能源局、某省物价局、国家能源局华东监管局联合印发《某省电力直接交易规则》和《某省电力市场交易主体准入退出实施细则》（皖能源电力〔2016〕78 号）的通知，明确了发电企业、电力用户、售电公司准入退出条件及交易方式、结算办法，该细则中明确了电力用户目录电价保底原则、发电企业交易上限及剔除容量规则。

（二）某省准入主体规模发展

1.2015 年用户、发电企业准入及规模。

用户侧准入：用电电压等级35 千伏及以上执行大工业电价的电力用户，同时符合国家《产业结构调整指导目录》等产业政策和环保达标排放要求，单位能耗低于全省工业企业的平均水平，鼓励高新技术企业、战略性新兴产业企业及能效标杆企业参与直接交易。根据2015 年公示结果显示准入用户共81 家。

发电侧准入：符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，单机容量30 万千瓦及以上的公用火力发电企业，供电煤耗低于全国平均水平。优先支持高参数、大容量、低能耗的60万千瓦及以上的发电企业参加直接交易。由国家统一分配电量的跨省（区）电力项目不参加电力直接交易。参与电力直接交易的发电机组必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，环保设施运行的在线监测系统正常运转，运行参数达标，符合省级及以上环保标准要求。根据2015 年公示结果显示准入发电企业共20 家，其中100 万等级机组3 台，60 万等级机组23 台，30 万等级机组14 台。

2.2016 年用户、发电企业准入及规模。

用户侧准入：将准入范围放宽到35 千伏及以上一般工商业用户，10 千伏年用电量不低于1000 万千瓦时的高新技术企业、战略性新兴产业企业，根据公示结果显示2016 年电力用户为273 家（含2015 年用户）。

发电侧准入：已放开至省调的全部公用火电机组，但“皖电东送”不能参与省内电力直接交易。参与的发电机组必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，且在线监测系统运转正常。根据2016 年公示结果显示准入发电企业共24 家（含2015 年发电企业），其中100 万等级机组3 台，60 万等级机组24 台，30 万等级机组26 台，20 万及以下等级机组4 台。

3.2017 年用户（售电公司）、发电企业准入及规规模。

用户准入：电压等级10 千伏及以上、年用电量100 万千瓦时及以上，执行大工业和一般工商业电价，同时年用电量在100万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与；年用电量1000 万千瓦时及以上的企业，可直接或委托售电公司代理参与。根据2017 年公示结果显示准入电力用户4000 家。

发电侧准入：符合国家基本建设审批程序和产业政策，单位能耗、环保达标排放的单机容量30 万千瓦及以上的省调发电企业，取得发电类的电力业务许可证。同时公平承担发电企业社会责任，承担政府性基金、政策性交叉补贴，并足额支付系统备用非的单机容量30 万千瓦及以上的自备电厂。根据2017 年公示结果显示准入发电企业24 家，其中100 万等级机组6 台，60 万等级机组24 台，30 万等级机组25 台。

售电侧准入（总资产不低于2000 万元人民币）：代理电力用户的总用电量1000 万千瓦时以上，符合规定的资产、设备、经营场所、从业人员要求，财务状况良好、具备风险承担能力，无不良记录，获取供电累电力业务许可证。根据2017 年公示结果显示准入售电公司140 家（多数民营售电公司）。

（三）某省市场交易规则梳理

2016 年下发的《某省的电力直接交易规则》主要内容如下：

剔除容量：取得直接交易资格的发电企业，合同期限内按照签订的合同电量剔除相应的发电容量，能源局不再对这部分剔除容量分配计划电量。

交易方式：双边交易+集中撮合交易的方式，主要以双边交易为主、撮合交易为辅（集中撮合交易采取最高、最低报价匹配成交原则，不设报价上下限、不设统一出清价格）。

2017 年某省的电力直接交易规则主要内容如下：

交易方式：直接交易方式分为多年双边、年度双边和集中交易、月度集中交易等。其中：

多年双边交易为交易期间三年及以上，需年用电量6 亿千瓦时以上的用户和售电公司方可参与，协议中需明确分年的量、价；原则上分年价格不得调整，分年的交易电量需在年度交易中确认。

年度双边交易为年用电量在5000 万千瓦时至6 亿千瓦时之间的用户和售电公司方可参与。

年度集中交易为年用电量在1000 万千瓦时以上的电力用户和售电公司均可参与年度集中交易，集中交易价格按统一出清方式形成。统一出清价与火电上网标杆电价最大上下偏差为±20%，超过20%时按20%确定。按照市场主体报价与统一出清价的接近程度依次匹配成交，差价相同时按电量多少依次成交。

月度集中交易为年度交易电量进行补充，所有的电力用户和售电公司均可参与；市场成交及出清规则与年度集中交易相似，月度集中交易不进行容量剔除。

规则明确规定电力用户的实际用电量大于其合同电量时，按目录电价结算。

直接交易机组的利用系数：30 万级常规、60 万级常规和超临界、60 万级超超临界、100 万级超超临界机组利用系数分别为1.0、1.2、1.5、1.7。机组市场电量上限=年度市场电量平均利用小时×装机容量×机组利用系数。

剔除容量：签订年度双边和年度集中交易输配电合同的发电机组，按全省电力用户平均利用小时数和机组容量系数剔除容量，剔除的容量不再纳入发电计划。30 万级常规、60 万级常规和超临界、60 万级超超临界、100 万级超超临界机组容量系数分别为1、0.95、0.9、0.85。

在此规则下，某集团在皖机组装机结构劣势明显，在某省各大发电集团中平均单机容量最小，小机组占比最大，市场竞争力较弱，同时该规则对不同等级、类型的机组划定了不同的容量剔除系数及市场电量交易上限，低等级机组可成交市场电量少，剔除容量大，进一步加大了某公司的市场竞争压力。

（四）某省电力市场形势分析

近几年在某省电力市场形势分析中，发现某省新能源采用全额收购方式鼓励清洁能源发展，风电、光伏装机以成倍速度增长，火电发电空间将进一步被压缩。同时直接交易规模逐步扩大，某省火电机组计划电量利用小时迅速递减，火电企业为保持其发电市场份额，低价抢占客户，同时引入售电公司主体，市场主体增加势必竞争加剧。交易方式仍以双边交易为主、集中交易为辅方式开展。根据2017 年交易规则中明确，机组等级不同剔除容量系数及交易上限不同，低等级机组市场竞争压力逐步增大，将会出现被市场淘汰的趋势。市场竞争需要发电企业共同维护市场良性竞争，否则市场将持续进入无序竞争甚至恶性竞争。

（五）某省电力市场存在问题

1.市场规则及辅助服务建设仍需完善，确保参与各方公平竞争。某省电力市场中由于新能源采用全额收购及外来电全额消纳，同时由于新能源及外来电具有不稳定性等特点，某省燃煤机组在市场中一直承担其调峰、调频、容量备用等辅助服务。某省电力市场中尚未对火电机组承担的辅助服务进行补偿，目前各火电单位均无偿承担调峰、调频、容量备用等辅助服务。

2.售电公司仅充当掮客角色，未能体现其它增值服务。目前售电公司所能开展的业务，主要是作为小用户代理的中介型的公司，以赚取差价为盈利方式，没有能力对用户提供能源管理、节能管理等增值服务。同时目前省内用户主要侧重在各方降价幅度上，并未对增值服务有更高要求、期望。

3. 市场主体信用机制不健全，难以提高用户侧合同履约能力。某省内尚未建立用户、发电企业、售电公司信用考评机制，对于双方签订合同执行中，仅因电力用户或发电企业因电量偏差造成另一方损失，违约赔偿由双方在购售电协议中约定，其违约赔偿执行困难，还需建立相关平台、制定相关政策以提高各方合同履约能力。

4. 省内市场竞价加剧与外来电计划消纳的矛盾。当前某省内电力市场化进程逐步加快、直接交易规模迅速扩大、新能源快速发展、外来电计划消纳都在迅速拉低省内燃煤机组的计划电量。在市场化改革日益加深的基础上，随着四川水电、疆电外送等线路建成后，华东区域将成为主要的消纳地区，未来西南水电、西北送华东还将陆续有多条线路投产，这对某省内的火电机组发电形势也产生了巨大的冲击。然而,在省内火电激烈市场竞争背景下，对于跨区域的外来电却采取计划性的消纳，同时还需承担着外来电输送线路故障造成本地区电力事故的机会成本。这种计划性的消纳机制，与省内日趋深入的市场化改革的形成了一对难以调和矛盾，也为某省内的电力体制改革的继续增加了难度，必然导致省内直接交易更为激烈。

（六）某公司应对电力市场改革策略

1.增强营销工作意识，树立营销新理念。电力企业要想更好发展，必须增强对市场营销工作意识，使之与市场发展相适应，树立以市场、用户需求、客户为中心的三维营销理念，提升需求侧管理，提升服务意识，电力产品因差异较小，因此唯有了解用户需求、提升用户满意度的市场拓展策略，才能维护与客户间长期合作关系。因此在市场开拓中营销人员要注重服务能力，树立企业的良好形象，为提升企业在市场中的良好信誉提供保障。

2.持续健全营销体系，实施绩效考核。健全营销人才选人、用人机制，选强配优营销人才，加大营销人员培训力度，使营销人员在市场开拓中做到报价有底，心中有数，提高营销人员的专业水平，明确市场走向及应对措施；同时建立绩效考核机制，营销人员收入与业绩、效益挂钩；通过健全营销体系，实施绩效考核，充分调动营销人员开拓市场的积极性。

3.做好政策研究，超前谋划营销工作。研究某省下发的关于电改的政策及文件，分析企业内外部市场环境及对本公司的影响，明确电改方向，依据改革动向超前谋划市场营销工作，提升企业市场竞争能力及明确竞争策略，改变目前被动接受的局面。

4.建立服务平台，提升客户管理。结合当前“互联网+”时代特征，建立特色服务平台，便于客户方便、快捷了解企业运营、信用等情况，同时在线提供售后服务，及时处理、反馈用户在用电需求中存在的问题，有效节约营销成本等，增强企业竞争力。

结论

电力市场化进程不断推进，目前平台化集中交易逐步增加，随着辅助服务市场建立，现货市场将会迅速铺开，当前的大用户直接交易作为电改的前沿，以流程精简、成效明显被迅速地在全国各省推开，后期仍会在市场电中处于较高占比。因此发电企业需要分析客户用电需求，提供增值服务，满足大用户多元化需求，建立长期合作关系，抢占市场资源，迅速完成计划向市场的转型。