多级调度模式下水电现货营销策略研究

陈 平，夏远洋，吴智宇，程 超，黄晏渲

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都 610051）

0 引言

2015 年3 月15 日，以中共中央国务院发布的中发9 号文为标志，新一轮电改逐渐拉开帷幕[1]。至今，现货试点省份先后开展了以周、月为单位的结算试运行工作，现货市场建设显著成果。在电力市场化进程不断加速的背景下，市场逐步成为资源优化配置的主要手段，进入电力现货市场的发电企业将面临全新的生产经营环境，也给电力营销工作的开展带来了巨大挑战。

近年来，国内外学者针对这一问题开展了一系列研究。王志远 等[2]针对现货试点地区、非试点的场景提出了水电参与电力市场的应对策略；刘晓文[3]对电改背景下阐述了发电厂营销管理方法；程道同 等[4]等对在电力现货市场中的企业电力营销、财务管理、风险控制等经营业务上的策略进行了分析；杨道辉[5]分析了发电企业在当前电力营销工作中的主要问题和新形势下如何做好营销进行了探索；魏法国[6]针对电力现货背景下发电企业机构设置进行研究。以上这些研究成果为现货下发电企业营销工作的开展提供了重要依据，但鲜有专门针对水电企业开展的研究，更缺乏面临多级调度体系的水电企业在现货市场下营销工作该如何开展的研究成果。

为此，本文在分析水电参与现货交易与参与传统中长期交易区别的基础上，结合多级调度模式下梯级水电的特点，从交易决策流程各环节入手，分析现货下水电企业面临的新经营形势；同时就多级调度模式带给水电营销的关键问题进行了研究，并提出适应多级调度的水电营销策略，以期为现货市场下的水电企业营销工作提供借鉴。

1 水电参与现货与传统中长期的区别

在电力市场改革前，发电计划的制定和调整是由调度员根据运行规则，充分考虑系统负荷需求、流域来水情况、梯级水电时间及空间耦合约束等情况来制定的；在电力市场环境下，电力工业打破由上至下的管制运行，一般在考虑国家及地方能源政策要求的前提下，通过建立完善的市场交易规则体系，实现市场与节能低碳和平的衔接，使各类能源主体有序参与不同时间跨度、不同品种的市场交易，通过竞争获得发电份额，并嵌套执行不同时间维度下的交易计划[7，8]。

仅有中长期市场情况下，市场交易只在中长期时间尺度范围内展开，短期发电计划的编制仍由电网调度机构统一负责。这种模式仍处于传统集中调度模式范畴，电网主要采用“三公”调度模式并兼顾经济调度、节能调度，各电站只能根据电网调度机构安排的发电计划协调上网，基本没有自主生产权，最多有发电计划建议权。仅有中长期市场的集中调度模式下水电交易、执行流程示意如图1 所示。

图1 传统中长期模式下水电交易、执行流程示意图

现货市场运行后，发电计划的制定将打破传统“上报-下达”的方式，削弱了电网调度机构的权限，发电企业通过全电量申报参与到市场竞争，竞价中标，由市场出清形成发电计划，并以此为依据进行发电。相比于仅有中长期市场品种的集中调度模式，此时的现货一般会采用中长期合同仅作为结算的依据来管理市场的风险、现货市场交易则采用全电量的集中竞价中标的交易方式[9]。此时，中长期交易的结果不再被作为调度的执行依据，而仅仅作为结算的依据或者部分带曲线的物理执行来实行优先出清。两个市场衔接上，中长期交易合同约定结算曲线或曲线形成方式，现货交易采用全电量集中优化出清形成出力计划及出清价格，通过偏差结算实现中长期市场与现货市场的衔接。相较而言，现货市场下水电营销业务流程更为复杂，交易环节多，交易策略性强。现货市场下水电交易、执行流程示意如图2 所示。

图2 现货市场下水电交易、执行流程示意图

2 现货市场下水电企业面临的新经营形势

随着电力改革不断深入，发电企业所面临市场形势、竞争模式以及运营管理等诸方面均发生实质性的改变[10,11]。尤其现货市场运行后，将在安全约束前提下经济调度来代替原有的计划调度模式下日计划的制定及实时平衡的工作，交易将以5~15 min为一时段，且以1 d 为一周期进行，电力交易的频率高，交易的结果将直接关系到生产和运行管理方式以及企业的利润。相比于现行物理交割方式下批发市场的运营迥然不同，对决策的及时性发生了本质变化，需发电企业具有实时的信息资源共享、知识综合分析、决策优势互补和风险控制能力；同时，不断缩短的交易尺度也会放大内外部风险共同作用带来的影响，企业内原有的运营管理制度、经营理念等均需要进行优化改进以适应现货的发展。

2.1 水电企业参与现货市场面临的外部挑战

（1）现货运营模式倒逼企业经营模式转变

现货市场正式运行后，电厂发电计划的制定方式发生变化，要求管理模式进行调整优化，更需要企业具有统筹生产运营、财务管理、营销管理、集中控制等部门、单位快速的集中决策能力，进行机组价格申报，在快速的迭代中各自决定每台机组在实时电力市场中的运营状态，以实现企业利益的最大化。当前，发电企业通常采用三级管控的模式，运营和管理的链条较长，决策信息的传达较慢，难以适应当前现货市场的快速响应和实时报价的特点。

现货市场运行后，发电企业市场营销相关部门将是直接利润中心，而电厂将转变为安全生产和成本控制中心，过去重生产、轻营销的观念必须得到改变，企业需统筹进行年度检修计划、机组状况、运行出力、成本控制等具体工作安排，营销部门与生产管理、集中控制、财务管理等部门要保持时时沟通，避免出现“左右手互博”的现象。

（2）市场竞争增加企业盈利难度

随着发用电计划有序放开，水电企业计划电量逐步地缩小，电厂发电计划主要经过市场竞争产生，未来可能面临着计划电量将全面取消的巨大风险。在经济发展进入了一个新的常态、电力电量需求的增长速度又逐步放缓、新型电力系统转型的新形势下，市场成员间的竞争日趋激烈。

电力现货市场开展以日为周期的日前市场，并在日内以5~15 min 的时间颗粒度滚动出清未来2~4 h的实时电价，现货电价与对应时段的市场供需紧密相关，全天范围内呈现较强的波动性和时空特性，日前与日内边界变化导致日前与实时电价相差较大，电价不确定性进一步加大。水电企业的结算量价剧烈波动。

加之信息发布机制不完善导致水电企业在竞价过程中无法及时获取市场供需、网架结构、市场边界等信息，水电企业难以实现市场行情和现货价格的精准预判，现货市场决策和水电企业收益存在较强的随机性，企业盈利难度明显增加。

（3）政策规则多变

电力现货市场改革过程中，现货市场、容量市场、新型电力系统、双碳目标等相关政策不断发布，电力市场边界条件快速变化，水电企业难以形成稳定的市场预期，经营环境存在较大不确定性。

现货市场开展前，水电企业收益受政府部门引导，普遍按照相对固定的上网价格保障性消纳，水电企业收益固定且受限；现货市场运行初期，容量市场尚未建立，水电企业固定成本缺乏受到认可的回收机制，水电企业整体收益仍然存在较高的不确定性；未来现货市场环境下，西南水电、新能源将作为新型电力系统的供电主体，新能源将与水电企业展开正面竞争，水电企业的经营环境再次发生改变。可见，政策规则将从根本上改变水电企业的生产经营环境，成为影响水电企业经营边界的最重要因素。

2.2 水电企业参与现货市场面临的内部挑战

（1）营销业务难度持续加大

传统的只有中长期市场模式下，中长期市场交易周期为年、季、月、周，省间中长期市场与省内中长期市场开展间隔，年度市场、季度市场、月度市场之间间隔时间较长，水电企业可以有充裕的时间裕度进行参与各级市场价格的预测，并进行营销策略的制定。但随着现货市场的开启，市场交易颗粒度不断变细，市场间的密切程度不断提高，省间、省内与辅助服务市场衔接越发辅助，多因素耦合下的水电企业参与多级市场的难度不断加大。

加之电力市场改革持续推进，计划电量逐步放开，中长期市场、现货市场规模不断扩大，水火风光同台竞争，市场主体更加多样，新型市场主体不断涌现，市场活跃程度和竞争激烈程度不断提升。在电力市场改革和新型电力系统的大背景下，水电企业市场化电量占比不断增加，电力市场交易已经成为影响水电企业营收的关键环节。随着越来越多的水电、风电、光伏进入市场，水电企业的低成本优势不再明显，营销业务的开展难度明显加大，亟需通过专业化、信息化手段提升水电企业的外部竞争优势，提高营销部门工作效率。

（2）交易策略制定复杂

仅存中长期市场环境下，中长期合同具备物理执行意义，但在现货市场开展后，大部分省份的中长期合约转为差价结算，现货价格受供需关系、市场博弈等因素影响而剧烈波动，发电企业的盈利方式和运营模式发生了改变，过去的成本核算方法和交易策略已不再适用。

对于高比例水电电力市场而言，水电的市场化交易受径流不确定性限制，出力可控性较差，影响电站的市场竞争能力和交易计划的执行能力，使水电企业在参与市场时被迫留出较大的安全裕度，不利于水电能源的市场化消纳，也降低了水电参与市场交易的积极性。特别是对调节性能较差的水电站，当径流预测不准确时，偏少的交易计划可能造成弃水，偏多的交易计划可能导致电站低水位不经济运行，甚至不能完成交易计划，受到市场惩罚。同时，水电的市场化交易还受限于价格的不确定性，多市场间价格波动互相关，直接影响水电企业的市场收益以及水电资源在不同时段、不同市场间的优化配置。考虑到梯级上下游电站间的水力联系和发电的时段耦合特性，各电站在各时段的交易策略相互关联，价格和径流不确定性对水电市场化交易的限制更为明显，风险问题更为突出。

（3）现有市场支撑人员不足

电厂在开展电力营销工作时，营销人才是最主要因素，且受市场体制影响，人才将成为电厂参与市场竞争中最核心的竞争力。目前，水电发电企业的营销人员主要来自生产单位，从事水电生产运营管理、调度运行管理等工作，其现货知识储备相对缺乏，知识面深度、广度难以满足当前电力现货环境下的营销工作需求。市场营销人员亟需配备专业的市场信息捕捉能力，及时有效应对市场不断变化的交易环境。

（4）交易行情预测困难，辅助决策工具缺乏

营销交易的核心在于事前的准确干预，而事前干预离不开各类预测信息的有效支撑。对于水电企业而言，来水预测、市场供需预测、现货电价预测等数据是水电营销部门参与市场交易必不可少的信息，可以帮助水电企业在市场竞争中建立信息优势，但这些数据的准确预测十分困难，对水电企业的技术水平提出了非常高的要求。

同时，也缺乏相应的市场交易支撑工具，现有的水电营销辅助决策工具大多还停留在EXCEL 或售电管理平台层面，功能停留在数据管理、文档管理、客户管理、合同管理、交易管理、结算管理、营销分析等日常营销管理工作层面，量化支撑能力不强，难以实现海量数据的智能化处理，部分功能也尚未具备支撑现货市场环境下电力营销工作。

3 多级调度带来的水电营销关键问题

当前水电按照消纳范围不同，由国网三级调度机构及地方调度机构行使电力调度的管辖权。其中，跨省跨区消纳大型水电站由国调中心、网调调度，非跨省跨区的省内消纳电厂由省调调度，而其他更小区域范围内消纳电厂由当地地、县调调度。实际运行时，跨省跨区电厂按国家优先计划发电，省内统调电厂参与省内市场竞价发电，地调及以下等级电厂按照当地需求发电，不直接参与省级电力市场。

对于单纯按国家计划、本地用电需求及完全参与省内市场发电的电厂来说，由于消纳范围、消纳政策相对固定，市场交易与调度执行机构统一，市场化交易问题并不突出。但对于拥有多级调度模式下梯级水电的发电企业来说，由于所属电站分属不同调度主体，消纳范围也并不唯一，使得企业在实际生产中不得不面临多级调度体系下市场消纳与实际调度执行间的衔接问题。

3.1 调度与消纳区域不统一增加市场营销难度

对于多级调度模式下梯级水电而言，国调机组发电执行国家优先计划，实际生产中需要每月制定发电计划（发电能力）上报国调，协商后确定月度电量，基本能做到按上报曲线发电并结算，调度与消纳矛盾不突出；省调电站完全参与市场消纳，与省内其他同类型机组一致，调度与消纳矛盾也不突出；问题最大的还是网调电站，相较于其他类型电站，网调电站的消纳存在国家指令性计划、省内优先发电计划及市场电并存的情况。这就导致电站在实际运用过程中面临国家指令性计划与地方消纳政策不协调、省内与省间消纳不协调的问题；同时，调度和交易机构层级不一致，使得交易、调度过程中，发电企业不得不兼顾市场消纳与实际调度执行间的衔接问题，加剧了市场营销的复杂性。

3.2 调度与计划执行不匹配加剧偏差考核风险

由于网调电站电量消纳存在国家指令性计划、省内优先发电计划及市场电并存的情况，意味着其在接受网调管控的同时需要参与省内市场交易，竞争获得发电指标。但电站调度权限在网调，实际交易、结算权限又在省级电网，调度与交易结算权限并不统一，二者的不匹配导致发电计划执行偏差控制困难。一方面，电站存在国家指令性计划及优先发电计划，实际生产需要按计划进行发电；另一方面，由于电站参与了省内市场且大部分电量在省内消纳，在省内优先发电计划以外需要通过市场获得发电指标。网调发电计划与省内实际发电指标二者的不统一很容易导致发电偏差，而电站调度与交易结算权限的不一致很难促使网调主动跟踪电站发电执行偏差，加剧电站参与市场偏差考核风险。

3.3 多级调度与市场交易衔接机制不成熟影响市场开展

网调电站的一系列问题是多级调度与市场交易衔接机制不成熟的缩影，现阶段其在参与省内中长期的同时，暂不参与省内现货市场报量报价，但要被动参与现货市场结算，其月度执行偏差采用实时现货市场加权平均价进行结算，在当前发电偏差不易控制的情况下，无疑会影响电站收益；未来随着市场范围的进一步扩大，还将面临省间现货市场与省内现货市场交易协调不畅、省内中长期市场与现货市场协调不畅、省内现货市场与辅助服务市场协调机制不健全等问题，迫切需要制定与多级调度相适应的市场交易衔接机制。

4 多级调度模式下水电现货营销策略

4.1 完善现货市场下的水电营销业务开展模式

随着电力市场改革的不断推进，以国调、网调电站为代表的大型跨省区水电参与现货市场不可避免，迫切需要完善现货市场下的水电营销业务开展模式。一方面通过积极呼吁，促进形成对大型水电站友好、能充分体现国家战略意图的适应多级调度模式的现货市场参与机制[12]；另一方面是全方位、多角度的构建适应现货的水电营销策略，包括实行以中长期交易为主、现货市场为辅的售电策略；综合考虑水库来水、库容、梯级运行方式、受电区电价预测等约束的中长期合约曲线分解方式；申报充分考虑水库蓄水机会成本的量价曲线；注重提高发电能力预测准确性、加强新兴市场产品筹划、加强外部信息收集研判、开展内部成本和报价测算等。

此外，还要多措并举应对多级调度、多级市场带来的影响，包括加强市场风险防控，积极主动参与到全国电力市场规则体系的建设中，推动促进形成对大型水电站友好的市场参与机制；根据各受端省情况，制定差异化水电竞价策略；明确曲线偏差产生原因，避免承担多余偏差考核费用等。

4.2 积极调整水电营销组织架构及人员配置

当前水电企业面临全新的经营形式，水电营销的顺利开展也需要解决一系列关键问题，这些都需要发电企业具有强有力的组织体系和人员配置作为支撑保障。然而，当前缺乏专业化现货交易团队，现有的组织架构仍是紧密围绕落实各项计划指标为目的来开展的，还不完全具备实时的信息共享能力、集中分析能力、策略互补能力和风险控制的能力，部门内职责也存在一些交叉重叠，亟待重新梳理，业务交互也亟待规范；为积极地适应日益深化的电改，应对激烈的竞争，水电发电企业需及早改变传统思维，尽快完善运营架构，加快推进现货市场人才的储备和培养。可以采取的措施包括设立统一的运营报价中心应对竞争、建立部门业务执行与交互规范，以提升部门间业务协调效率、完善部门组别业务职能，提升部门业务能力、完善现货人才招聘与选拔机制，加强对现有营销业务人员专业培训，提升参与现货业务的专业性等。

4.3 加快新建水电营销技术系统

随着电力现货市场的开展，电力交易频次高，交易的结果整理复杂、耗时甚大，迫切需要对现货市场交易数据进行高效的整理、分析研究和发现交易的过程中的各种问题，以优化决策的思路，进而指导后续的交易工作开展。而当前的辅助决策工具难以支撑现货工作的开展，因此，需要基于“十四五”发展规划及国内电力市场发展趋势，围绕公司参与电力现货市场交易的实际需求与管理方式的改变，尽快筹建水电营销技术支持系统，形成以业务为纵向导向，以数据流、营销管控流、业务运营流、交易辅助决策流等为横向支撑的具体功能模块。

5 结语

随着电力市场化改革的不断深入推进，发电企业电力营销工作变得越来越重要。本文结合多级调度模式下梯级水电的特点，对现货市场下适应多级调度模式的水电企业营销策略开展研究，在分析水电参与现货与传统中长期区别的基础上，梳理总结了现货市场下水电企业面临的全新经营形势，着力于多级调度模式给水电营销带来的关键问题，从而提出了现货市场下适应多级调度、多级市场模式的水电企业营销策略，以期为现货市场下的水电企业营销工作提供借鉴。