電力市場化營銷體系建設研究

●劉利莎

引言

2015 年中共中央發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發〔2015〕9 號）》，文件中明確了深化電力體制改革的重點和路徑：在進一步完善政企分開，廠網分離，主輔分離的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推進交易機構相對獨立，規范運行;繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體系體制研究，進一步強化政府監管、電力統籌規劃，以及電力安全高效運行和可靠性供應。

某省作為全國第一批電力體制改革綜合試點省份，在2016年編制了《某省電力體制改革綜合試點方案》，并據此制定完善輸配電價改革、電力交易機構組建、電力市場建設、發用電計劃放開、售電側改革等專項試點方案。《方案》的主要內容包括建立保障電網安全運行、滿足電力市場需要的輸配電價形成機制，構建公開透明、功能完善、規范運行、相對獨立的電力交易機構，培育多元化的售電側市場競爭主體，實現電力電量平衡由計劃手段為主過渡到以市場手段為主，形成遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律的電力市場。

一、電力市場基本情況

（一）裝機容量情況

截至2016 年12 月底，全社會裝機容量5732.74 萬千瓦，其中水電295.27 萬千瓦、火電4915.45 萬千瓦（生物質95.33 萬千瓦,其中垃圾發電29.01 萬千瓦）、風電176.66 萬千瓦、太陽能345.36 萬千瓦。

（二）發電情況

2016 年全社會累計發電2252.69 億千瓦時，增長9.25%。其中：火電2134.69 億千瓦時，增長7.33%；水電63.17 億千瓦時，增長29.78%；風電34.17 億千瓦時，增長66.17%，光伏20.67 億千瓦時，增長452.83%。

（三）用電情況

2016 年，某省全省全社會用電量1794.98 億千瓦時，增長9.46%。其中：第一產業用電量21.9 億千瓦時，增長30.0%；第二產業用電量1225.0 億千瓦時，增長5.79%；第三產業用電量247.6 億千瓦時，增長15.82%；城鄉居民生活用電量300.5 億千瓦時，增長19.62%。

2015 年，全省全社會用電累計1639.79 億千瓦時，增長3.45%。第一產業用電累計增長13%；第二產業用電累計增長1.07%；第三產業用電累計增長12.39%；城鄉居民生活用電累計增長7.18%。

根據對2013 年至2016 年各類型機組裝機容量、發電量及各產業用電情況進行分析研究，某省裝機容量增速較快，其中風電、太陽能裝機成倍速度增長，由于裝機增速遠高于用電增速，電力市場呈現嚴重供大于求。同時某省采用水電、風電、太陽能等新能源發電量全額收購的方式鼓勵清潔能源發展，某省內煤機發電空間進一步被壓縮，火電利用小時呈現持續下降趨勢。

二、某省電力市場交易情況

（一）某省市場交易發展歷程

某省電力直接交易開始于《關于某省開展電力直接交易試點的通知》（電監市場[2009]55 號），銅陵有色與國投宣城作為某省首對電力直接交易試點。近兩年某省直接交易規模迅速擴大，2014 年的直接交易規模僅占全社會電量的3%，2015 年直接交易電量規模擴大到11%，2016 年繼續擴大到24%，2017 年擴大至29%。

2014 年4 月，全國統一電力市場交易平臺某試點工程上線運行，這是國內首個正式投入運營的大用戶直接交易平臺，標志著全國統一電力市場建設邁出了實質性的一步。此次交易共有神皖集團、皖能銅陵、華電蕪湖等18 家發電企業，銅陵有色、馬鋼股份等5 家電力用戶通過交易平臺開展了直接交易。

2015 年4 月，國家發改委發布擴大輸配電價改革試點范圍，在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電價改革試點的基礎上，將某省以及湖北、寧夏、云南等省(區)列入先期輸配電價改革試點范圍，按“準許成本價加合理收益”原則單獨核定輸配電價。2016年3 月，國家發改委對某省輸配電價進行批復。

2016 年5 月，某電力交易中心有限公司正式成立，該公司依托國網某電力交易中心，以其全資子公司的形式組建。同年8 月發改委批復將某省納入電力體制改革綜合試點省份。

2016 年12 月29 日，某省能源局、某省物價局、國家能源局華東監管局聯合印發《某省電力直接交易規則》和《某省電力市場交易主體準入退出實施細則》（皖能源電力〔2016〕78 號）的通知，明確了發電企業、電力用戶、售電公司準入退出條件及交易方式、結算辦法，該細則中明確了電力用戶目錄電價保底原則、發電企業交易上限及剔除容量規則。

（二）某省準入主體規模發展

1.2015 年用戶、發電企業準入及規模。

用戶側準入：用電電壓等級35 千伏及以上執行大工業電價的電力用戶，同時符合國家《產業結構調整指導目錄》等產業政策和環保達標排放要求，單位能耗低于全省工業企業的平均水平，鼓勵高新技術企業、戰略性新興產業企業及能效標桿企業參與直接交易。根據2015 年公示結果顯示準入用戶共81 家。

發電側準入：符合國家基本建設審批程序并取得發電業務許可證，單機容量30 萬千瓦及以上的公用火力發電企業，供電煤耗低于全國平均水平。優先支持高參數、大容量、低能耗的60萬千瓦及以上的發電企業參加直接交易。由國家統一分配電量的跨省（區）電力項目不參加電力直接交易。參與電力直接交易的發電機組必須按規定投運脫硫、脫硝、除塵等環保設施，環保設施運行的在線監測系統正常運轉，運行參數達標，符合省級及以上環保標準要求。根據2015 年公示結果顯示準入發電企業共20 家，其中100 萬等級機組3 臺，60 萬等級機組23 臺，30 萬等級機組14 臺。

2.2016 年用戶、發電企業準入及規模。

用戶側準入：將準入范圍放寬到35 千伏及以上一般工商業用戶，10 千伏年用電量不低于1000 萬千瓦時的高新技術企業、戰略性新興產業企業，根據公示結果顯示2016 年電力用戶為273 家（含2015 年用戶）。

發電側準入：已放開至省調的全部公用火電機組，但“皖電東送”不能參與省內電力直接交易。參與的發電機組必須按規定投運脫硫、脫硝、除塵等環保設施，且在線監測系統運轉正常。根據2016 年公示結果顯示準入發電企業共24 家（含2015 年發電企業），其中100 萬等級機組3 臺，60 萬等級機組24 臺，30 萬等級機組26 臺，20 萬及以下等級機組4 臺。

3.2017 年用戶（售電公司）、發電企業準入及規規模。

用戶準入：電壓等級10 千伏及以上、年用電量100 萬千瓦時及以上，執行大工業和一般工商業電價，同時年用電量在100萬千瓦時和1000 萬千瓦時之間的企業，由售電公司代理參與；年用電量1000 萬千瓦時及以上的企業，可直接或委托售電公司代理參與。根據2017 年公示結果顯示準入電力用戶4000 家。

發電側準入：符合國家基本建設審批程序和產業政策，單位能耗、環保達標排放的單機容量30 萬千瓦及以上的省調發電企業，取得發電類的電力業務許可證。同時公平承擔發電企業社會責任，承擔政府性基金、政策性交叉補貼，并足額支付系統備用非的單機容量30 萬千瓦及以上的自備電廠。根據2017 年公示結果顯示準入發電企業24 家，其中100 萬等級機組6 臺，60 萬等級機組24 臺，30 萬等級機組25 臺。

售電側準入（總資產不低于2000 萬元人民幣）：代理電力用戶的總用電量1000 萬千瓦時以上，符合規定的資產、設備、經營場所、從業人員要求，財務狀況良好、具備風險承擔能力，無不良記錄，獲取供電累電力業務許可證。根據2017 年公示結果顯示準入售電公司140 家（多數民營售電公司）。

（三）某省市場交易規則梳理

2016 年下發的《某省的電力直接交易規則》主要內容如下：

剔除容量：取得直接交易資格的發電企業，合同期限內按照簽訂的合同電量剔除相應的發電容量，能源局不再對這部分剔除容量分配計劃電量。

交易方式：雙邊交易+集中撮合交易的方式，主要以雙邊交易為主、撮合交易為輔（集中撮合交易采取最高、最低報價匹配成交原則，不設報價上下限、不設統一出清價格）。

2017 年某省的電力直接交易規則主要內容如下：

交易方式：直接交易方式分為多年雙邊、年度雙邊和集中交易、月度集中交易等。其中：

多年雙邊交易為交易期間三年及以上，需年用電量6 億千瓦時以上的用戶和售電公司方可參與，協議中需明確分年的量、價；原則上分年價格不得調整，分年的交易電量需在年度交易中確認。

年度雙邊交易為年用電量在5000 萬千瓦時至6 億千瓦時之間的用戶和售電公司方可參與。

年度集中交易為年用電量在1000 萬千瓦時以上的電力用戶和售電公司均可參與年度集中交易，集中交易價格按統一出清方式形成。統一出清價與火電上網標桿電價最大上下偏差為±20%，超過20%時按20%確定。按照市場主體報價與統一出清價的接近程度依次匹配成交，差價相同時按電量多少依次成交。

月度集中交易為年度交易電量進行補充，所有的電力用戶和售電公司均可參與；市場成交及出清規則與年度集中交易相似，月度集中交易不進行容量剔除。

規則明確規定電力用戶的實際用電量大于其合同電量時，按目錄電價結算。

直接交易機組的利用系數：30 萬級常規、60 萬級常規和超臨界、60 萬級超超臨界、100 萬級超超臨界機組利用系數分別為1.0、1.2、1.5、1.7。機組市場電量上限=年度市場電量平均利用小時×裝機容量×機組利用系數。

剔除容量：簽訂年度雙邊和年度集中交易輸配電合同的發電機組，按全省電力用戶平均利用小時數和機組容量系數剔除容量，剔除的容量不再納入發電計劃。30 萬級常規、60 萬級常規和超臨界、60 萬級超超臨界、100 萬級超超臨界機組容量系數分別為1、0.95、0.9、0.85。

在此規則下，某集團在皖機組裝機結構劣勢明顯，在某省各大發電集團中平均單機容量最小，小機組占比最大，市場競爭力較弱，同時該規則對不同等級、類型的機組劃定了不同的容量剔除系數及市場電量交易上限，低等級機組可成交市場電量少，剔除容量大，進一步加大了某公司的市場競爭壓力。

（四）某省電力市場形勢分析

近幾年在某省電力市場形勢分析中，發現某省新能源采用全額收購方式鼓勵清潔能源發展，風電、光伏裝機以成倍速度增長，火電發電空間將進一步被壓縮。同時直接交易規模逐步擴大，某省火電機組計劃電量利用小時迅速遞減，火電企業為保持其發電市場份額，低價搶占客戶，同時引入售電公司主體，市場主體增加勢必競爭加劇。交易方式仍以雙邊交易為主、集中交易為輔方式開展。根據2017 年交易規則中明確，機組等級不同剔除容量系數及交易上限不同，低等級機組市場競爭壓力逐步增大，將會出現被市場淘汰的趨勢。市場競爭需要發電企業共同維護市場良性競爭，否則市場將持續進入無序競爭甚至惡性競爭。

（五）某省電力市場存在問題

1.市場規則及輔助服務建設仍需完善，確保參與各方公平競爭。某省電力市場中由于新能源采用全額收購及外來電全額消納，同時由于新能源及外來電具有不穩定性等特點，某省燃煤機組在市場中一直承擔其調峰、調頻、容量備用等輔助服務。某省電力市場中尚未對火電機組承擔的輔助服務進行補償，目前各火電單位均無償承擔調峰、調頻、容量備用等輔助服務。

2.售電公司僅充當掮客角色，未能體現其它增值服務。目前售電公司所能開展的業務，主要是作為小用戶代理的中介型的公司，以賺取差價為盈利方式，沒有能力對用戶提供能源管理、節能管理等增值服務。同時目前省內用戶主要側重在各方降價幅度上，并未對增值服務有更高要求、期望。

3. 市場主體信用機制不健全，難以提高用戶側合同履約能力。某省內尚未建立用戶、發電企業、售電公司信用考評機制，對于雙方簽訂合同執行中，僅因電力用戶或發電企業因電量偏差造成另一方損失，違約賠償由雙方在購售電協議中約定，其違約賠償執行困難，還需建立相關平臺、制定相關政策以提高各方合同履約能力。

4. 省內市場競價加劇與外來電計劃消納的矛盾。當前某省內電力市場化進程逐步加快、直接交易規模迅速擴大、新能源快速發展、外來電計劃消納都在迅速拉低省內燃煤機組的計劃電量。在市場化改革日益加深的基礎上，隨著四川水電、疆電外送等線路建成后，華東區域將成為主要的消納地區，未來西南水電、西北送華東還將陸續有多條線路投產，這對某省內的火電機組發電形勢也產生了巨大的沖擊。然而,在省內火電激烈市場競爭背景下，對于跨區域的外來電卻采取計劃性的消納，同時還需承擔著外來電輸送線路故障造成本地區電力事故的機會成本。這種計劃性的消納機制，與省內日趨深入的市場化改革的形成了一對難以調和矛盾，也為某省內的電力體制改革的繼續增加了難度，必然導致省內直接交易更為激烈。

（六）某公司應對電力市場改革策略

1.增強營銷工作意識，樹立營銷新理念。電力企業要想更好發展，必須增強對市場營銷工作意識，使之與市場發展相適應，樹立以市場、用戶需求、客戶為中心的三維營銷理念，提升需求側管理，提升服務意識，電力產品因差異較小，因此唯有了解用戶需求、提升用戶滿意度的市場拓展策略，才能維護與客戶間長期合作關系。因此在市場開拓中營銷人員要注重服務能力，樹立企業的良好形象，為提升企業在市場中的良好信譽提供保障。

2.持續健全營銷體系，實施績效考核。健全營銷人才選人、用人機制，選強配優營銷人才，加大營銷人員培訓力度，使營銷人員在市場開拓中做到報價有底，心中有數，提高營銷人員的專業水平，明確市場走向及應對措施；同時建立績效考核機制，營銷人員收入與業績、效益掛鉤；通過健全營銷體系，實施績效考核，充分調動營銷人員開拓市場的積極性。

3.做好政策研究，超前謀劃營銷工作。研究某省下發的關于電改的政策及文件，分析企業內外部市場環境及對本公司的影響，明確電改方向，依據改革動向超前謀劃市場營銷工作，提升企業市場競爭能力及明確競爭策略，改變目前被動接受的局面。

4.建立服務平臺，提升客戶管理。結合當前“互聯網+”時代特征，建立特色服務平臺，便于客戶方便、快捷了解企業運營、信用等情況，同時在線提供售后服務，及時處理、反饋用戶在用電需求中存在的問題，有效節約營銷成本等，增強企業競爭力。

結論

電力市場化進程不斷推進，目前平臺化集中交易逐步增加，隨著輔助服務市場建立，現貨市場將會迅速鋪開，當前的大用戶直接交易作為電改的前沿，以流程精簡、成效明顯被迅速地在全國各省推開，后期仍會在市場電中處于較高占比。因此發電企業需要分析客戶用電需求，提供增值服務，滿足大用戶多元化需求，建立長期合作關系，搶占市場資源，迅速完成計劃向市場的轉型。