发电集团省内省际电力协同营销策略研究

　　摘要：本文基于国内电力体制改革、交易规则与调度原则，根据某发电集团多个运营区域、多种发电类型管理经验，分别从省内、省间2方面分析研究电力协同营销策略。通过加强发电集团省内火电、新能源、售电公司协同机制，强化省内、省际间协同营销，发挥企业规模优势、纵向一体化产业链优势、横向发电协同优势，以期达到加强省际间送端与受端省份、发电企业、用户的合作联系，共享市场信息，稳定受端省基本收益，提升送端省利用小时的目的，实现区域利益最大化，为企业提高能源利用率，节能减排提供参考路径。

　　关键词：省内省际;电力协同;营销策略

　　0引言

　　随着新一轮电力体制改革的快速深入推进，市场交易电量比例进一步扩大，新型电力交易方式频现，市场竞争日趋激烈。对某发电集团电力板块而言，加快营销体系建设，发挥省内与省间营销体系协同作用，提升市场竞争力，增强电力板块盈利能力，成为当前营销工作的首要任务。

　　新一轮电力体制改革的不断深入，“放开两头、管住中间”的市场模式基本形成，输配电价监管体系基本完善，省区联网、跨区特高压互联的智能电网建设进程加速，电力跨省跨区交易的物理条件基本具备，电力交易机构股份制改造提速，电力中长期交易规则更加完善，电力现货市场开展长周期结算试运行，电力辅助服务市场实现全国全覆盖，增量配电改革稳步前行，用电成本持续降低。

　　在当前电改形势下，如何发挥好纵向一体化产业链优势和横向发电协同优势，省内、省际间的电力协同营销显得尤为重要。以下基于目前电改形势、交易规则与调度原则，通过分析某发电集团加强省内、省际间协同营销，充分发挥企业规模优势、纵向一体化产业链优势、横向发电协同优势，“以价优先、量价兼顾”，提高市场占有率。

　　1发电集团营销现状分析

　　某发电集团营销体系一般设置二级营销公司和省级电力公司下的市场营销机构。省内有所属同一但不同二级单位发电企业，各单位在电力市场中分散营销，各自为战，管理与营销资源不能有效共享。各发电企业每年自行开发用户，致使内部多个发电企业竞争同一用户，存在一定程度的内部竞争。

　　1.1营销体系缺乏系统性协同个别区域的营销体系整体协同较好，无论是跨省跨区，还是发电权交易，进行了充分沟通、统一平衡，保证了较高的交易价格，但仍存在少数发电企业低价竞争、无序竞争现象，一定程度上扰乱了市场秩序。大多数区域发电企业按容量占比分配交易电量，而不同发电企业经营管理水平、成本控制能力存在一定差距，优化配置方面仍有提升空间。

　　1.2电力营销队伍建设亟待加强电力体制改革要求发电企业市场营销人员从生产型转变为市场型，从单一型转变为复合型。发电企业电力营销工作人员主要来源于企业生产运营岗位转岗，其知识面的深度和广度难以满足电力市场环境下营销人员的工作需求。

　　2电力协同营销内容

　　2.1一体化产业链纵向协同

　　煤、电是上下游关联业务，坑口电厂一体化运行效率高、效益好;煤制油、煤化工产业是优质的电力大用户，厂矿企业厂用电与坑口电厂存在优先供电、“隔墙”售电可行性。一方面，可加大企业产业链内部协同力度，依托产业多元化优势，发电企业与本企业内部煤炭、化工等单位之间协调对接，内部优质电力大用户提前锁定。另一方面，可加大企业产业链外部协同力度，对煤矿、化工、运输等产业链的下游大用户进行“产品+电”捆绑销售，如煤、电捆绑销售，化工品、电的捆绑销售。

　　2.2风光水火横向协同

　　具备风光水火多种电源类型的发电集团，可结合需求侧负荷特性、电源结构和调节能力，客观评估并发挥系统调节能力，挖掘新能源消纳能力，根据不同电源类型发电成本及运营特点，实现不同电源的最佳运行方式、出力水平和盈利能力，进一步强化内部资源优化，引导电量流向边际效益高的电厂，做好“以大代小”“风火置换”“水火置换”、一体化电厂替代非一体化电厂等工作，提升电价水平和边际利润，实现企业利益最大化。火电方面，省公司之间可通过厂内节能调度、厂间协同调度，优先安排百万机组、超临界机组替发、多发;新能源方面，西北地区、西南地区可参与风火替代、水火替代、风火捆绑等交易形式，提高新能源消纳水平。

　　2.3发售协同

　　从欧美等国家售电侧市场结构来看，市场多为寡头垄断型竞争市场，发售一体的售电公司具有竞争优势。通过“两个全覆盖”，售电侧为发电侧优化中长期合约结构，发电侧为售电侧控制峰荷合约成本，售电侧为发电侧锁定基荷合约收益，从而实现发售两侧“互为保底、年月匹配、优化成交、相互做市”，实现发售两侧利益最大化。

　　2.4交易协同

　　发电集团内交易协同包括同区域发电企业、售电公司在上一级营销管理单位指导下，统筹开展量价申报;区域内各发电集团交易协同，内部电力营销公司、区域营销机构做好与其他发电集团、地方发电集团的信息沟通，维护行业利润;国家、地方及交易中心的政策协同，各运营单位可以研究熟悉政策，在措施制定 过程中，实现利益最大化。

　　3电力协同营销策略

　　3.1省内电力营销协同策略

　　3.1.1区域电力营销机构职能

　　发电集团可在大区设置区域营销委员会，充分发挥区域电力营销委员会沟通协调职能，增加定期召开会议频率，保持区域沟通顺畅，加强市场信息互通，进一步统一市场认识，统筹区域资源，制定区域市场营销策略，做好量价协同，为实现企业区域利益最大化作出贡献。

　　3.1.2各类市场交易

　　吃透交易规则，提早布局客户市场，按照“保量、稳价、增利”原则，发电集团可全方位参与争取年度优先发电权和电力中长期交易工作，稳固电力销售。企业规范交易组织协同机制，建立发售两侧交易风险对冲机制，在年度长协交易、月度竞价、增量挂牌和发电权转让等交易中，发售两侧严格服从区域统一指导协调，精准执行交易方案，实现整体收益最大化，提升区域的话语权和影响力。重点拓展大用户直供电业务，建立健全大用户客户管理系统，全面掌握本地区大用户用电需求和用电特性，实施分类管理;提供能源管理、需求侧管理等差异化增值服务，努力扩大市场份额;对于直供电比例高的区域，加大安排市场落实程度好的项目建设计划，及时满足客户需求。

　　3.1.3发售一体化

　　省级公司要建立灵活高效的发售两侧营销协同和利益分配机制，打造“发售联动、电量互济、价格互保、利益共享、风险共担”的电力营销模式，组织做好交易电量向内部售电公司倾斜，提高售电公司代理内部电厂电量比例，提升市场占有率。区域层面建立省公司、发电企业、售电公司“三位一体”的营销管理体系，省公司按照“统一协调、统一管理、统一竞争、统一平衡分配电量”原则，负责电量销售业务的统一管理组织、协调监督、评价考核等;发电企业是安全生产和电热量销售计划执行主体，实行企业内部的经济运行、发电成本控制;售电公司是市场竞争的主体，按照专业销售公司的运营模式实行市场化管理，负责外部市场开拓。

　　3.1.4区域电厂协同替代交易

　　开展火电以大代小、一体化与非一体化火电厂之间、火电和清洁能源之间的各类发电权交易，抓好量价协同，优化资源配置，提升发电收益。重点做好百万机组“以大代小”“水火替代”以及“风火替代”交易。挖掘区域自备机组电能替代空间，提升负荷率，协调政府、电网、新能源企业和自备用户，积极开展电能替代交易，释放发电空间，促进公用机组负荷率提升。

　　3.1.5电力营销快速决策响应机制

　　建立“快速响应、风险可控、循环评估、持续完善”的市场报价决策机制，具体做法有几方面：①拟定中短期营销策略方案。②建立定期决策分析会议机制和重大要素变化应对会议机制。③根据对经营收益的影响程度建立分级决策机制。④建立风险事项分级清单，全面反映风险因素，对应不同风险级别，采用不同决策等级。⑤建立交易分析评估机制，定期评估与专项评估相结合，确定评估要素和标准、方法，持续改进决策机制和效果。⑥逐步归集汇总交易决策经验，逐步完善交易决策基本原则、禁忌事项、策略技巧。⑦建立标准化交易决策和执行流程。⑧逐步探索尝试区域集中交易模式。

　　3.1.6开拓市场创新营销模式

　　根据用户需求进行定制服务。市场化售电必须以客户为中心，研究分析客户、服务客户、发展客户，才能实现效益。应重点围绕客户需求，提供差异化服务，通过不断创新服务内容和服务方式，吸引客户资源，提高客户服务质量。实力雄厚、技术能力较强的售电公司可拓展综合能源服务，通过水电气等多能源产品一体化供应、一站式服务获得综合经济效益。积极拓展增值服务。

　　为客户创造增值价值的同时，与用户共同分享增值利益。如以合同能源管理等模式通过效率提升共享收益，针对客户用能项目工程咨询、设计和施工等收取不同服务费用，通过设备故障维修、设备检测、设备托管等服务“套餐化”收费。为用户提供专业的用电用能增值服务，在拓宽收入来源的同时提升服务客户水平，确保售电公司长远发展。创新“售电+”。加大以大数据挖掘、高质量信息和数据处理经验为方向的市场能力建设力度，通过“互联网+”，实现发电侧和用户侧的信息互联，为客户提供优质、高效的智慧能源综合服务。

　　3.1.7增量配网和综合能源项目

　　以分布式能源和多能互补项目为切入点，通过全资、控股、参股等多种形式，积极参与投标国家增量配电改革试点，参与增量配电网建设，寻找新的业务增长点。充分发挥电厂在综合能源服务方面的能力优势和竞争优势，通过综合能源服务建立和维持与战略用户的稳定关系，依托工业园区、城市社区开发建设，以多元清洁供能模式，突破单一发电业务的束缚，探索发展“风(电)、光(伏)、(燃)气、(地)热互补，电、热、冷、水联供，发展循环经济产业园分布式能源微电网系统，实现发、购、配、售一体”的综合能源供应商服务，培育新的业务板块与效益增长点。

　　3.2省际间电力营销协同策略

　　3.2.1跨省区多级营销联动体系

　　省间电力营销应遵循“依法合规、效益优先、量价协同、价值创造、风险可控”原则，提高供给侧与需求侧有效衔接，相关单位多级联动，实现企业整体效益最大化。电力营销公司负责组织开展省间电力市场营销，牵头联系北京、广州交易中心，组织送、受端省区相关单位联合开发省间市场。区域电力营销委员会是各省区市场交易组织协调机构，在电力营销公司指导下，组织协调所在省区发售电企业统一开展市场交易。省公司是省间市场营销的责任主体，在区域电力营销委员会组织指导下，负责本单位省间市场营销管理工作。发电企业和售电公司是省间市场营销的实施主体，在子分公司管理指导下，落实省间电力营销具体工作。

　　3.2.2跨省跨区价格机制

　　煤电配套电源及时掌握送受两端交易电价调整政策，积极对接北京电力交易中心和有关电网企业，争取按照受端有关政策调整年度剩余合同价格，并在月度和年度交易中，按照受端价格浮动范围组织交易，扣减输配电价形成送端上网电价。协同做好年度电力交易。受端省公司负责好送端配套电源的市场开发工作，送端省公司积极配合。电力营销公司加大省间交易牵头力度，加强与国家主管部门协调。各单位应以大局为重，保障配套电源由计划向市场平稳过渡。

　　3.2.3内部协同机制

　　根据省间“计划+市场”双轨制运行的实际情况，省间市场营销包括计划协议、市场交易2方面，计划协议管理内容包括年度计划、月度计划、对标评价3项工作，市场交易管理内容包括协同自律、客户开发、分析评价。计划争取方面，电力营销公司负责组织开展国调电厂年度计划争取，代表集团公司与相关省区政府部门、国家电网进行沟通。相关子分公司负责组织开展国调分中心调度电厂、跨省级调度电厂年度计划争取，落实与相关省区政府部门、电网公司沟通工作。

　　协同自律方面，电力营销公司负责相关发电集团层面的协调，相关子分公司负责区域市场协调，加强内外部沟通，理性有序参与市场，坚决杜绝低价恶意竞争，共同维护市场秩序。客户开发方面，在双边协商交易中，电力营销公司负责确定相关子分公司间的合作机制，配合受端省子分公司进行客户开发工作;受端省子分公司负责实施客户开发工作。

　　4结语

　　从工作实践角度研究了发电集团省内、省际间营销协调策略，建议进一步发挥区域电力营销委员会指导、沟通、协调职能，以省公司为主体，要加强对区域电力市场形势分析研究，统筹区域营销策略，建立健全“专业、高效、灵活”的适应电改新形势的电力营销管理体系和生产运营模式。省际间协同方面，进一步强化“管办分明、区域协同”工作要求，优化集团公司跨省区电力资源配置，建立跨省区多级营销联动机制，强化省间重点输电通道情况分析，建立内部高效协同机制，确保配套电源入市后电价同步提升、盈利能力不下降。

　　作者：张玉平，石天文，黄楚天