关于油田电力营销工作的思考

尹洪

油田应该抓住机遇，大力推进能源公司建设，改变用电管理、服务模式，建设新能源项目，为用户提供综合能源合同管理服务，实现转型发展。

一、电力系统运营现状

（一）电网现状

江汉油田电网始建于1966年8月，电源取自国网荆州供电公司220kV潜江变及220kV竹根滩变，主要负责油田矿区（含马25、马36油区）和荆州采油厂、物探公司、四机厂、钢管厂、原三机厂龙尾山社区等单位的电力运行、调度、维护和管理。经过50多年的建设，形成了以110kV变电站为枢纽、35kV变电站深入负荷中心的输配电网络，年供电量9亿kWh以上。

截至2018年，已建成110kV变电站6座；35kV变电站12座；10kV变电站3座。管理的电力线路117条计1090km，电网覆盖潜江、荆州部分地区，延伸至松滋、监利、天门。

（二）营销现状

油田主网（110kV廣华变、王场变、盐化变）主要从荆州供电公司外购电，执行两部制电价（即基本电价和电度电价）和功率因数调整电费。2015年4月在省经信委主导下正式签订直购电三方合同。

油田授权水电分公司进行水电专业化管理，按照目录电价和局价格文件执行，电表数据采集主要依靠人工抄录，收费采用走收、坐收、托收等方式。

二、电力营销存在的问题

（一）无转供权，对区域内可供用户无法供电，致使电网利用率低

根据现有《供电营业区划分及管理办法》的规定以及油田电网历史成因，油田不能申请供电营业区，特别是农电改造移交后，油田电网不能自行转供电（即使是供电公司的供电设施无法到达区域，仍需得到供电公司同意），供电销售量难以实现合理增长，电网利用率不饱和。

（二）营销手段落后，无系统支撑

目前油田电力营销手段落后，无成熟的营销系统支撑，人工成本高，营销模式仍处于初级阶段。

1.电表数据采集模式落后。油田电力用户计量电表为老式表，需采用人工抄录，缺乏统一的电表自动集抄远传系统、电费结算管理系统、用户营销信息库（用户服务终端）、营销在线监测等一整套信息管理系统。对用户的负荷变化不能及时掌握，也不能及时了解用户生产经营及设备的容量增减等情况。

2.收费模式落后。对居民用户收费实现了电脑开票（即采用坐收形式）和翼支付，工、商业用户收费仍然采取走收形式。油田用户缴费无法实现银行支付、互联网+、工资卡代付等现代化、多渠道的支付模式。

（三）网点布局不合理

目前油田营销收费网点有10余个，主要设置在各居民住宅小区内，看似方便用户缴费，其实缴费方式原始。目前国家电网公司推行了12种缴费方式，包括银行代缴、手机缴费等多种缴费方式。通过收费网点的拓展，可大幅降低收费中间环节的人工成本，也为将来拓展市场空间创造条件。

（四）体制僵化

油田电力主管部门在局总调，电价管理在财务处和潜江物价局。电力用户的报装需经得主管部门批准后方可实施，供电后电价按照对应文件执行。水电分公司在电网规划布局、定价、增供扩销方面的话语权不足。特别是价格形成机制产生了油田区域特殊电价，根本不存在灵活电价政策，对部分特定用户缺乏激励效应，束缚了电力营销策略的开展。

三、《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》给油田电力营销带来的机遇

（一）直购电政策。按照《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》精神，除输配电价（含线损）、政府性基金由政府定价外，市场交易价格由用户或售电主体直接与发电企业自主确定，这就为油田电网降低购电成本提供了政策依据。

（二）加强需求侧管理，扩大市场占有率，提高电力系统运营效率。“管住中间，放开两头”是电力体制改革的核心。作为两头之一的用户，油田已经按照相关程序申报成为可参加直接交易对象，并在湖北省电力交易机构注册成为市场主体。接下来，油田应加快售电公司建设，参与售电侧市场竞争性业务，完善相关的标准和条件，为正式运营打好制度基础，今后根据国家关于电力体制改革的部署和特许经营的要求，依法依规开展经营。

（三）发展新能源与能源衍生产品。按照《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》精神，新能源和可再生能源将进入产业发展的黄金期，可大幅促进经济发展、带动科技进步、提升居民生活品质，减少污染、保护环境。油田要抓住国家开放电网公平接入的有利时机，积极推进新能源和可再生能源发电，并与油田电网有效衔接，建立高信息技术的微电网与离网，组建专业化新能源服务公司，实行合同化能源管理，为大工业用户提供商业节能有偿服务。

（四）以优质电网优质服务吸引新产业、服务业进入油田，壮大油田经济。油田正在加快电网自动化升级改造，从硬件上力争打造安全、可靠的智能电网架构；另一方面，调度管理、应急保障、配套服务等软实力进一步提升，加之主网直购电价对潜在用户具有极大的吸引力。

四、对油田电力营销的建议

（一）加快能源售电公司建设

油田应该抓住机遇，立即启动能源公司建设，将“电力用户”转变为“售电公司”，取得合法供电资格，在划定的区域内将享有与国网公司同等权利，可以继续以直接交易的方式从发电企业购电，保有现有利润；还可以以售电商身份向全社会代理购售电业务，创造新的效益增长点，同时要以能源公司名义申办相关资质和安全生产许可证，做优业务链与组织架构，为外闯市场创收增效创造条件。

（二）合理建设营销站点

油田应该改变现有的用电管理模式，理顺体制机制，变“用电管理”为“电力营销”，赋予售电公司更多的电力营销权限，以便在对外商务谈判、合作中拥有更大的灵活度。油田售电公司要加快智能水电建设，夯实硬件基础，一是开展标准化建设，固本强基，提高设备运行可靠性；二是进一步争取资金对水电网络进行完善改造和智能化改造，建设坚强水电网；三是推广智能水电表应用，加快建立适应电网需求的营销管理信息系统，根据电网辐射能力，合理布局建设带有“互联网+”功能的营销站点及维护网点，并实现与银行间互联互通，用优质高效的服务质量争取更多用户。

（三）理顺价格机制吸引用户

打破油田原有价格体系，使售电公司可按照用户电力需求和市场规律，自主与用户制定灵活的用电价格。在矿区大力推行居民用户阶梯电价和分时电价，利用市场杠杆手段引导用户科学经济用电，提高电网容量综合利用效率，吸引更多用户，实现供用方的双赢。

（四）吸纳战略协作伙伴

在当前低油价和新常态形势下，油田供电保有量短期内不会回升，在与发电企业的直接交易电价谈判中就缺少了筹码，拿不到我们想要的合理价位。油田应未雨绸缪，提前应对：一是用优质的电网优质的服务吸引潜在用户来提高销售电量，增加谈判筹码；二是突破油田现有电力运营框架，在外部市场寻找合作伙伴。油田售电公司可以利用合法的渠道与其他用户（包括跨区域的大型工业用户、周边经济技术开发区、产业园区、其他售电公司等）形成商业联盟或合作伙伴，以绝对的交易电量优势和资金信誉保障来赢得较低的交易电价；三是积极研究探索电力期货和电力场外衍生品交易，引进培养专业的电力经济技术人才，为今后的电力期货交易行为做好人才储备。

（五）开拓电力营销渠道

利用油田丰富的土地资源，依托油田配网资源与消纳能力，与相关专业企业合作，在油田区域内建设新能源项目，如分布式光伏、风电、光伏+农业等项目。一方面降低购电成本，削峰填谷，有利于优化电网运行方式；另一方面充分开发油田土地资源和存量资产，带动油田农、林、牧、渔等相关产业转型升级。

（六）做好节能服务

在互联网的推动下，售电与用电服务相互渗透融合，需求侧产生新的用能需求，售电侧及时响应需求并开展节能服务，帮助用户进行能源管理，优化用户的用电模式，提高用户的用电效率，我们利用自身的技术优势为用户提供综合节能服务及节能方案设计，并从降低的能源成本中收取服务费用而获取合理的利润。（作者单位：江汉油田水电分公司营销中心）