浅析电力市场改革对发电企业的影响及对策

汤联生

摘 要：当前阶段我国新一轮电力体制改革越来越深入，从长远来看，势必对发电企业产生重大影响。随着电力市场化的不断推进，特别是电力现货市场的实施，发电企业无论是管理模式、生产方式、客户类型或者是业务收入都将逐渐发生重大变化。对于发电企业来说，怎样适应电力市场改革，在改革中寻求到一些发展和提升的机遇，成为当前阶段主要思考问题之一。本文简要介绍全国电力市场改革进程，分析了电力市场改革对发电企业的总体影响，为发电企业的转型发展提出了相应的对策。

引言

2015年国家启动新一轮电力体制改革，电力行业走上了市场化改革道路的新里程，发电企业将从计划环境下转向市场竞争环境下谋求生存和发展空间。近几年来，随着电力消费速度的放缓，电源装机容量的大幅增加，电力供需长期存在过剩失衡问题，发电企业之间竞争十分激烈。随着电力市场改革的深入推进，倒逼发电企业主动把握市场发展规律，分析改革带来的系列影响，积极应对电力市场各种挑战。

1 电力市场化改革进程

改革开放以来，我国经历了联合办电、政企分开、厂网分开的缓慢电改过程。2015年中共中央、国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》文件（中发〔2015〕9号），确立“管住中间、放开两头”的电力体制新架构，打破了电网的中间环节垄断，电力供需双方能自主确定电量和电价，还原了电力商品属性。

1.1 新一轮电改力度大，电力市场建设快速推进

中发9号文出台后，国家层面出台了一系列涉及输配电价、售电侧改革、增量配电网放开、电力交易规则等方面的政策措施。输配电价改革从深圳开始，经多次扩围于2017年全部完成核定省级电网输配电价。各省政府结合地方实际制定电力改革综合试点方案或者专项试点方案，改革措施各具特点，市场发育日益完善。全国内地省级电力交易中心全部组建完成，北京、广州2个区域性电力交易中心也组建完成，成立了全国电力交易机构联盟，形成业务范围从省（区）到区域、从区域到全国的完整组织体系。现货交易开启试点通道，批准南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区为第一批电力现货市场建设试点，广东电力现货市场于2019年5月启动试运行。

1.2 电力市场主体多元化，市场化交易电量大幅提高

近几年来，电力市场主体从原来的发电企业和电力用户，进一步准入售电公司参与市场，截至今年5月，全国在交易机构注册的售电公司约3500家，成为售电市场改革的重要推动力量，电力市场交易更加活跃，基本实现市场主体多元化，呈现竞争格局。根据电力体制改革关于有序放开发用电计划安排，市场化交易电量保持逐年大幅增加，根据中电联发布的数据显示，2016年全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，比2015年增长超过一倍，约占全社会用电量的19%;2017全年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%，约占全社会用电量的25.9%;2018年全年市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，同比增长31.3%，约占全社会用电量的40%。

2 电力市场改革对发电企业的总体影响

从长远来看，电力市场改革势必对发电企业产生重大影响，随着电力市场化的不断推进，发电企业将逐渐发生以下变化：

2.1 从计划管理阶段逐步向市场竞争阶段过渡

传统的由政府分配基数电量和由政府核定上网电价的概念将逐步淡化，通过市场竞争取得尽可能多的电量和尽可能高的电价将成为发电企业生存与发展的根本所在。在市场竞争尤其是充分竞争的现货市场条件下，效率将是发电企业的核心竞争力。市场竞争，表面上是价格的竞争，实质上是效率的竞争。只有更高的效率，才有更低的成本，才能以更低的价格取得更高的市场份额。发电企业的效率来自于项目比较优势明显、机组设备安全稳定、燃料保障有序价廉、检修安排科学合理、内部管控降本增效、外拓市场精准有效。提高发电企业的效率是一项系统工程，要求全产业链上的各个环节统筹协调，优势互补，有序推进，任何一个环节的瑕疵都会影响效率的提高。

2.2 从传统的以生产为主向以销售为主转变

随着电力市场化的推进，发电企业将逐步转变为定单企业。在电力供过于求的阶段，“以产定销”逐步转向“以销定产”，定单的多少直接决定了发电企业产能的利用水平和闲置能力。如何有效地提高竞争能力，不断提升市场份额将是发电企业的首当其冲的重要任务。

2.3 从传统的单一客户模式向客户多元化模式转变

市场化条件下，电网公司不再是发电企业的唯一客户，但仍是一个重要的客户，或是一个重要的合作伙伴。而为数众多的电力用户和售电公司将成为决定发电企业市场份额和盈利能力的关键客户。如何打造一支高素质的销售队伍，组建一个强有力的售电公司，加强用户市场的开拓，增强与电力用户的粘性，构建与电力用户良好的公共关系，已摆上发电企业的重要议事日程。

2.4 从传统的单一发电业务向多种业务并存的业态转变

电力市场售电侧改革推开后，发电企业将告别单纯发电的时代，进入以发电业务为主，发、配、售多种业务并存的时代，进入横向“多源互补”、纵向“源-网-荷-储-用”协调的能源互联网时代。业务的多元化，必然带来发电企业收入的多元化，将从单纯的电费收入转向以电费收入为主，辅助服务收入、配电网运营收入、售电业务收入、增值服务收入乃至金融收入等多元化收入并存的状态。这种变化，将对发电企业的配售电业务拓展、生产运营方式、组织机构、人才配备、信息化水平等诸多方面提出新的挑战。

3 发电企业应对策略

电力市场改革对发电企业的冲击无疑是巨大的，应该说挑战大于机遇。但只要未雨绸缪，提前介入，做好充分的准备，还是可以在改革中寻求到一些发展和提升的机遇。

3.1 项目发展方面

要尽快實现发展思路从“规模型”向“效益型”转变。电源项目的选择一定要高度重视其本身在同行业中的“比较优势”分析，关键是衡量项目在市场竞争中获取更高的市场份额的能力。对项目的经济性评估要适应发电企业收入多元化变化的特点，不仅要注重传统的电费收入情况，还要注重辅助服务收入、增值服务收入等新的收入增长点的评估。在项目建设时，要统筹考虑工程造价的节约和项目建成后运行成本的节约之间的均衡点，避免单纯注重造价的节约，而忽视了因此而带来的后续运行成本的增加。要注重产业链的延伸而带来的风险对冲和锁定的效益，积极稳妥地介入增量配电网的建设和运营，主动与电网公司合作，参股投资用户锁定多、有偿增值服务市场大、附加值高的增量配电网项目，平稳转型为发、配、售和增值服务一体化的大型综合能源公司。

3.2 生产管理方面

3.2.1 经济运行：按照电力市场交易规则，年度、月度、现货等市场交易并行开展，以及实时辅助服务交易的进一步叠加，市场机会转瞬即逝，发电安排要根据交易价格变化作出敏感迅速的反应，快速调度争取最高边际收益的电量。因此，在运行调整上要彻底改变传统计划调整的刚性，尽可能增加灵活性，电量计划要从月度进一步精准到周、到日、到时，甚至到现货交易以15分钟计时的区段。发电机组在电力市场的市场角色也要加以定位，发电成本低的机组要主攻电量市场，提高负荷响应能力;发电成本高的机组要更多的考虑调频、备用等辅助服务市场，加大灵活性改造，提高提供辅助服务的能力。

3.2.2 检修管理：在市场环境下，尤其是现货市场和辅助服务市场条件下，订单生产与计划生产最大的不同就是时间效益，时间的损失就是效益的损失。因此，要进一步增强检修计划的灵活性，根据电量、订单情况调整检修计划，按照月、周、日的电量获取情况来引领检修计划，实施精准检修，高效率检修。对于检修过程，修前做好充分评估，取消不会造成重大安全影响的低效检修和定期检查性检修项目;修中统筹优化工序安排，提高检修效率，尽可能缩短检修工期;修后加大评价力度，确保检修质量和检修效果，避免出现二次检修。对于缺陷管理，要提高有关设备调节能力方面故障的缺陷抢修处理级别，确保机组快速恢复参与现货市场和辅助服务市场的负荷响应能力。

3.2.3 煤炭调运：实施中长期交易和现货市场后，煤机上网电价由市场交易形成，煤机标杆上网电价失去对采购煤价的指导意义，针对不断变化的上网结算电价，要研究电价、辅助服务收入和煤价之间的对冲机制，煤炭的调运要紧密参考电量交易和辅助服务策略，在不同时段内找到更为理想的利润平衡点。提前建立测算模型加以指导，比如：在电力负荷需求旺盛，煤炭价格合适的周期内，适当增加煤炭调运;反之，电力负荷需求低迷，煤炭价格偏高的周期内，机组更多的参与调频、备用等辅助服务，减少煤炭调运。

3.2.4 库存管理：根据国外电力市场经验，竞争性电力市场通过价格等机制来实现电煤保供功能，政府弱化电厂“一刀切”方式的最低保供库存，发电企业自我调整的空间更大，因此煤炭库存要更为密切地参考电量计划，缩短库存量的调整周期，妥善安排库存水平，节约资金占用，减少库存损失。对于有库容的水电来说，要准确跟踪全省用电负荷情况，测算不同时期现货交易和弃水之间的可调能力，以及精确计算库存水量影响机组效率的收益，尽可能多的争取现货市场高价电量和高价辅助服务。

3.3 经营管理方面

3.2.1 区域一体化营销体系建设：区域发电集团要统筹安排所属发电企业资源，建立统一管理的运营报价、售电公司、发电企业“三位一体”的运营体系，形成以效定电、以销定修、以电定煤的经济运营体系，建立发电生产、电煤调运、竞争报价等横向业务协同的运营管理模式，形成应对市场的合力。区域发电集团要发挥好自有售电公司的作用，售电公司将无序用户归并成有序用户，通过整合电量有效减少个体用户的电量偏差考核风险，而且中小用户考虑交易人工成本和技术障碍等问题，电力用户选择由售电公司代理的趋势越来越明显。随着售电侧的逐步放开，大量中小电力用户涌入市场，仅靠发电企业营销人员根本无法满足业务需要，为争取这部分市场，需要依托售电公司和销售团队管理庞大的中小电力用户，提前签约一定规模的电量，对发电集团稳定局面，掌握竞争主动权至关重要。

3.2.2 电力市场交易管理：中长期市场加现货市场是电力市场发展的必然趋势，电力市场的收益将直接影响发电企业的经营效益甚至生存问题。中长期交易电量比重大，并且能够提前锁定收益，有效规避现货市场价格的波动风险，因此发电企业要想方设法获得较高的市场份额。针对中长期交易，首先要积极拓展电力用户，尽可能多的与优质电力大用户签订合作协议，储备好客户资源;其次要加强用户营销，开展积极健康的用户公共关系维护工作，增强用户的粘性;针对新建项目没有客户基础的情况，在没有稳定可靠的自律机制约束时，双边协商交易中可适当提高让利幅度，确保达到平均市场份额，保证基础收益。针对现货市场，要研究和推进复杂现货市场环境下的行业自律协商机制，尽可能避免恶性价格竞争，保障行业健康持续的发展。同时做好竞争的应对准备，研究市场交易规则，细致掌握电网网架结构和供需规律，以及各类型电源的各类指标，建立竞价交易的市场分析和价格测算模型，建立适应现货市场竞争的运营考核机制。

3.2.3 营销人才队伍建设：未来电力现货交易与证券交易极为相似，分析市场走势的时限性和准确性要求越来越高，亟需一批市场分析人员和报价人员，因此需要定向培养或者引进高端的经济人才和证券交易类型人才。电力交易涉及的各类生产参数多，并且交易规则随着市场主体、市場运行状况的变化而改变，交易过程需要快速测算调整价格，因此需要定向培养建模和精算人员。面对多元化的客户，合同数量众多，违约和纠纷的情况势必增多，维护企业权益的压力越来越大，因此需要适当引进法律专业人才。

参考资料：

[1]《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和相关配套文件

[2]《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）

[3]《电力系统经济学原理》，作者（英）丹尼尔，中国电力出版社出版，2007年出版