基于电力市场化改革背景的发电企业经营发展对策研究

2022-12-06唐炯章陈旻芳张继广魏法国周保中朱文斌

企业改革与管理 2022年21期

唐炯章陈旻芳张继广魏法国周保中朱文斌

（1.福建棉花滩水电开发有限公司，福建龙岩 364000；2.华电电力科学研究院有限公司，浙江杭州 310030；3.华电山东能源销售有限公司，山东济南 250062）

2015年，中发〔2015〕9号文的颁布，标志着新一轮电力体制改革正式起步。自新一轮电力体制改革以来，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省（区、市），形成了多试点开花、多模式探索的格局。随着全国统一电力市场体系建设的提出，电力市场建设将进一步加快。由于我国电力体制改革尚处于发展阶段，与国际成熟的电力市场相比，市场顶层设计、运行机制等方面还存在一些亟待完善的问题[1，2]。发电企业作为电力市场的重要市场主体之一，电力市场化改革促使发电企业传统的计划电转向市场电，发电企业经营模式转换为“内管成本，外兼市场，量价竞争”的模式，对发电企业经营和管理产生巨大影响。发电企业有必要系统地掌握电力市场发展趋势，并在激烈的市场竞争中积极地做好应对和准备。

一、我国电力市场建设现状及面临的主要挑战

（一）我国电力市场建设现状

新一轮电力体制改革要求坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府监管方式、建立健全法治体系；重点任务是构建有效竞争的市场结构和市场体系[3]。

新一轮电力体制改革以来，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省（区、市），形成了多试点开花、多模式探索的格局。输配电价监管体系基本完善，实现了所有省级电网和区域电网输配电价核定的全覆盖；发用电计划持续放开，2021年全国市场化交易电量占全社会用电量比重达到45.5%；中长期交易市场逐步完善，交易品种不断丰富，交易规模持续扩大，第一批8个试点省份启动长周期结算试运行，新增第二批6个现货市场建设试点，电力辅助服务市场实现全国全覆盖；配售电业务加快放开，多元化市场主体参与配售电业务格局初步形成。我国电力市场建设持续深入，初步形成在空间范围上覆盖省间、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务等交易品种的市场体系结构，全国统一电力市场体系建设于2022年1月正式提上日程，电力市场建设进程加快。

（二）我国电力市场建设面临的主要挑战

结合当前我国电力市场建设总体进展，对照我国电力体制改革总体目标，我国电力市场建设面临的挑战主要包括：一是市场结构和市场体系有待优化。有效竞争的市场结构尚未建立，需要深化电网主辅分离，将垄断行业竞争性业务全面推向市场，进一步激发配售电主体活力，优化市场结构。统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系尚未形成，需进一步加快建立和完善以中长期交易为基础，现货交易为补充的市场交易机制，不断丰富交易品种，推动电力交易机构独立规范运行，健全市场体系。二是电力价格机制有待完善。进一步完善电价形成机制，加快完善输配电价体系，完善增量配电价格形成机制，形成主要由市场决定价格的机制。进一步处理电价交叉补贴，妥善处理不同地区、不同电压等级、不同类别用户之间交叉补贴问题。三是治理能力和监管有待加强。进一步理顺政府和市场的关系、作用边界。进一步建立健全监管机制，提升电力监管效率和治理效率。四是法律法规体系亟须健全。加快推动电力法律法规修订工作，及时体现电力体制改革成果，健全电力法治体系。

二、电力市场化改革对发电企业的影响

电力市场环境下发电企业作为电力市场建设的重要参与主体，电力市场化改革促使发电企业传统的“计划电”转向“市场电”，发电企业经营模式转换为“内管成本，外兼市场，量价竞争”的模式[4]。发电企业新电改前后经营发展方面对比情况如表1所示。

表1 发电企业新电改前后经营发展方面对比情况表

在电力市场化新形势下，发电企业在以电力为主的多能供应销售和以客户需求为中心的能源服务等业务领域将面临更多机遇，但同时面临市场竞争加剧、节能减碳和灵活性压力提升、盈亏不确定性因素增加、竞价决策能力建设等企业经营和发展方面的挑战。

（一）进入售电领域和新增配电领域，延伸产业链条，有利于发挥产业化优势

发电企业进入售电领域和新增配电领域，有利于发、配、售一体，产销对接，拓展经营发展空间，形成综合能源供应和服务企业；有利于优化资源配置，让大型火电或低成本水电机组多发电，提高企业盈利能力。

（二）完善的市场机制，有利于促进发电企业的多元化发展

电网公平无歧视开放、各市场主体公平竞争、引入配套的清洁高效能源激励机制、积极发展分布式电源等政策，对新能源、分布式、微电网等的发展起到积极的促进作用，发电企业也会在这些领域加大投资和技术投入，实现发电产业的多元化发展，不断优化自身产业结构。

（三）盈亏不确定性增加，对竞争决策能力提出了更高要求

随着市场交易价格和燃料价格的波动，发电企业面临影响盈亏的因素更为复杂，经营中的不确定性大幅增加。同时，要求发电企业构建适应新形势的运营体制机制，提升竞价决策能力，培育专业化的市场营销人才体系。

（四）节能减碳和灵活性改造给发电企业带来更大压力

在国家“双碳目标”战略引领下，随着以新能源未主体的新型电力系统和电力市场体系建设推进，要求发电企业加强节能、供热、灵活性改造，积极提高市场竞争力并降低生产成本，增强市场盈利能力和市场收益。

（五）用能方式改变与用户参与对发电企业带来新的冲击

随着新能源价格激励、需求侧管理、分布式投资建设等机制相关机制的不断完善，未来的用能方式将显著变化，用户不仅是消费者，还将通过光伏、储能等手段成为电能的生产者。大量分散式发电用户的出现将催生更多市场主体的诞生（如虚拟电厂），从而为发电企业带来更大的竞争压力。

三、发电企业基于电力市场化改革的经营发展对策

结合对我国电力市场改革发展趋势和阶段的判断，发电企业应主动适应电力体制改革新形势[5]，积极应对市场竞争，加快市场营销管理转型和价值创造能力提升，主要应对电力市场化改革的措施及建议如下。

（一）全面转型升级，强化资产优化工作

发电企业需高度重视资产优化工作，全面转型升级，统筹考虑增量和存量问题，坚持做优增量、盘活存量、主动减量，实现可持续发展。一是优化增量发展，坚定绿色低碳发展道路。加快发展可再生能源，坚持集中和分散结合，规模和效益结合，统筹布局“三北”、中东部和南方区域风光资源，积极抢占优质风光电资源。因地制宜发展燃煤热电联产、燃气热电联产和风电供热项目，探索推广智能供热、热电一体化运营等相关工作，保障发电企业健康可持续发展。二是盘活存量资源。积极推进存量煤电机组节能改造、供热改造和灵活性改造，提升机组经济性、环保性和灵活性，优化盘活老旧小火电机组。三是主动减量减负。一方面，老旧小火电机组发电企业高能耗必然带来高成本，电价竞争力弱；另一方面，面临长期亏损，如果改造后不能盘活资产，发电企业应考虑关停高能耗的小机组，主动减量减负。

（二）做好运营优化，全力拓展市场份额

以市场营销为龙头，强化运营优化，提升市场份额和效益。一是强化内部运营优化工作。加强燃料及成本管理，做好电量结构优化，积极开展电量优化替代，统筹考虑“水火打捆”“风火替代”等方式，促进清洁能源消纳；加强发电效益和竞争能力管控。按照效益最优原则，动态优化区域内不同发电板块发电顺序、发电时机、负荷分配和机组运行方式，统筹市场电量分配和转移，确保竞争能力和电量效益最大化。二是强化外部市场开拓。面对经营性发用电计划的全面放开，量价统筹参与各类型市场竞争，积极参与跨省区外送市场交易，优化跨省区交易工作。因地制宜地拓展热力市场，挖掘供热潜力，推进新兴热力、制冷市场。

（三）强化市场营销，构建专业化营销体系

发电企业应以实现效益最大化为目标，优化整合企业资源，一是构建适应市场化竞争的市场营销组织体系，组建售电公司和交易报价机构，打造市场化专业化市场竞争营销管理体系；二是建立适应快速变化和充分竞争的市场运营机制，强化生产和营销协同，电厂的燃料供应、运行方式、检修维护、技术改造等均以市场营销需求为导向，完善风险管控机制，重视激励考核机制建设；三是充分借助数字化仿真和计算工具开展报价工作，重点加强报价决策系统建设，强化出力优化、负荷预测、电网潮流分析、价格预测、市场出清模拟、成本分析等技术应用，提高辅助决策的智能化水平；四是高度重视专业营销人才的能力建设。加强人才队伍培训，提升销售、交易、报价专业化水平和政策分析研究能力。

（四）创新商业模式，积极布局综合能源服务业务

创新商业模式，积极布局综合能源服务业务。借助发电企业自身品牌、技术、资源优势，依托“云大物移智链”信息化技术，以用户为中心，发挥能源供应核心优势，以能源服务为着力点，推动发电企业向朝综合能源服务商转型。主动研究用户需求，细分用户市场，抢占传统能源市场，推动冷热电三联供，提供多种能源产品组合、辅助服务产品、调峰产品等，同时为客户提供用能诊断、设备运行维护、合同能源管理、用户用电侧智能化改造等增值服务。打造客户服务体系，搭建客户服务平台，完善服务标准，规范服务流程。强化综合能源服务生态圈建设，联合电网企业、能源企业、设备供应商、能源服务商、电商企业、通信企业、咨询服务机构共同开发综合能源服务项目，实现互利共赢。

（五）强化政策及市场研判，做好应对策略储备

一是积极影响政策规则制定。积极配合国家和地方电力体制改革相关工作，加强政策研究，主动争取有利政策。积极参与跨省及省区等各品种电力交易规则的完善修订工作。二是强化市场研判。区域层面强化市场研判和政策分析能力，结合资产特点，合理制定区域市场竞争策略和未来发展规划，抢抓市场机遇。做好市场结算和风险管理研究工作，识别现货价格波动风险，发挥中长期交易合同避险作用，加强客户信用管理，做好风险防范。做好应对策略储备，增强应对市场化竞争的能力。