摘要：“十三五”时期，经济发展进入新常态，经济结构从增量扩能向调整存量、做优增量并存调整，随着电力体制机制改革加快推进，发电行业市场环境也发生重大变化，企业经营进入下行通道，本文从分析电改当前形势及对发电企业影响入手，探讨发电营销策略，从而提高电力生产和使用效率，提高电力服务质量和水平，积极应对煤电行业面临的严峻困难和挑战。
关键词：经济新常态;电改核心内容;电改形势;发电营销策略
一、经济新常态下的用电消费走势
1、经济新常态的主要特点
近年来，我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的阶段演化，经济发展已经进入新常态，其主要特点：一是速度变化，即从高速增长转为中高速增长。二是结构优化，即经济结构不断优化升级。经济发展方式正从规模速度型粗放增长转向质量效率型集约增长，经济结构正从增量扩能为主转向调整存量、做优增量并存的深度调整。第三产业、消费需求逐步成为主体，城乡区域差距逐步缩小，居民收入占比上升，发展成果惠及更广大民众。三是动力转换，即从要素驱动、投资驱动转向创新驱动。
2、经济新常态下的电力消费弹性系数走势
未来电力消费弹性系数将保持较低水平。电力弹性系数同产业结构、节能政策、城镇化水平及能源效率有很强的关系，基于产业结构调整、节能减排政策实施，城镇化率提高，以及能源效率提升，结合发达国家相似阶段的发展经验，预测我国2020年前电力消费弹性维持在0.5-0.6左右的可能性较大。依据十八大确定的2020年GDP比2010年翻一番的目标，预计2020年前经济增速保持6.6%，在电力消费弹性系数0.5-0.6的情况下，预计2020年前电力消费年均增长速度在3.3%-4%之间，2020年全社会用电量将达到6.7-7万亿千瓦时。
3、经济新常态下的用电消费走势
经济新常态下的用电消费也相应进入“增速换挡”期，即从过去高速甚至两位数增长进入4%～6%的中速增长新阶段。预计“十三五”用电消费年均增长4%～6%。从地区分布看，东部地区仍然是全国用电负荷中心，但用电增速和占全国的比重将逐步下降。从用电结构看，第三产业和城乡居民用电可能中高速增长，占全社会用电量的比重稳步提升；第二产业用电增速回落，其中高耗能行业继续中低速增长，而新型战略型产业用电保持中速增长。2020～2030年期间，用电消费再次换挡到2%～4%的中低速周期，东部地区用电低速增长。用电消费在2030年左右基本达到饱和，开始进入2%以下的低速增长周期。
二、电力市场化改革形势分析
(一)新电改的核心内容
新电改的核心内容为：“三放开、一独立、三加强”，指的是放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，公益性调节性以外的发电计划放开，交易机构相对独立，加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。
本次电力体制改革，将坚持市场化方向，使市场在资源配置中发挥决定性作用，提高电力生产和使用效率，实现资源优化配置，提高电力服务质量和水平。电力市场化建设的总体目标是建立市场化交易体系和价格形成机制，形成统一开放、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的现代电力市场。国家在推动电力市场建设上，计划做三方面工作：一是积极培育多元市场主体，鼓励社会资本参与投资发电、配售电等电力业务，为电力市场化交易创造条件。二是加快电力市场交易平台和体系建设，推动形成能产生价格信号的交易机制，实现节能环保经济调度，使价格信号有效地引导电力投资、生产及消费。三是强化市场监管，确保市场公平开放、有序竞争。
(二)当前电改形势
2017年是电力体制改革深化年，国家将全面推广、全面深化、全面加快电改进程。积极推行“四个有序加快”：有序加快放开发用电计划，有序加快放开配售电业务，有序加快放开竞争性电价，有序加快放开交易机构交易业务范围；推动 “四个规范”：加快规范输配电价，加快规范优先发电权计划优先购电权计划，加快规范自备电站，加快规范局域网和增量配网；推动“四个加强”：加强电力交易机构建设，加强电力行业综合监管，加强电力行业信用体系建设，加强电力市场信息共享。
（三）电力市场化改革对发电行业影响分析
1、作为电力市场化改革的切入点，全国大用户直接交易规模迅速增长，直供电交易竞争日益加剧。
2014年国家在安徽、山西、云南等三个省进行了直供电交易试点，2015年以来各省直供电规模不断扩大。全国平均预计达到全社会用电量的30%。在临近电力市场化改革的前提下，各发电集团纷纷主动出击，与各大电力用户积极对接，寻找优质用户，有的签订长期合作协议，以图在电力市场竞争中抢占优势资源。当前直供电交易存在如下特点：一是各地交易规则不一。大都对规模进行了控制，并按一定规则剔除基本电。二是大用户直供电交易模式让有成本优势、管理优势的电厂获取更多利润，实现了一定程度的优胜劣汰。不过，目前大用户直供电的交易模式还是以计划为主、市场为辅的电力购销体制，未形成市场主导、市场主体充分参与的价格形成机制。三是拥有地方背景的能源企业占有优势。四是当前在直供电规模不断扩大的表象之后，政府扮演主导推进的角色，让地方电力用户在发电企业的竞争中受惠。
2、电煤高位运行，市场化交易电量规模进一步扩大，将导致煤电设备利用小时进一步下降，煤电企业效益受损严重。
市场化交易导致煤电度电平均降价幅度将比2016年收窄，但总让利规模预计将超过2016年。根据国家发改委、国家能源局联合下发的《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行[2017]294号），2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年煤电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年煤电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。可见，2017年市场化交易规模将进一步扩大，预计全年市场化交易电量规模可能将超过1.5万亿千瓦时。在电煤价格高位运行导致煤电行业经营亏损，以及电力供应仍然总体宽松的形势背景下，一方面煤电企业为了抢夺电量，市场化交易竞争依然激烈，另一方面，高煤价下煤电企业度电成本明显提高，预计市场化交易中度电平均降价幅度将收窄至5分/千瓦时以内。
煤电设备利用小时进一步下降，继续成为影响煤电行业效益的重要因素。2016年煤电设备利用小时已降至1964年以来的年度最低水平，预计2017年煤电设备利用小时继续下降100小时左右。考虑到自备电厂（目前全国已超过1.3亿千瓦，绝大部分为煤电）发电设备利用小时远远超过全国平均水平，全年公用煤电厂发电设备利用小时很可能降至4100小时以下，导致发电边际成本继续上涨，成为影响企业效益的重要因素。
3、政府管制的电量计划份额将会逐步减少，计划电开始成为市场电的配角。
电力体制改革总的思路是管住中间，放开两头。电力体制改革首先改变了电网企业的经营模式，深圳、内蒙古地区输配电价试点的启动，则意味着电网依“购销差价”为主的经营模式的终结。
推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用。根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划，鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆对发电企业而言，在目前相对宽松的电力供需形势下，随着电改推进，市场化交易电量将增加，电厂之间对市场和客户之间的竞争将加剧，以往发电企业赖以生存的计划电量随之缩减。电力体制改革进一步把发电企业推向了市场，对发电企业的压力更大。
4、售电侧改革为发电企业进入售电环节带来巨大的想象空间。
售电侧改革的实质就是实现售电环节的市场化，放开输配电通道、放开售电业务、放开电量计划、放开电价核定。这就要求电力用户具有向不同的市场主体购电的选择权，电力生产企业可以选择向不同的用户卖电，电能买卖双方自行决定电量、电价，电网公司为买卖双方开放电能交易的物理通道，市场上拥有可供选择的多家专业化售电公司，为用户购电提供服务，建立规范的市场交易机制和交易平台，而这也是本轮电改的目标。
新的售电市场的试点可能主要有三种模式：一是将报装受理、供电方案制定、工程施工作业、验收接电、签订供售协议、抄核收、事故报修等业务，从供电公司分离出来，成立机构，或独立或留在供电公司独立核算；二是只将售电业务的抄核收业务及报修业务分离；三是允许社会资本设立电力分销机构。
在售电侧放开后，发电企业可以成立售电公司进行售电，这将带来电力市场营销模式的重大变化。未来包括电网企业、发电公司、节能服务公司、供水及燃气等公用事业单位、电力设计企业、互联网技术企业等均有机会进入售电市场。
5、电力体制改革将促进电厂效益分化。
电力体制改革后，在交易电竞争为主、计划电分配为辅的情形下，火电企业盈利受发电利用小时数和交易电价、交易电量影响更大，因此业绩周期性波动也将加大。电力供求偏宽松环境下，火电电价有望进一步下调。水电具有成本优势且优先调度，电改背景下，竞争力强化且有一定程度提价预期，行业盈利能力有望进一步提高。电改对新能源影响较小，将来随着可再生能源配额制的推出，对风电、光伏和生物质发电将形成利好。
发电计划放开之后，竞争将造成市场分化。尤其是拥有优质水电、坑口煤电、核电等成本较低发电资产的企业，以及形成规模效应的发电集团将在市场竞争中占有优势地位。
6、催生能源互联网企业，以满足客户的多种需求。
目前，电网公司24小时内排除故障，仅仅是满足了客户的基本需求——有电可用。未来，电力和互联网深度融合，可以满足客户更高层的需求，这其中包括能源服务和电力调配。
在欧美国家，电力、互联网的深度结合，致使大量创业型的能源互联网企业应运而生，满足了客户的各种不同需求。这必定在中国电改后得到复制。对民用电力客户而言，电力与互联网的结合，可以帮助用户随时了解电力供求信息，更精准有效地使用廉价能源。在美国，用户通过智能手机，可以远程调控家用电器，帮助业主节约成本。对于工商用户，电力互联网能够帮助企业主清晰了解能源即时价格的变动。对于电力质量有着特殊要求的电力用户，能源互联网服务商能够提供全套的能源管理解决方案。
国家推行“互联网+”行动计划，推动移动互联网、云计算、大数据、物联网等与现代制造业结合。如果互联网与电力销售结合，电力用户的购电就可以复制淘宝购物的模式，可以任性地选择任意一家公司提供供电服务，自由选择服务态度好、电价优惠多的服务商；电动汽车、储能设备、分布式能源、用户、智能电网将构成新的电力交易体系。
三、发电营销策略
(一)积极面对电力市场化改革，宣传并建立新的营销管理理念。
市场化改革必然推进发电集团从以能源生产型为主的企业向能源生产和销售型企业转变，电(热)销售将作为一项重要的工作业态纳入管理，营销将提升至与生产并重的层次。因此，一是要加强培训，树立大市场营销理念，要改变过去基于电网公司、政府的线状营销管理理念，把市场营销定位为企业经营的核心业务，建立与电网、政府、竞争伙伴、电力用户深度关联的面状营销思维，确立以市场竞争为核心的新理念。二是要积极参与国家、地方有关电力体制改革方案的研究，研究好、执行好国家、地方出台的电力改革政策，努力争取更加公平的电力营销环境，并将其转化为营销工作的优势。
(二)运作好售电公司，建立“以市场为导向，以客户为中心”的电力市场营销体系。
目前，由于现阶段的营销业务相对单一，改革将使公司营销工作面临领域更广、对象更多、难度更大的挑战。我们必须转变业务格局，创新商业模式，建立新型竞争型营销管理体系，实现从协调性营销向竞争性营销转变。要加大布局配售电业务和需求侧增值服务研究，成立隶属于区域公司的售电公司，负责区域所属电电厂的售电业务。随着国家电力市场化的进程，延伸开展用户用电服务，探索开发互联网用电服务业务。
（三）积极应对电力新常态，积极拓展电力交易市场，抢占优质客户资源。
目前电力产能过剩问题突出，全国电力装机已经相对过剩。国有企业增长速度由快向稳转变,发展方式也由规模扩张型向质量效益型转变。这是企业适应新常态和未来竞争的必然要求。国内经济增速放缓的新常态，也必将使电量增长进入较低水平的新常态。同时全国电力装机仍在高速增长，而发电利用小时数普遍下降，电力过剩凸显，市场竞争将日趋激烈。在这种情况下，开拓市场是唯一的选择，把市场交易作为重要途径，来抢占优质用户。特别强调的是，在电力市场建立的初期，谁先占有优质资源，谁占有的资源多，谁就能引领市场，谁就能获得市场第一桶金。
(四)推动火电机组灵活性改造，深度挖掘设备调峰能力，实现所发电量效益最大化。
相关预测显示，“十三五“期间，“三北”地区共缺少调峰容量4500万千瓦，同时平抑新能源的不稳定出力，实现弹性、灵活性调节和吸收高比例的可再生能源依然要靠火电，在支持煤电机组灵活性改造的相关政策方面，《电力发展“十三五”规划（2016-2020）》提出了“建立调峰、调频、调压等辅助服务市场，完善电力调峰成本补偿和价格机制”的要求。
火电企业定位已经在发生变化，下一步在调峰等辅助服务方面将肩负重任，要跳出单纯依靠高利用小时数盈利的常规思路，从原来的单一注重发电量转变为争取综合效益最大化而进行负荷调整，完成由生产企业到经营企业的转变。根据目前电力市场形势，火电机组适应电力新常态参与电网深度调峰成为一种必然，集合电网负荷率，确定机组是抢发电量还是参与调峰将是获得经济效益和社会效益双丰收、加强机组在市场竞争力的一种重要辅助手段。
(五)积极推动发电行业自律，防止行业恶性竞争。
要积极与其他发电企业联系，继续推动整个行业市场中进行自律，防止由于恶性竞价导致整个行业全面亏损，促进发电行业良性发展。公司在管理上要进一步通过营销工作和市场压力倒逼管理提升，提高经营成果，落实公司提质增效工作要求。
(六)强化营销核心地位，加强营销制度建设和人才队伍建设。
要认识到营销工作的重要性，当前营销工作对公司的长远发展有重要意义；要转变观念，加强组织领导，明确营销工作任务和目标，要制定可操作、可考核、能量化的目标，同时加强对整个过程的管理和监督考核；要开展全员营销，确保充分调动各级人员的积极性，减少顾虑，推动营销工作顺利开展；要结合管理模式不断变化、管理要求不断提高的新常态，及时补充修订完善相关制度，要将具体实施办法落实到制度中去，做到有章可循。使制度内容明确，具有可操作性，从而完善体制机制，加强人员培养，促进管理提升。
参考文献：
[1]吴立强,煤电行业2017年经营形势分析,《中国电力企业管理》2017年4期
[2]冯义军，火电灵活性改造的华能丹东样本，《中电新闻网》
论文作者:王春国
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/12
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