2015 年以来，我国电力体制改革以能源“四个革命、一个合作”能源安全战略为指导，持续深入推进电力行业体制机制改革，电力市场化改革已进入深水区、核心区和关键期，发电企业面临的市场环境发生了重大变化。中电联2018年数据显示，2018年全国电力市场交易电量规模为20654亿千瓦时，占全社会用电量比重达到30.2%。四年来，电力市场改革容易推进的部分已经基本完成，剩下的全是复杂、敏感、艰巨的“硬骨头”，电力体制改革进入攻坚阶段。
2019年国家发展改革委、能源局力推进多项电力体制改革重点工作，一是确保完成一般工商业平均电价再降10%的目标任务，进一步释放改革红利为企业降费减负；二是电力交易中心进行股份制改造，推进交易机构相对独立运营；三是全部放开经营性发用电计划，发用双方电量、电价将通过市场化交易实现；四是开展第二轮输电成本监审，通过核减不相关、不合理费用，进一步降低用能成本；五是推进燃煤机组上网电价形成机制改革，实行“基准价+上下浮动”机制；六是印发可再生能源和非水可再生能源配额制实施方案，设定各省区消纳责任权重，由售电企业和电力用户共同承担消纳责任；七是推进电力现货市场建设，要求8 个试点区域在6月30日前试运行，其他省份上报电力现货建设方案和时间表。这些工作措施将进一步推动电力体制改革朝着“统一、开放、竞争、有序”的方向发展，有利于实现更大范围、更加科学的资源配置，有助于充分释放改革红利。同时，随着市场交易电量比重大幅提高和交易方式更加多元化，发电企业运营将面临全新的机遇与挑战。
发电企业面临的机遇与挑战
机遇。从宏观上看，我国经济发展仍处于并长期处于重要战略机遇期，经济发展长期向好的基本面没有变，经济持续增长的良好支撑基础和条件没有变，经济结构优化的前进态势没有变，这为发电行业的经营发展确定了宏观政策背景支撑。在新一轮的结构调整中，能源行业进入新旧动能转换期，新的电力需求正在形成，传统能源绿色开发和清洁高效利用是大势所趋，电源建设得到有效控制，为长远供需平衡奠定了基础。从发电集团自身看，新电改有利于形成发电侧结构调整和转型升级发展的外部倒逼机制，根本上消除计划电量体制对以规模扩张为主的外延式发展方式的依赖。新电改有利于重塑发电侧，促进发电企业在经营理念、发展战略、商业模式、客户服务、提质增效等方面顺势而为，与时俱进。新电改有利于发电企业延伸产业链，实现发、配、售一体，优化资源配置，实现全产业链经营，培育新的利润增长点。新电改有利于激发发电企业提高管理水平的内生动力。电力市场的竞争将更加公平、充分、直接，发电企业比拼的是市场的竞争力，发电企业要在市场竞争中胜出，要看哪个发电企业的技术经济指标最先进。
挑战。一是电力市场竞争更为激烈。市场交易环节的竞争从无到有、日趋激烈；由同质性竞争逐步演化为同质竞争为主、差异化竞争为辅的复杂形态；竞争领域以成本竞争为主，并逐步扩大到价格竞争、用户市场的争夺、用电服务竞争以及信誉竞争等方面。二是上网电价下行压力较大。在目前供需形势总体宽松的背景下，放开发电和售电端电价，加之地方政府降成本的强烈动机和意志，上网电价下行压力增大。发电供需价值规律的体现，被误读为“电力改革就是要发电企业降电价”，加之上游煤炭价格高位运行，部分地区发电企业经营困难，极大影响了发电企业参与市场改革的积极性，2018年火电企业亏损面仍近50%。
发电企业营销工作存在的差距
面对电改新形势，发电企业加快营销理念转变、健全营销管理体系、加强电力市场交易、试点配售电业务，及时调整营销管控思路，完成从“计划电”到“市场电”的转变，营销能力逐步提高，但依然与不断深化的电改进程不相适应。主要表现在还没有牢牢树立起以市场为导向的营销理念；尚未形成科学的营销考核的机制（比如一段时期发电集团片面追求火电企业发电利用小时对标，造成火电企业以降价为手段争电量的恶性竞争）；发电集团由于在一个省份有多个投资主体，营销尚不能做到统一，营销成果在集团内没有达到效益最大化；营销队伍、营销系统建设相对滞后等。
发电集团转变营销机制的措施
包括国家能源集团在内的华能、大唐等发电集团，发电业务的管理体制基本上都是“集团总部—省级（区域）二级子分公司—基层发电厂”的三级管理模式。为适应新电改形势，发电集团营销管理机制应当结合现有管理体制，按照“界限清晰、权责分明、决策及时、执行有力”的原则，建立“战略中心（总部）—决策中心（二级公司）—执行中心（基层发电厂）”三级营销管理机制。
战略中心——集团总部。其主要职责包括电源结构的优化、布局；营销管理制度体系制定；近期、中长期营销目标制定，并将总目标细化分解到各二级公司；制定科学的营销考核体系，并与集团资产经营目标紧密衔接，弱化“三同”对标，计划电量考核突出以量为主，强调市场份额取得率；市场电量考核突出量价协同，在边际效益为正的前提下，强调单位容量收入最大化。优化资产经营目标，弱化利润总额考核，强化“单位千瓦利润”考核。建立营销仲裁委员会，协调同一省区集团内不同投资主体管辖单位营销不能协同的行为；制定营销队伍建设、培训规划，加大营销培训力度。
决策中心——省级（区域）二级公司。其主要职责为按照集团公司下达的营销任务，统一省（区域）内所有营销资源，包括集团内不同投资主体的发电企业，及时决策发电量争取的结构、价格、时间安排、内部置换等，争取集团同区域各发电单位营销效益最大化。主要措施包括：
一是进一步转变营销理念。牢固树立营销是企业生产经营生命线意识，发电企业的生产经营紧紧围绕营销开展，服务于营销。实现“三个转变”，加快从生产型企业向生产经营服务型企业转变，从协调型营销向竞争服务型营销转变，从服务电网单一客户向服务全社会客户转变，主动适应快速推进的电力市场化改革。
二是强化“大营销”机制。集团省区内各发电企业营销做到人员集中、办公场所集中、决策执行集中，通过“三个集中”，实现省级公司营销集中管控。“三个集中”后，一切市场交易行为，都由省级（区域）公司决策，并组织执行。营销行为更加精细、专业，哪些人负责研究市场、搜集信息，与电网交易机构、政府对接，哪些人负责跑客户、稳定并扩大用户、组织提供增值服务、增加与客户的黏性，哪些人负责跑电网调度、把拿到手的发电指标发好，哪些人研究成本费用数据、提供竞价决策依据等，减少同质化营销行为，努力提高营销效率。
三是强化营销队伍和营销激励机制建设。配齐配强营销人员，通过各种渠道和方式选拔、培养一批具备市场意识、对市场有一定理解和具有营销技术的人才，充实到营销岗位上来，形成强有力的营销团队。省级公司对三级发电企业营销考核，强化“单位千瓦利润”指标对标，与公司系统内各单位对标、与省区内所有公用发电企业对标。营销人员的薪酬与营销成果挂钩。从单位和个人两个层面实施激励，充分发挥考核导向作用，激发营销人员的积极性和创造性。
四是加强营销信息化建设。加快电力营销信息系统相关课题研究，全面梳理现货市场模式下发电企业和售电公司面临的经营挑战，确定电力营销信息系统顶层设计、技术架构、功能模块、数据集成等内容，加快电力营销信息系统建设，提高对市场、客户、对手的掌控能力，构建智能决策支持平台，简化规范交易报价工作，提升电力营销效率和市场竞争能力。
五是延伸产业链，打造综合能源服务企业。高度重视供热业务，热电企业不断提高热电比，有条件的企业努力开拓工业供热市场，实现“增热降耗、以热降本、以热促电”，提高发电企业竞争力。充分利用发电资源和人才、技术优势，通过省级售电公司提供多元化服务，拓宽业务领域，包括为大客户开展用能诊断分析、提供节能改造、合同能源管理、耗能分析与用电优化、设备运维、市场交易代理服务等。
六是进一步加强宣传，努力争取政策。目前的火电厂，污染物排放都远低于燃气发电机组的排放水平，火电企业还承担冬季居民供热的社会责任，在新能源占比较大的省份，火电企业频繁调峰，承担着维护电网安全的责任。发电企业应当积极宣传，改变个别人对火电企业的偏见，主动向政府部门建言献策，理解发电企业所做的贡献和存在的困难，充分利用机组清洁高效、超低排放、供热、电网支撑等题材，争取有利于企业经营发展的政策支持和政策环境。
执行中心——基层发电企业。其主要职责是落实争取到的各种电量指标，以成本控制为中心，努力发、供单位边际效益最大化的电、热量。基层发电企业根据电、热量计划指标，合理安排机组检修计划，加强机组运维管理、提升运行可靠性，减少机组非停、非降扣罚。强化内部协同，营销、生产、燃料、财务等职能部门密切协作，做到营销计划、资金组织、燃料采购、安全生产、电热费回收无缝衔接。按照电网要求积极开展灵活性改造，提高机组调峰调频响应能力。
作者就职于国家能源集团甘肃电力有限公司
