深度 | 加强电力市场营销能力建设的思考

摘 要

随着新一轮电力体制改革的不断深化，发电企业面临着来自市场竞争的各种压力和挑战，电力市场营销的重要性日益凸显，成为发电企业生存与发展的关键性因素，传统的电力市场营销模式需要进行变革。本文对新形势下的电力市场营销工作现状及面临的挑战进行分析，在集团公司“总部战略管控——二级单位责任主体——三级单位执行主体”的三级电力市场营销体系下，提出加强电力市场营销体系能力建设方面自己的思考。

（来源：微信公众号“远方微刊”ID:yuanfangweikan 作者：王斌 等）

Part1

电力市场现状分析

“经济发展，电力先行”，改革开放40周年我国经济持续高速增长，电力发展也取得了巨大的成就。截至2018年底，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦；全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。

为适应不断发展的经济基础的需要，电力行业从20世纪80-90年代就已经开始了体制改革，朝着政企分开、政监分开、厂网分离、主辅分离的方向逐步深化。2015年，中央发布了《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），明确深化电力体制改革的重点和路径，即按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，正式拉开新一轮“电改”的序幕。

一、“新电改”进展情况

改革方案实施以来，国家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，各省政府也结合实际积极制定电力改革和市场化交易试点方案，有力支持和推进了电力市场体系构建和电力市场交易试点。当前电力市场改革主要体现在电力市场化交易不断扩大、推动增量配电改革试点落地和电力现货市场试点工作平稳推进三大方面。

1. 市场化交易比重大幅提高

积极推进各类市场主体参与电力市场化交易，取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，2018年全年市场化电量达到2.1万亿千瓦时，占全社会用电量比例30%。截至目前，全国已经有10个省市公布了2019年电力交易规模，较2018年电力交易规模有了大幅提升，位列第一的江苏省2019年交易规模高调定位在3000亿千瓦时，照比2018年的1900亿千瓦时提升了1100亿千瓦时。

2. 电力现货市场建设试点稳妥推进

按照国家发展改革委、国家能源局加快推进电力现货试点工作要求，2018年8月，南方(以广东起步)电力现货市场启动试运行，成为全国首个投入试运行的电力现货市场。为推动电力现货市场建设试点尽快取得实质性突破，国家发展改革委、国家能源局建立了对8个试点的联系协调机制，甘肃、山西电力现货市场于12月启动试运行。

3. 增量配网改革有序推进

增量配电业务改革试点是电改9号文件确定的3个有序放开的改革重点之一，文件明确要求鼓励社会资本投资配电业务，探索社会资本投资配电业务的有效途径，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。增量配电业务改革自启动以来，国家发展改革委、国家能源局分三批在全国范围内批复了320个试点，基本实现地级以上城市全覆盖。国家高度重视增量配电改革的进程，国家发展改革委会同有关部门对试点推进缓慢、问题突出的省份启动了约谈机制，推动增量配电业务试点加快落地见效。

二、新电改形势下的电力市场

在连续两年的中央经济工作会议上，习近平总书记多次强调要大幅度提高电力直接交易比例，确定了未来竞争性电力市场的基础性地位。“十四五”期间，我国将建设“统一、开放、竞争、有序”的电力市场体系。本轮电改对发电企业最重要的影响是“放开两头”，即发电企业直接进入市场，与电力用户直接交易，通过竞争确定电量和价格。当前，电力行业售电侧多元竞争格局逐步形成，参与主体数量快速增长，市场体系不断趋于完善。

1. 市场开放比例大幅度增加

在“新电改”深入推动下，未来将会加快放开无议价能力用户以外的电力用户参与交易，扩大市场主体范围，构建多方参与的电力市场，我国市场化交易电量规模将保持快速提高态势，在全社会售电量中占比将稳步提高。2018年，五大发电集团平均市场化交易比例超过40%，交易电量近万亿千瓦时，平均降价4分多，让利近500亿元，相当于五大集团减少利润500亿元。全国市场化交易电量达2.1万亿千瓦时，市场化交易电量占比由2016年的19%增长至2018年的31%，增长近63%。预计2019年全国市场化交易电量的比例将超过50%。

2. 电力市场结构复杂

电力市场是由多级市场组成的交易体系，不同地区，结合各自的电力发展情况，设置了不同的市场交易体系。电力市场的结构可以根据时间、市场性质和交易对象来做不同的划分。

（1）按时间划分，可分为中长期市场和现货市场。中长期市场即合约市场，是电能市场重要组成部分。中长期市场的交易量一般占到电力市场总交易量的70%以上。目前国内中长期市场交易模式主要有双边协商（大用户直供）、年度月度周竞价交易、挂牌交易、电量合约交易等。现货市场的概念是相对中长期而来的：主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。

（2）按市场属性划分，可分为物理和金融市场，其中物理市场包括中长期物理合同、电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场；金融市场包括中长期金融合同、电力期货市场、金融输电权和虚拟投标。

（3）按照交易对象，电力市场体系分为容量市场、电量市场、辅助服务市场和输电权市场等。

3. 参与主体显现多元化

伴随9号文件的全面落地执行，电力市场出现了不同的市场主体，主要包括：发电企业、交易机构、电网企业、售电主体和电力用户。从目前情况来看，随着市场主体的多元化，电力市场政策的逐步深入与市场活跃度的逐步提高，发电企业、售电公司、用户之间角色交叉越来越多。

从上面可以看到，在新电改深入推进的过程中，电力交易方式、市场主体、交易规则等等都发生了翻天覆地的变化，“新鲜事物”层出不穷，发电企业的电力市场营销正在发生深刻的变化，也对我们的营销能力提出了更高的要求。

在当前形势下，电力市场竞争不断加剧，同时，电力供应能力总体大于市场需求，在市场价格竞争机制作用下，发电企业与电力用户的直接交易价格是趋于下降的，在电量和电价的叠加影响下，发电企业的经营环境在短期内较为恶劣。发电企业要稳固企业经营效益、有效应对电改、快速适应市场，就应加强电力营销能力建设，加快建立以市场为导向的营销体系。

Part2

集团电力营销现状分析

截至2018年底，集团公司装机1.4亿千瓦，占全国7.38%，清洁能源占比48.92%。集团公司市场营销管理职能设在发展部，负责整个市场营销业务管理工作。各二、三级单位根据企业实际情况实施电力营销工作。新一轮电改启动以来，集团公司系统内的发电企业主动顺应电力市场的变化，积极参与交易市场建设，电力营销也取得了一些较好成效，为集团公司经营效益做出了重要贡献。

当前，集团系统电力市场营销体系还不健全，适应改革深化的市场化经营意识和能力有待进一步加强。主要体现在以下几个方面：

1. 在营销资源整合和区域市场协同上亟需加强。

集团近几年狠抓发展工作，各二级单位纷纷跨省开发、抢占市场，造成各省都有多家二级单位发电资产。当前区域市场电力营销体系未能完全理顺，各单位在电力市场中分散营销，各自为战，管理与销售资源不能有效共享，未形成合力。

2. 电力营销队伍建设亟待加强。

电力体制改革要求发电企业市场营销人员要从“生产型人才”转变为“市场型人才”，从“单一型人才”转变为“复合型人才”。集团公司发电企业电力营销工作人员主要来源于企业生产运营岗位转岗，其知识面的深度和广度均难以满足电力市场环境下营销人员工作的需求。

3. 用人机制的灵活性显著低于民营独立售电公司。

受国有企业体制机制约束，集团公司缺乏有效的营销评价与激励机制，现有薪酬体系设计与真正以市场为导向的薪酬有很大差距。

Part3

加强电力营销能力建设的思考

电力营销是企业价值创造最直接的来源，电力营销能力是发电企业的核心竞争力。在当前环境下，我们的电力营销工作不能因循守旧，要主动作为、大胆创新，同时要在集团公司的统筹部署下稳步开展，防范经营风险，确保企业稳健经营。关于加强电力营销能力建设，本文提出了以下几点建议。

（一）积极落实集团公司电力营销顶层设计，完善电力营销组织体系建设

集团公司在组织实施《电力市场营销体系建设方案》，总体思路是转变市场营销力量薄弱、营销资源分散、省级市场多家二级单位同台竞争的局面，构建“总部战略管控——二级单位责任主体——三级单位执行主体”的三级市场营销体系。

作为集团系统电力营销的顶层方案，建设方案明确了组织架构、职责分工、经营模式、信息系统建设等工作方向，并提出了具体的工作安排。下一步要落实集团方案建设，尽快建立完善集团公司、区域公司、发售电公司三个管理层级的组织体系，做到总部协调指导，省区一体化管理，决策流程优化，基层一线机动灵活, 确保实现“效率高、效果好、效益大”。

（二）树立意识，快速转变市场观念

开展电力体制改革，就是要还原电力的商品属性，使市场在电力资源配置中起决定性作用。发电企业角色已由单纯的电力生产者向电力生产、销售和服务方向转变，面对激烈的市场竞争，要想开拓市场，确保市场地位，必须主动求变，快速树立市场化的营销理念，从计划模式向市场模式转型。

树立大营销理念。市场化营销业务涉及面广，要做到营销管理上下业务链纵向穿透、部门关联业务横向贯通，外部公关到位，全面把握市场，实施精准营销。对外做好股东、用户、电网、政府部门、合作伙伴等利益相关方的管理，制定出可以平衡关键利益相关者利益的战略和策略。在内部，发电企业在做好安全生产和设备维护的同时，要从生产经营为主向生产经营与资本运作并重转变，开拓视野，眼睛向外，把电力销售放到结构调整和创收增效的头等重要位置来加以落实。

增强客户服务意识。要改变传统只与电力公司打交道的营销方式，正确定位，建立以用户为核心的服务宗旨，强化以人为本的服务意识，满足用户多元化的能源需求，树立符合时代发展要求的服务理念，为广大客户提供更为优质的服务，得到客户认可。加强营销策划和品牌宣传，根据实际情况特色的差异化促销策略，促进电力产品销售。

及时向“以销定产”的经营模式转型。修改管理流程，按市场获取的订单来确定生产组织、调度指挥、燃料采购、机组运行方式、检修和设备管理。成本和可用性是电力营销工作的基础，建立度电成本，改变内部成本管理思路和设备管理思路，建立与订单量相适应的运行、检修模式。强化设备管理，充分利用现有的信息系统，建立完善实时成本系统。现货市场开启后，发电动态成本分析对现货竞价行为有很大影响，售电公司可以融合现有的信息管理系统，将发电成本以及盈利水平核算，逐步细化到以周、日、小时、分的成本分析。

（三）强化人才队伍建设，锻造核心竞争力

在电力体制改革背景下，不断提升营销人员综合素质是适应电力体制改革方向的必然要求，打造一支规则研究透、研判能力强、交易流程熟、服务态度优的营销队伍，是发电企业在未来市场化竞争中获得可持续发展的关键所在。

探索市场化引进高层次营销人才。当前，国家电投具有央企优势和品牌优势，但营销活动缺乏灵活的手段，系统发电企业缺乏适应市场竞争的人才，尤其是拥有社会资源的高层次人才。集团公司已经正式纳入国有资本投资公司改革试点，部分二级单位纳入国资委“双百行动”综合改革试点，可以以此为契机，借鉴其他央企运作成熟的市场化用人机制，引入高层次营销人才，充分发挥他们的资源和技术优势，推动完成更好的电力营销任务，从而创造更好的效益。

不断完善电力营销激励考核机制。修改指标考核体系，营销、完成率、设备可用性等指标责任范围重新划分，体现营销是利润的最大权重，引导生产、燃料采购、营销等部门有效地结合起来，充分地发挥这些部门人员的专业作用，提高企业整体的工作效率。完善电力营销奖惩管理制度，以市场为导向，加大电力营销激励考核力度，充分调动全员营销积极性、激发内生动力，促使由传统的下指标、压任务等硬性手段约束向从内部激发主动管理动力的转变，提高营销绩效。为充分调动全员参与营销的积极性，针对非营销人员利用所掌握资源为公司开拓市场的情况可以设立专门奖励制度。

全面提升营销从业人员整体素质。充实营销队伍，将企业中的优秀人才吸纳到营销队伍中来。做好营销人员培训工作，组织学习和熟悉市场经济规律、电力交易规则，全面提升市场研究、预测分析、电力需求侧管理以及营销现代化管理等能力，提升营销从业人员整体素质。

做好人员流失防控风险。在市场进程中，售电业务人员和客户建立了非常好的合作关系，售电业务人员流失将给市场营销带来很大的影响。售电公司可探索混合所有制和核心员工持股，将营销能力强和市场资源多的营销人员与公司实现利益深度捆绑，以最大程度的激励人才，并留住人才。售电公司同时做好客户的组织管理，防止因售电业务人员的流失，造成客户的流失。

（四）创新营销，从需求侧着手开拓市场

在当前的电力市场中，要想的激烈的竞争获得一席之地，就必须要有数量充足、质量优良的客户，这就需要我们千方百计的增加客户粘性，锁定优质客户，确保稳定的营销业绩。

根据用户需求进行定制服务。市场化售电必须以客户为中心，研究分析客户、服务客户、发展客户，才能实现效益。应重点围绕客户需求，提供差异化服务，通过不断创新服务内容和服务方式，吸引客户资源，提高客户服务质量。实力雄厚、技术能力较强的售电公司可拓展综合能源服务，通过水电气等多能源产品一体化供应、一站式服务获得综合经济效益。

积极拓展增值服务。在为客户创造增值价值同时，从而与用户共同分享增值利益。如以合同能源管理等模式通过效率提升共享收益，针对客户能源消费工程咨询、设计和施工等收取不同服务费用，通过设备故障维修、设备检测、设备托管等服务套餐化收费。为用户提供专业的用电用能增值服务，在拓宽收入来源同时增强客户粘性，才能保证售电公司的长远发展。

创新“售电＋”。高质量的信息和数据处理经验本身并不是营销的直接手段，却是将公司业务拉开差距的基础，是售电公司在自身发展壮大的过程中长期积累的核心竞争力。加大以大数据挖掘、高质量的信息和数据处理经验为方向的市场能力建设，通过“互联网＋”，实现发电侧和用户侧的信息互联，为客户提供优质、高效的智慧能源综合服务。

（五）强化内部管理，提升保障和服务能力

激烈的竞争促使发电企业内部要降低成本，要以比别的发电企业更低的成本去占领市场，才能在市场竞争中生存和发展下去。所以，发电企业要加强全方位管理，从燃料成本、设备精细化管理、财务费用等多方面严格管理。

严控燃料成本。电力市场的竞争归根结底是成本的竞争，燃料成本占总成本的70%-80%，燃料价格走势对电力中长期合约价格具有风向标作用。发电企业要积极与煤炭企业签订长期协议，平滑煤炭价格市场波动风险。落实集团公司煤电平衡顶层设计，加强与大型煤企供需合作，通过煤电一体化、参股、换股等方式推进煤电联营，实现煤炭和火电优势互补，共同抵御市场风险。探索开展动力煤期货业务，对冲煤炭市场价格波动风险，锁定燃料成本。

全面加强精细化管理。持续提升设备精益管理水平，提高机组可靠性、经济性。严控机组异常停机，争创“零非停”电厂。做好运行、检修精细化管理，开展技术攻关，确保状态检修工作规范、扎实、有效开展。合理压降可控费用，实现生产成本标准化管理。加大火电机组灵活性、适应性技术改造，提升机组深度调峰、快速负荷响应、调频调压能力，提升市场适应能力。

降低财务费用。当前集团公司资产负债率较高，降低财务费用对提升市场竞争力也很重要。科学调整资本结构，压缩库存，加强应收账款的管理，严格控制财务费用支出。及时调整贷款结构，灵活采用长贷、短贷相结合的融资方式，优化贷款层次结构。拓宽融资渠道，开展法透业务，降低财务费用。同时全面推行预算管理，严格控制各项成本。

（六）加强新能源的营销能力建设

当前市场上，新能源也逐渐参与到市场交易中来。2019年1季度，风电上网电量市场化率超过40%的省区分别是青海（90%）、云南（79.9%）、宁夏（50.3%）和甘肃（49.6%），光伏发电上网电量市场化率超过40%的省区分别为云南（98.5%）、青海（90.5%）、新疆（51%）、甘肃（49.2%）和宁夏（43.5%），比例仍在不断增加。

国家电投清洁能源比重已经超过50%，清洁能源资产经营越来越重要。我们要高度重视清洁能源电力营销工作，加强精细化管理和对标管理，不断提高发电效率，释放资产效益。

（七）加强跨区域营销能力建设

实现电力资源在更大范围内的优化配置，是我国能源资源禀赋特征及其相应的能源安全可持续发展战略的体现，也是我国当前新一轮电力体制改革的主要目标之一。可以预见，市场后续将逐步扩大跨省跨区交易比例，实现资源跨省跨区优化配置，实现市场主体跨省跨区自由交易。我们要不断加强跨区域电力营销的能力建设，一方面要加快推动跨区域售电公司建设，尽快获得跨区域售电的资质。另外一方面要加强跨区域市场交易营销人员培养和跨区跨省协调能力，加大工作力度，争取主动优势。

（八）探索建设扁平化营销组织体系

随着电力市场的不断发展，电力营销工作中需要面对越来越多的客户，必须以客户为中心，加快对客户的响应速度，减少内部官僚主义，提高组织的运作效率。市场营销工作可以项目的形式将销售、生产、燃料、增值服务和财务拉通，加大项目经理的授权，发挥人才活力和团队敏捷，快速响应和满足客户需求。在当前集团公司推进电力市场营销体系建设的大框架下，可以在条件成熟的区域试点建设片扁平化营销组织体系。

首先，围绕用户不同需求而提供的服务或产品，由业务团队负责。他们直接面对用户不同需求或痛点而提供的服务或产品，也是创造营收和利润的源头。这些小团队要像特种部门一样闭环运作，这样才能规避跨部门协调对速度的损耗，同时权责利对称实现自我驱动。其次，发电企业像航空母舰或军事基地一样给小团队补给武器和弹药，通过发电公司的支持帮助它们提高任务的完成的成功率。

由于不再依赖高层指挥和拍板，小团队之间、团队和平台之间需要一套简单有效的协调机制来确保围绕用户需求进行有序衔接。这种机制指的是通过共同的使命、利益分配机制和信息共享机制，让网络各个节点有序运作。这种市场化机制让每个小团队“生老病死”都是靠自身的业绩说话，就像一只“看不见的手”，让公司有限的财力和人力配置到最有竞争力的项目。