电力改革背景下的营销策略分析

电力改革背景下的营销策略分析

张辉

辽宁大唐国际葫芦岛热电有限责任公司 

摘要：随着电力体制改革的深入推进,发电企业被推向了市场，开始面临竞争,很多电力营销企业出现了供电过剩的情况，影响了整个电力营销企业规划大局。作为发电企业，如何改变传统模式，更快、更好的适应市场变化，在新体制的电力市场中占得优势，已成为发电企业必须面对的首要问题。本文就电力体制改革实施背景，对发电企业的影响，及发电企业如何应对进行简要分析，以便提高发电企业市场竞争力，在电力体制改革的大背景下获得最大效益。

关键词：电力改革；市场营销；发电企业；营销策略

一、电力体制改革实施的背景

(一)交易机制规则不完善，计划电量难动摇。

管住中间，放开两头，是国家电网公司为应对输配分离的可能实施而做出的应对策略，主要体现在要求加强针对电网自然垄断性环节的规制，而这，正是政府规制长期缺位的环节。在自然垄断环节与竞争环节没有有效分离的前提下，放开竞争环节电价难有实质效果，而放开发电计划，是以保留计划的权利为前提的放开，难以动摇计划电量制度的根基。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，可再生资源弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。

(二)市场化定价机制尚未完全形成，输配电价的核算艰难。

受制于缺少结构重组的配合和专业成本规制的能力，独立输配电价的改革艰难前行。电网企业的成本规制长期缺位，导致电力行业监管部门与电网企业间信息不对称。独立输配电价改革的权威性难以落实，地方的自由裁量权仍旧较大。问题在于中央部门、电网企业和地方政府的三重博弈。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映发电成本、用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和发电对环境保护的影响。

(三)缺乏多元体制变革，市场竞争公平性和可持续性难以保证。

进一步深化改革，必须将体制改革向纵深推进，将电力体制改革与国资国企体制改革、财税体制改革与政府管理体制改革紧密结合，将电力发展的指导思想切实转移到依靠市场优化配置的道路上来。各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。要通过国资国企体制改革，彻底改变国有企业市场主体参与电力市场的参与激励，将电力国企参与市场的基本激励从行业外转移到行业内，要通过财政体制改革和政府管理体制改革，理顺政府参与电力市场改革与运行的方式，才能实现市场模式和监管体制与多元体制改革相配套。

(四)电力营销企业管理体系与经济市场不相适应。

电力营销企业作为我国经济结构的重要组成部分，并没有深刻认识到现代化和信息化的统一。就电力营销管理体系这方面来看，主要存在着工作运行管理程序繁多，电力营销方式复复杂，监督及执行力较弱。

二、新电改对发电企业的影响

（一）经济形势持续弱势，电力供应普遍过剩。

国家的产业结构调整和高耗能产业去产能政策的实施，大量新能源装机的投产，电力过剩对发电企业的负面影响已经显现，尤其火电装机严重过剩。2016年全国火电装机容量10.5亿千瓦时，同比增长5.3%，较2011年增长38.7%。2021年火电装机容量12.97亿千瓦，同比增长4.7%。2016年火电利用小时数3785小时，同比降低184小时，较2011年降低946小时。按照5500小时折算富裕容量，火电装机富余2.56亿千瓦，电量富裕1.4万亿度。2021年火电利用小时数4354小时，虽然有所上升，但也难逃整体电力过剩大关。

（二）煤炭去产能影响超出预期，发电成本骤然上升。

煤炭减产带来的煤价的上涨，已超出了市场预期。在火电成本中，煤炭占了一半以上。今年，煤炭去产能的力度和速度依旧很大，有分析称，火电厂的盈利空间将受到更严重的挑战。如果按照目前煤价，并维持在高位，粗略计算，中国火电行业成本较煤炭去产能前增加千亿元人民币。

（三）计划电量放开，煤电企业经营堪忧。

长期以来，我国电力市场采取的是计划电量分配制度下的半市场做法，也就是爱2002年怅惘分开之后，发电侧并未实行真正的竞价上网，电量计划有政府分配，这在很大程度上保证了发电厂有电可发，尤其在电力短缺的时期。然而，这一类似“发两票”的政策保护被废除，未来几年，所有发电量都讲被推向市场。尽管目前计划电量还未全部放开，但这一政策给火电企业带来的负面影响已经显现，效率低、管理差的火电企业面临市场淘汰的风险。

（四）国家产业政策密集调整，对发电企业将产生影响。

首先，煤电发展受到严格限制，政府密集出台了风险预警、淘汰落后产能、开展专项监管等一系列政策，督促放缓煤电建设步伐。其次，绿色低碳成为未来能源的发展趋势。国家制订了可再生能源目标引导制度，目前所有火电企业要承担15%以上的新能源发电配额，确定了重点地区风电、光伏最低保障性收购年小时数。再者，环保和资源税费成本将进一步上升，煤电超低排放改造投资巨大，电价补贴难以覆盖成本。

（五）煤电有可能由电量主体向容量主体转变。

在电量上煤电为新能源“让路”，利用小时数下降将成为常态。“十九大”报告中要求：建立健全绿色低碳的循环发展的经济体系，壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业。二十大报告指出，要积极稳妥推进谈达峰碳中和。完善能源消耗总量和强度控制，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度。我国政策上以消纳新能源电量为优先目标，新能源在电量上必然“挤占”传统煤电发电量。其次，随着新能源加速发展和用电结构调整，系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电是当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。燃煤机组主动参加电网调峰，通过调峰补偿获得收益，是电改后燃煤机组占领市场的另一条通道。

三、发电企业如何应对新电改

（一）贴切的开展增值服务

当前市场中，电价竞争是各电力企业争夺市场资源的主要方式，但是随着市场公开化程度的提升，价格竞争已经无法满足企业发展需求。越来越多的电力企业开始意识到营销服务在市场竞争中的重要性。创新营销服务也是创新营销模式的重点内容，电力企业可以通过开设单独服务、个性化服务、捆绑服务等增值服务，吸引更多的电力用户，锁定市场的同时进一步开拓市场，从而提高营销收益。依照目前市场需求，电力企业可以从节能服务、智能化增值服务入手。

（二）量身为客户制定电价体系

电价始终是电力企业市场营销中的关键，而深化电力体制改革下，创新电力市场营销模式也要求对电价体系进行创新。在当前的新形势下，政府不再统一决定销售电价，而是由实际的市场环境决定销售电价。科学合理的销售电价能够有效扩大电力企业的交易额和用户数量，直接提升电力企业的经济效益。因此菜单电价的推行正是对构建新型电价体系的落实，除了作为一种普通的电价类型之外，菜单电价还集固定电价、实时电价、极端峰时以及可变峰时电价于一身，能够完全适应新形势下电力市场环境要求。

（三）因客户而异的开展多种营销服务

电力营销的目的是为了满足客户的需求，从而获取相应的利润，所以在为用户提供营销服务的时候，需要根据不同用户的实际情况，对服务方式以及电能价格进行相应的调整，以保证电力商品消费的可供选择性和公平性。不同客户群对电能的利用是不同的，电力企业应该采取多元化的营销方式，根据客户类型，提供具有针对性的服务方式，保证合作与交易的顺利进行；根据用电类型和用电性质，比如工业用电和农业用电等，对电能费用进行适当的调整，对用电额度进行明确的划分，区分不同额度范围内电费的不同，保证用电的合理性。

（四）利用信息化技术拓宽销售渠道

在国家推行“能源互联网”、“智慧能源”、“互联网+”的大浪潮中利用信息化技术的普及和互联网技术的融合,电力营销应当积极利用互联网技术来创新销售渠道，借鉴电子商务的发展模式，打造专属电力市场营销的网络销售平台，促进电力营销的自主化。

我国电力企业体制改革随着市场环境的变革不断加深，传统的营销模式已经无法适应多变的市场要求，因而电力企业必须对现有的营销模式进行改革。因此电力企业还需要不断创新增值服务，并以此满足变化多端的市场环境和市场需求，从而最终获得长效持久的稳定发展。