电力化市场交易范例

［摘要］随着河南省电力体制改革的深入推进，市场交易电量比例进一步扩大，交易组织更加频繁，交易形式更加多样化，市场竞争日趋激烈。各市场主体如何在河南电力市场新形势下获得电改“红利”成为各方关注的焦点。文章分析了河南省电力体制改革对各市场主体的影响，并立足售电侧现状及存在的问题，重点从市场营销模式与管理定位、营销网络与市场开拓、客户维护与增值服务等方面，分析重点难点并提出解决措施。

［关键词］电力改革;售电公司;增值服务

1河南省电力改革进程

2015年3月15日，以《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9号文”)为标志，开启了我国新一轮电力体制改革。河南省发展改革委2015年12月19日印发了《关于做好我省电力直接交易工作的通知》，文中规定了“2016年度全省直接交易电量规模为180亿千瓦时，暂定双边协商方式电量规模130亿千瓦时，集中撮合方式电量规模50亿千瓦时。一种交易方式成交电量未达到的规模，剩余电量可以转入另一种交易方式电量规模”。这标志着河南省电改正式拉开了序幕。经过近四年的改革实践，河南省电力市场框架基本形成(如图1所示)。(1)交易机构组建基本完成。2016年5月4日河南省电力交易中心有限公司正式成立，这是国网河南省电力公司深入贯彻国家和省委、省政府电力体制改革工作部署，推动构建统一开放、竞争有序的电力市场体系的重大举措。(2)交易机制逐渐完善。四年来河南省电力交易规则不断修订，以准入、退出、结算、考核等为内容的交易机制逐步形成。中长期交易、合同电量转让、电能替代挂牌等交易机制逐步完善。(3)市场化交易规模不断扩大。2018年，河南省共开展电力直接交易17次，累计成交电量1093.3亿千瓦时。其中，年度直接交易2次、电量951.2亿千瓦时;月度直接交易11次、电量115.1亿千瓦时，电能替代交易4次，电量27.0亿千瓦时。(4)输配电价改革推进顺利。2017年7月5日河南省发展改革委印发了《关于合理调整电价结构有关事项的通知》(豫发改价管〔2017〕707号)，其中明确了河南省输配电价。(5)开放增量配电业务。全国增量配电业务试点已开展三批，共批复320个项目，其中河南省共批复22个项目。(6)加快开放售电业务。2017年6月河南省售电公司首次参与市场交易，全年共64家售电公司参与双边交易2次，月度集中撮合2次，总计成交电量140.39亿千瓦时，占比河南省2017年总交易电量的28.10%。截至2019年6月底，在河南省电力交易中心公示的售电公司366家。其中2018年，共有135家售电公司8191家电力用户参与交易，成交电量776.0亿千瓦时，占总成交量的70.97%。初步形成了多买多卖的市场竞争格局，激发了市场活力。

2河南省电力改革趋势

从河南省电力改革趋势来看，加速开放、市场化竞争是未来的主旋律，也是各市场主体必须直面和正式的挑战。

2.1市场化交易规模和比例不断提高

摘要:随着新能源建设的迅速推进与生产经营方式的转变，结合四川电力市场的新能源参与市场情况，就新能源发电企业如何提升市场竞争力，不断提高自身经济效益，如何做好参与电力市场准备，不断开拓创新，提升电力营销能力，提高市场占有率和自身管理水平进行了深入思考，以主动适应新形势下电力市场化发展的需要。

关键词:新能源;电力市场;应对策略

在新能源装机规模不断扩大、开发成本不断降低、电力市场化改革不断推进的形势下，新能源参与电力市场是必然趋势。2022年1月18日，国家发展改革委国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改［2022］118号)明确要求新能源应逐步参与电力市场。参与电力市场后，新能源发电企业生产经营方式将发生根本性转变，由过去保量保价消纳，逐步过渡到保量不保价，最终到不保量不保价，电量电价完全由市场竞争形成。电力市场化改革对新能源发电企业提出了更新更高的要求，如何更好地参与电力市场，保持自身竞争力，主动适应新形势下电力市场化改革的需要，成为其生产经营急需解决的问题。国内学者对火电、水电如何参与电力市场的探讨较多［1－4］，对新能源如何参与电力市场的研究较少。本文对新形势下四川新能源发电企业如何参与市场进行深入思考。

1四川电力市场基本情况

1.1四川电力系统主要特点

1)装机以水电为主，径流式电站占比高。截至2021年四川省调水电装机4385万kW，其中径流式电站装机约2893万kW，占比约66%。2)电力供应呈现“丰余枯缺”的特点。四川水电以径流式为主，调节性能差，丰枯期出力差异大，电力供应呈现“丰余枯缺”的特点。丰水期水电富余存在弃水，需要外送。枯水期电力供应不足，需大量外购。3)不同电源之间成本差异大。火电与水电之间，不同投产时期、不同调节性能，水电之间成本差异大。

4)网架结构薄弱。四川水电主要集中在凉山、甘孜、阿坝、攀枝花、雅安等西部地区，这些地区与主网的联系较为薄弱，送出受限，丰水期容易出现成都高负荷地区缺电、但水电仍在弃水的现象。

摘要：电力改革实施以来，我国发电侧市场发生了翻天覆地的变化。2019年，“改革”再次成为电力行业关键词之一。《2019年政府工作报告》中，与电力行业直接相关的改革提及2次，间接相关的达到16次之多。《报告》指出“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%”。电力体制改革不仅是2019年电力行业的重要任务，也是降低一般工商业电价的重要手段，将为降低制造业用电成本腾出更多的空间。深化电力市场化改革，推进现货市场建设迫在眉睫。

关键词：电改；发电企业；营销；应用措施

一、电改后发电侧市场简况

2018年，全国发电量增速稳步提升，市场交易电量比例进一步加大，成交价格因煤价攀升较同期出现降幅收窄。全国热电协同成效显著，电网辅助服务收益持续向好。但部分区域火力发电企业受电网线路检修、备用时间长、非计划停运、环保排放等因素影响，出现不同程度的损失电量；新能源企业受区域装机过剩、消纳困难、外送通道受限等影响，弃风限电损失仍然较大。虽然电力体制改革已在全国范围内全面开展，但受区域市场准入进度迟缓影响，部分区域售电公司仍在交易中心和经信委备案公示阶段，未实质性参与市场交易。发电企业所属售电公司在市场拓展能力、内部协调能力方面还有待进一步提升，需在今后采取有效措施加以改进提高。2019年，从全国经济形势来看，供给侧结构性改革扎实推进，经济由高速增长转向高质量发展阶段。从电力行业来看，全社会用电量继续保持平稳较快增长，装机投产容量受国家调控政策影响，增速落后于用电量增速。随着可再生能源电力配额制实施，电力现货交易试点启动运行，市场交易规模持续扩大，清洁能源将打破地方垄断和区域分割，进一步优化资源配置，实现在更广更大范围内消纳。煤电机组利用小时企稳回升，受煤炭价格高位运行影响，火电企业经营依然困难。新能源企业受市场交易降价、政府附加补贴发放滞后影响，资金流依然紧张。

二、电改应对措施及建议

当前，我国能源行业进入了新旧动能转换阶段，电力市场改革深入推进，面临的形势更加严峻，任务更加艰巨。

（一）全员加强做好市场营销工作的紧迫感和责任感

摘要：低碳经济是在绿色可持续发展理念的指导下，通过技术创新、制度创新、产业转型升级、新能源开发等多种方式，尽可能地减少煤炭、石油等高碳能源消耗，减少温室气体排放，实现经济发展与环境保护共赢的经济发展模式。文章结合中国电力市场目前的发展状况，通过对低碳经济发展战略下中国碳排放交易市场分析，提出电力企业重点是火电企业的应对策略建议。

关键词：低碳经济；碳排放；交易市场

0引言

2020年9月22日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳(CO2)排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。同时，为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署，根据国家有关温室气体排放控制的要求，2020年12月31日，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法(试行)》，自2021年2月1日起施行，这意味着我国按下了减碳的加速键、按下了碳排放市场建设的加速键。但受我国经济发展起步较晚的影响，与发达国家相比，目前我国的碳排放交易市场建设相对滞后，部分行业还需转型升级才能满足国家关于碳排放的控制要求。电力行业是我国国民经济最重要的能源供应行业。随着我国经济的不断发展，电力需求不断增长，如何解决发展与减排之间的矛盾，成为当前电力行业需要思考的重要问题。在全球气候变暖的背景下，发展以低能耗、低污染为基础的“低碳经济”已成为全球热点。通过借鉴国外发达国家的经验，建立碳排放交易市场有助于我国2030年碳中和目标的实现。电力行业作为我国CO2排放的第一大行业，2019年CO2排放量在我国碳排放总量中占比超过40%，因此其是碳排放市场的重要参与者，是控排方面的高度关注行业。2021年1月1日，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，首个履约周期到2021年12月31日截止，涉及2225家发电行业重点排放单位。火电企业如何在电力和碳排放交易双重市场竞争中实现高质量的发展，压力与挑战并存。

1低碳经济下我国的碳排放交易市场分析

历经了10年发展，我国的碳排放交易市场已建立了碳排放监测报告与核查制度、碳配额管理制度和市场交易制度3项核心制度和碳排放数据报送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统、碳排放权交易结算系统四大支撑系统，为在全国范围内开展碳排放市场交易奠定了基础。2020年，我国八省市试点碳市场共成交配额约5683万吨，总成交额约15.62亿元。广东碳市场配额交易量和交易额继续领跑试点碳市场，2020年共约成交3154.73万吨配额、占试点总成交量约56%；完成80377.74万元成交额、占试点总额的半数以上。2020年试点碳市场平均碳价最高的是北京为91.81元/吨，最低的是福建为17.34元/吨，而其余六省市的碳价则落在20～40元/吨[1]。

1.1拥有明确的政策体系。2010年10月10日，国务院下发《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》(国发〔2010〕32号)，文件中明确提出要“加快建立生产者责任延伸制度，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度”。该文件对碳排放交易市场的建设提供了依据和政策支持。2011年10月29日，国家发展改革委办公厅下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、上海、天津、湖北、重庆、广东和深圳七个省(市)开展碳排放权交易试点工作，为后期“在全国建立统一的碳排放交易市场”做好准备。不同的地区根据自身的经济发展制定了更加明确的措施，对交易情况制订了相关的管理措施，结合地区的产业发展情况，对登记注册系统进行了优化，根据碳排放交易市场的相关要求，制订了相关的核查、管理规则，从地方出发推动碳排放市场的正常发展。在碳排放交易市场进行一段时间的试运行和发展后，各地区又结合实际的发展情况，对各项交易数据进行分析，优化分配方式和管理办法，维护碳排放交易市场的平稳运行[1]。生态环境部分别于2020年12月29日和30日下发关于印发《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》《纳入2019—2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》并做好发电行业配额预分配工作的通知、《碳排放权交易管理办法(试行)》，全国碳市场第一个履约周期正式启动。至此，我国已基本建立了碳排放交易市场完整政策体系[2]。

摘要：对电力市场改革背景下公共事业服务面临的转变进行思考，结合当前形势下售电公司、发电企业、电力用户三类市场主体的实际需求，提出了一种统一线上服务平台规划设计，将各类市场主体高频需求划分为企业主体管理、量费服务、业务办理、辅助分析4类功能，汇聚在同一平台，并对后端数据链路加以说明，对平台可取得的实际效益进行了分析。

关键词：电力市场；公共事业；服务平台；设计

2015年初，《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》拉开了我国电力市场改革的序幕[1]。近年来，国内电力市场有序、健康发展，除中长期交易形式外，国家先后明确了两批共13家电力现货试点省份[2]，市场化购电权主要面向高电压等级的电力客户。2021年，煤电价格暴涨，导致大规模电力供应不足，成为电力市场改革的一针催化剂，根据国家政策要求，居民与农业外的用电侧将全部进入电力市场，随着市场主体数量的剧增，对电力公共事业服务提出了更高要求。

1电力市场服务现状分析

电能消纳的整个周期可以分为发电厂发电、电力网络输送、用户使用三个阶段[3]。未开展市场化售电之前，电源侧上网电价及用户侧目录电价由政府制定，用电价格稳定，电力营销服务主要由电网公司承担。开展市场化售电后，社会资本成立的售电公司通过售电套餐制定代理用户电价，发电企业也可以向直购电用户出售电能。电网公司和电力交易中心分别承担公共事业中的费用结算和入市审核工作[4]，电力公共事业服务面临以下三个方面的转变。

1.1须要提供更细致的量费查询服务

无论是发电企业、售电公司还是市场化的电力用户，电量、账单数据都是十分关注的数据[5]，尤其是开展电力现货交易后，每日的电量曲线及出清电价成为三类市场主体判断盈亏的关键，用电账单更为复杂，通过线下纸质清单传递信息的方式不再满足及时性的要求，急需一个实时、准确的线上数据查询平台。

摘要：随着社会环境的不断变化，我国每个行业都得到了有效的发展，取得了良好的成绩。其中，以电力行业发展最为迅速，随着电力市场改革的不断深入，为发电厂带来了更多的发展机遇，使发电厂原本存在的问题得到有效的解决，更好地满足现实发展需要。而电力营销是发电厂的改革的主要内容，直接影响发电项的发展。本文结合电力市场改革需要，对发电厂电力营销管理的方法进行全面的论述和分析。

关键词：发电厂；市场改革；营销管理

近几年来，受到多种因素的影响，电力紧缺现象日益凸显，对发电厂效益提升产生严重的制约。同时，电力营销工作也逐渐受到发电厂的关注和重视。为了保证发电的稳定性，国家出台了具体的发电调度办法，为发电厂进行营销管理提供了稳定的基础。在电力市场改革背景下，加强营销管理已经成为发电厂的主要工作内容。

一、发电厂电力营销管理现状

电力营销简单来说就是电力企业通过生产、输送等多种不同的方式实现电力产品价值的组织和交换，已获得电力企业需求的一种社会服务过程。电力营销包括多方面的含义，首先电力营销具有交换功能，兼具社会与管理属性，可以满足发电厂的需求和欲望。电力营销在社会发展中，最为主要的作用就是缓解生产与消费之间的矛盾，满足社会成员对于电能的需求。随着社会经济的不断发展，我国对于电力的需求逐渐增加，为发电厂带来了巨大化的经济效益，以往的发电系统已经难以满足人们的实际需要，所以为了充分适应时展变化，发电厂必须全面进行改革。改革不仅包括技术，还需要对管理进行合理的改革，而电力营销则是改革的重点内容。我国在发电厂发展过程中给予了最大化的支持，使发电厂改革拥有了稳定的基础，而电厂也逐渐意识到只有加强电力营销管理，才能满足电力发展需要。

二、电力市场改革背景下电力营销管理存在的问题

在电力企业改革背景下，发电厂需要对电力营销中存在的问题进行全面的总结和分析，制定科学的营销策略。

摘要：电力营销水平作为整个电力企业发展的核心要素，对企业的生存与发展具有深远的影响。只有提高企业的电力营销水平才能推动企业长远发展。然而，当下国内供电企业在营销管理方面存在诸多问题，随着电力改革的深入开展，必须加强电力企业市场营销的合理分析，建立以市场需求为导向的管理制度，完善基础设备设施的改造，切实为客户提供高质服务，科学梳理供电企业信息化建设相关的管理和业务架构，提升电力企业工作效率。

关键词：电力营销；企业管理；发展策略

一、供电企业营销管理现状

目前，电力企业电力营销管理中依然存在很多的问题和不足，如管理模式单一、管理体制落后、管理水平及工作效率低下等问题成为供电企业稳定、健康、长远发展的阻碍。

1.电力企业内外部环境问题

在大数据时代背景之下，电力企业内外部环境在不断的发生变化，从而对其运营、生产管理方式等都带来了一定影响，电力企业在该情况下若要保持不断发展，必须认清时代背景下的内外部环境与形势，必须努力适应当前社会电力发展的新形势。从电力企业外部环境来看，矛盾与问题交织：一是电力市场形势复杂严峻，电力市场供需矛盾依旧突出。另外，随着电力市场改革进度的推进，水电参与市场竞争的形势已不可避免，意味着公司将面临电量、电价，负荷率、利用小时率“双降双低”的风险，将给公司经营效益带来诸多不利因素。

2.电力企业设备体系以及人员体系问题

摘要:对电力公司开展内部模拟市场的目的、目标和方法进行了介绍，对电力科研企业内模市场体系建立及收入成本核算方法进行了探讨。

关键词:内部模拟市场;收入核算;成本核算;电力科研企业

内部模拟市场(简称“内模市场”)的主要内涵是按照市场体系的要求，在企业内部建立起必要的市场，把内部各基层单位作为市场主体和经营实体推向市场，使企业和企业内部各基层单位之间、基层单位与基层单位之间形成相互供应、交换的关系，在市场机制的作用下，让各基层单位达到相对独立经营、自负盈亏、自我约束、自我管理，使整个企业在市场的自我调控下，构建起新的运行机制，从而实现企业优化生产要素配置、降低生产成本、提高生产效率和经济效益的目的［1－2］。电力公司为实现经营机制变革、经营效益提升、资源配置优化，引导公司内部各单位进一步树立经营意识、市场意识、效益意识和竞争意识，开展了以经营电网理念为指引、以价值为核心、以市场化为要求的内模市场建设［3－4］。内模市场在电力公司内部按照市场原则设计了交易主体，并按市场机制细分交易要素，按市场规律核定价格标准，按市场规则确认价值贡献，按市场运行要求调整预算管理，按市场方式开展绩效考核，充分发挥市场对供求、价格、竞争等的调节机制，构建以价值和市场为核心的内模市场体系，促进各交易主体优化资源配置、改善经营活动、积极参与竞争、提高投入产出。电力公司将所属各发供电单位、支撑保障单位、市场化单位全部纳入内模市场，按三种不同类型单位的市场化特性设计运行机制，通过市场定价、有偿服务、业绩考核及有效激励，发挥市场功能，引导各单位优化资源配置、提升运作效率。本文对某省电科院内模市场体系建立及收入成本核算方法进行探讨。

1内模市场核算体系的建立

核算体系建设的主要内容是交易主体、交易对象、交易价格和交易规则等四类市场要素的建立。

1.1明确交易主体

分为支撑主体、管理主体两类市场交易主体。1)支撑主体:包括设备状态评价中心、电网技术中心、电源技术中心三大生产部门。主要交易活动为向公司各业务管理部门和公司内部单位提供支撑保障服务，部分业务对外提供市场化服务(主要包括发电企业和电网基建项目)，向外部供应商采购各类物资与服务。2)管理主体:包括发展安监部、科技部、财务部、党建部、组织部、审计部和办公室七个管理部门，管理主体不直接参与内部交易，根据提质增效要求设计、测算增量效益，纳入部门绩效评价。