新电改下发电集团的新挑战

电力18讯：新一轮电改促使发电集团营销模式从“指令发电-单一售电”计划模式，向“订单发电-多元售电”市场竞争模式转变。同时，发电集团的经营定位和经营模式将发生根本性改变。



三年来，新一轮电力体制改革已获得业内普遍共识，总体进程稳步推进。就整体方案而言，此轮电改呈现以电力市场化为主的鲜明特征，给发电集团带来了新机遇，也带来了巨大的挑战。



本轮改革将构建有效竞争的市场结构和市场体系作为基本目标之一，提出推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制的多项措施。发电集团经营环境将发生根本性变化。近期看，将对盈利水平、经营方式和发展模式带来冲击和挑战，总体上压力大于机遇。远期看，机遇与挑战并存。



发电集团面临的有利条件



宏观经济仍然具备稳定增长的基本条件。我国的经济总量已经跃居世界第二，经济增量十分可观。我国将重视实体经济，大力振兴实体经济，夯实经济发展基础，培育壮大新的发展能力。



总体而言，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。



全国全社会用电量增速虽然有放缓的趋势，但实体经济的发展将带来用电量的增长。由于我国用电量基数高达6万亿千瓦时，每提高1个百分点，将增加电量600亿千瓦时。国家加大力度平抑煤价异常波动，建立电煤中长期合作基准价格确定机制，煤电燃料成本压力可能缓解。



总体上，我国在调结构、转方式过程中，新的电力需求正在形成，电源建设得到有效控制，为长远供需平衡奠定了基础。



市场化改革有利于促进发电集团转型升级。电力市场化能够从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激励效应，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。



新一轮电力体制改革将重塑发电侧，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。市场竞争将推动发电集团顺应新形势，积极应对电力市场化改革进程，加强营销体系和营销队伍建设，加快推进售电业务实质运作，稳步推进增量配电业务发展，做好应对现货市场建设准备，全力化解市场风险，努力赢得更大改革红利。



另一方面，配售电业务放开也给发电集团带来发展新机遇。放开配售电业务，加大了对分布式电源发展的支持力度，为发电集团提供了新的发展空间。



在经济新常态下，售电业务的价值在于其能够与发电业务形成有效的产业协调，从而激活和利用存量发电产能、拓展增量发展空间，增强企业核心竞争力和盈利能力。售电业务以及增值能源服务业务，属于国家重点扶持、代表新型发展方式的生产服务性业态；进入这一新兴业态，利于发电集团从传统单一的生产型企业向现代化生产服务性企业转型升级。进入售电业务，为发电集团在今后发展中融合用户侧技术革命提供了有效途径。



目前，电力行业发电、输配电环节技术相对成熟，而用电侧的技术发展方兴未艾，进入售电业务，能够有效获取技术革命所释放的商业红利。



全面实施能源革命既是宏观能源发展战略的要求，也是电力发展的内在需要，在绿色、低碳、智能、高效的战略基础下，有序放开发用电计划，就要服从于能源革命导向，服务于节能减排目标，坚持清洁能源优先上网，通过建立优先发电权制度，保障清洁能源发电、保障调节性电源发电优先上网。



国家陆续出台多项促进清洁能源多发满发的政策，优先发电政策为清洁能源的发展与消纳带来了充分保障，给发电集团带来了极大的发展机遇。



新电改带来的不利因素



新一轮电改主要是按照“管住中间、放开两头”的体制架构，通过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、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，来全面建立公平竞争、规范有序的电力市场。



这将引导发电集团向售电产业链延伸，会导致发电集团的经营定位和运营模式发生根本性改变，发电集团的经营战略定位必将由发电集团向综合能源服务商转变，运营模式将由生产经营型向经营生产服务型转变。



三年来，竞争性电力市场已初具规模。2016年全国市场电高达1万亿千瓦时，占全社会用电量的近19％；2017年市场化交易电量约占全社会用电量的26％，超1.6万亿千瓦时。2018年预计超2万亿千瓦时。



“三放开”将发电集团从“指令发电-单一售电”计划电量模式推向“订单发电-多元售电”市场竞争模式。还有逐渐成熟的电力现货市场，分时报价将带来分时生产，发电企业经营管理面临巨大挑战。



首先，同业竞争更为激烈。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；竞争领域仍以原有的成本竞争为主，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。集团公司必然面临同样的挑战。



其次，下游用户市场的议价能力提升。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。我国工业用电量占全社会用电量的七成，本次改革首先放开，其价格与国际同比居于高位，略低于资源相对匮乏、可再生能源占比高的欧盟，高出美国平均工业电价水平近30%，该问题已成为社会关注焦点。售电侧放开后，日趋增多的售电主体将提高下游市场的组织化程度和议价能力。特别是地方电力企业组建的售电公司，对发电集团产生新的、来自用户侧的强大价格压力。



第三，从新能源对传统火电的冲击来看，分布式发电作为传统电源的替代供给，其规模将迅速扩展。促进分布式电源发展是9号文件部署的主要改革内容之一，未来其发展空间将得到有效优化，规模将达到在优质目标市场（主要是东南沿海和经济发达地区）挑战传统火电的地位。



第四，大型发电集团转型较慢，还处于计划模式惯性中，内部市场营销人员缺失、市场化经验不足。在电改政策研究、市场营销谋划、抢占优质客户、报价方案制定、情报收集、多方协调等方面暴露出弱势和不足，不能快速满足市场化需要。




当前，发电集团电力营销工作显得尤为重要。无论经营存量还是发展增量，抓好减量，一切都应向市场化转变，贴近市场，主动适应才有出路。



从长期处于计划模式走过来的发电集团，特别是大型发电集团，由于专职营销人员人手不足，市场营销功能发挥受限，在电改政策研究、市场营销谋划、抢占优质客户、报价方案制定、情报收集、多方协调等方面暴露出弱势和不足。营销人员市场化经验少、对外协调和业务能力相对较弱，不能较快较好地适应日趋激烈的市场竞争局面。