新一轮电改开启六年来，市场交易电量逐年增加，交易电量比重大幅提高，交易品种持续丰富，电力现货市场建设取得突破性进展。现货市场承载着电力的实物交割，具有发现电力在不同时空价格，还原电力商品属性，引导中长期合约签订的巨大作用。电力市场化改革的深入推进，特别是现货市场的全面开启，对发电集团市场运营管理模式带来了新的更高要求，亟需发电集团在经营理念转变、机构职能调整、技术实力提升上下大气力、寻求突破。

发电集团运营管理现状分析

新一轮电力体制改革之前，电力的生产经营由政府主管部门-电网企业-发电厂三个层次组成，政府主管部门负责制定年度的发电计划，电网企业的调度机构负责将计划分配至月、至日，直至到5~15分钟，发电厂负责落实政府主管部门和电力调度机构下达的发电生产计划。因此，发电企业的生产经营工作主要集中在年度计划电量指标的争取及增发电量将计划指标落实方面，工作的时效性不是很强，以月-季-半年-年为周期，以年度为周期进行考核。发电集团经营工作在管理模式、考核指标、营销管理系统等方面都是紧紧围绕落实各项计划指标为目的来开展。

管理模式

目前各大发电集团，发电业务的管理体制基本上都是“集团总部-省级公司-基层发电厂”的三级管控模式，总体特点是“集团抓总、区域坐实、三级强基”。即总部相关部门主要负责指导、统计、分析和考核工作，包括产业布局的优化，营销管理制度、营销考核体系、营销目标的制定。省级公司的营销工作主要按照集团公司下达的营销任务目标，统筹考虑所辖区域内所有发电企业的成本，结合政府和电网调度部门基于“三公”原则下达的电量、电价计划，确定发电量争取的结构、价格、内部发电权置换等，把集团的目标任务分解给区域内各发电企业（基层发电厂）。基层发电厂主要是根据电、热量计划指标，合理安排机组检修计划，加强机组运行管理、提升安全生产可靠性，减少机组非停、非降等影响因素，根据分配的电量指标，厂级营销工作的重点是努力增发电量、积极落实发电量计划。

考核指标

由于传统计划体制下，电量计划与营收和利润息息相关，所以目前大部分发电企业绩效考核仍然是电量计划兑现率和利润总额的双重考核。集团公司对企业绩效实行全过程管理，采用对标管理的方法，以同行业、同区域、同类型（企业、机组）先进水平为标杆值，对绩效指标实行分析、评价和监控。集团公司各职能部门负责对分管指标进行管理，定期实行对标分析与评价，并将对标分析评价的结果向企业反馈和沟通，指出存在的问题与差距，帮助二级单位研究制定整改措施。在计划体制下，因为电价是相对固定的，所以发电集团以发电量（利用小时数）为考核指标，发电企业只需努力争取计划电量指标，积极开拓市场化电量，并紧跟调度实现电量计划的落实，增发、强发电量，保障足够的利用小时数，便可以完成总部分配的利润指标。

营销管理系统

目前的营销管理系统功能主要是记录各基层发电企业电厂的发电量、利用小时数、机组状态等数据，以保证集团总部可以真实、快速地了解各省级公司的生产经营情况，实现安全生产的可控，以达到对所属省级公司的全面管理，并依据发电量、利用小时数、利润完成情况等静态数据，实现对下属发电企业的管理和考核。基于现有功能的发电集团营销管理系统，并不具备多专业协同，根据燃料成本、市场供需等因素快速决策并下达指令到每个电厂和每台机组的功能。

发电集团运营环境变化

随着电力市场化改革的不断深入，发电企业面临的市场环境、竞争模式和生产运营管理等方面都发生了实质性改变。

中长期交易逐步替代政府分配计划

2019年随着经营性发用电计划全面放开，各省约放开2.6万亿千瓦时计划电量。中长期电力直接交易将承接放开的发电计划，中长期直接交易品种层出不穷，直接交易竞争的形势较计划分配背景下的竞争，复杂程度大为上升。作为大型发电集团，一般拥有多家发电企业，涵盖了煤电、水电、风电、光伏、燃机等各类电源品种，不同品种电源分别参与不同类型的市场交易，市场分析、竞争报价、合同结算等各个环节十分复杂，管控难度大。在区域市场环境下，发电企业单独交易获取信息有限，缺乏全国视野和全局观念，难以形成合力和发挥集团体量优势。

电力现货市场推动计划调度方式改革

在中长期直接交易快速发展的同时，电力现货市场试点推动速度明显加快。国内首批8个电力现货试点全部进入长周期结算试运行。电力现货市场是指开展日前、日内、实时电能量交易和备用调频等辅助服务交易，以短时和实时的电力交易为主，是传统日前与日内发电计划制定、实时调度平衡和辅助服务机组安排的替代者。电力现货市场本质要通过安全约束下的经济调度代替计划调度下的日计划制定和实时平衡工作，电力现货市场交易以5~15分钟为一个时段，以一天为一个周期进行，交易的频度高，交易结果直接关系生产运行方式和企业利润。电力现货市场的交易模式和规则与现行的基于物理交割的电力批发市场有很大差异，决策时效性要求发生了质的变化，需要具备实时信息共享、集中分析、策略互补以及风险控制的能力。

以省间优化配置资源为特点的省间交易兴起

目前，随着跨省跨区输电能力的提高，依托输电通道进行的省间交易电量比例越来越高，尤其在国家提出要依托输电通道更好地为消纳西部的清洁能源服务以来，以省为市场重心的形势逐渐变为省内省间并重，很多营销工作将要扩展到省外。随着市场机制的完善，大区交易机构的融合，电力市场打破省间壁垒，形成全国统一电力市场体系将成为必然趋势，未来营销工作将出现省间和省内两重重点。这种变化所要求的整合各区域公司资源、快速传递市场信息、统筹整体利益制定经营策略的运营能力，是现有三级运营机制所不具备的。

现货市场运行给发电集团运营管理带来的挑战

随着电力现货市场的建立和不断完善，带来电力系统运行机制的巨大变化，原有的运营管理制度、经营理念均需要进行优化。

管控模式需要优化

现货市场运行后，要求发电企业管理模式做出一定调整优化，需要企业统筹生产、财务、营销、煤炭管理等部门快速集中决策，进行机组报价，在快速迭代中决定各台机组在实时市场中的运行状态，实现集团的利益最大化。发电集团目前的三级管控模式，运营管理链条长，决策信息传达慢，无法适应现货市场快速响应、时时报价的运行特点。在国外成熟的电力现货市场中，发电集团一般采取集中运营、两级管控模式。像澳洲发电公司普遍采用所属机构集中报价、多专业协同、基层电厂执行落实的现货运营模式。各省区域公司是利润中心和发展中心，电厂是安全生产中心和成本控制中心，电厂在区域公司的统一协调下，坚决杜绝同一利益行动人的不同电厂出现“左右手互博”现象，统筹开展年度检修计划、机组状况、运行负荷、燃料供应、成本控制等工作的安排，交易部门与生产、燃料、财务部门实时沟通，并且保持协调一致。

考核指标需要改进

电力现货市场运行后，需要弱化“三同”对标，强化“集团收益最大化”，考核突出量价协同，逐步降低电量考核指标的比重，更加偏向利润指标。在现货试运行期间，某省央属发电集团基层发电企业为了完成现有绩效考核指标，在超额完成利润目标的情况下，采用在电力现货市场中报低价，来兑现利用小时数，虽然满足了利用小时数和利润的双重考核，但总利润却降低为试运行前的三分之一。所以，现货市场运行后，发电集团应重新制定考核机制，确定考核指标，引入市场竞争表现指标，考核标准与市场联动。区域公司统筹优化所辖区域内发电资源，通过市场竞争、量价配合实现利润最大化，总部应强化对区域公司利润考核力度，量价不能兼得时利润应当为先。

营销管理系统功能需要加强

电力现货市场运行后，集团营销管理系统要围绕现货交易设计功能，包括经营工作的前台、中台和后台。其中应包括基本信息、生产运行、成本分析、动态经济、潮流分析、市场分析、售电策略制定及报价决策、数据申报、市场信息查询、结算考核、经营评估等功能。集团营销管理系统能实时将发电厂各台机组的运行状况传导至集团公司，并对重要性能指标进行计算、比较、分析，以实现在整个发电集团内进行运行及系统优化、性能分析、负荷经济分配、信息共享及管控一体化，以实现集团利益最大化的目标。国际上，作为成熟的国外参与现货市场主体，新加坡大士能源公司内部设置了专门信息化支持团队，与交易部密切配合，根据市场变化和业务需要，随时开发、调整信息系统市场分析、市场仿真、竞价辅助支持等功能模块，更灵活地支撑市场竞报价决策工作。

面对新一轮电力体制改革，有的发电集团已经组建有针对性的机构或部门，以更好适应快速决策、快速反应的现货市场竞争，抢占市场先机，赢得市场主动，提升市场竞争力。

加快组建发电集团运营报价中心

为积极适应不断深化的电力市场化改革，应对白热化的市场竞争，发电集团需要及早转变传统经营思维，完善市场运营组织架构，加快现货人才储备培养，在集团总部和区域分公司分设运营报价中心是有效应对竞争的可行之策。设立运营报价中心具有三方面的意义，一是由于各省电力市场交易具有一定的共性，增设统一管理的运营机构，建立一支专业化电力市场交易团队能够更好地适应全局的竞争形势，整合散落在各个部门的经营职能，提升决策效率和决策水平，统筹应对电力市场交易；二是运营报价中心在传统电量计划、经济运行、电费管理、竞报价集中决策等工作以外，能够实现市场交易专业化管理，统筹金融衍生品市场和风险控制，能够有效增强市场竞争能力。三是运营报价中心可统一联络协调各发电主体和合作伙伴，适应跨区域同一发电集团不同分子公司合作的需要，有助于实现全国性发电集团大范围配置资源获得经营红利的需要。

运营报价中心的功能

针对新的经营形势，集团运营报价中心的功能可包括政策追踪、经济运行、现货分析、售电策略与金融衍生品管理、系统建设和投资评价。

政策追踪。从各国的电力市场建设史来看，电力工业的市场化改革是综合性的改革。在电力工业运营机制改革过程中，产业政策和政府管理机制等方面都会发生配套改革。同时，国家要求从提出到稳定阶段，过程中变化频繁且直接影响企业利益。因此，政策追踪的重要性不言而喻。运营中心的政策追踪工作，要培养一批与政府有关部门使用专家同样水平的人员队伍，一是紧密跟踪国家各项政策的变化，分析对集团可能产生的影响，提出应对策略；二是积极参与国家政策制定，为国家部委制定政策和市场规则贡献智力支持，更多地在制定过程中发出行业的声音，发挥专业化的特长，为中央的改革工作作出贡献；三是加强与国家部委使用专家的协调沟通，推动专家了解行业历史、企业现实困难，使专家为政府提供的专业意见更为切合实际。

经济运行。对于全国性的发电企业，通过时间和空间上的优化，形成利润增长的潜力较为巨大。同时，各地摸索出行之有效的经验在其他分公司复制实施的可行性较强。运营中心经济运行工作，一是要逐日监测公司各机组生产运行情况，执行合同情况，以及当日变动成本情况，督促各二级机构提高机组运行效率；二是基于掌握的公司各机组情况，一方面抢前抓早地发现发电机会，另一方面积极利用跨省区通道两侧发电成本差，实现全国范围内公司已签订合同的优化，并减少“弃风、弃水、弃光”；三是按周期汇总针对全国性统一政策（例如辅助服务）、各单位好的经验和做法，整体提高各单位工作水平。

现货分析。电力现货市场是计划调度的市场化形态，主要进行中长期合同的实物或者财务责任现货交割，和中长期合同没有覆盖的现货交易。电力现货市场交易频率高，最少每天一次，市场成熟后直至电力交割时刻前1-2小时仍然可以根据实际供需情况修改报价，与发电实际生产紧密相连。同时，由于现货规则复杂（替代计划调度体制下各种调度规程规章），在建设过程中调整的频率也较高，澳大利亚现货市场建设20年，电力现货规则修改了八十余次。因此，运营中心在现货分析方面，一是要掌握各试点地区现货市场运营情况，分析规则中存在的问题；二是以此为基础积极参加各现货市场的完善工作（或组织二级单位的运营中心开展此项工作）；三是起到现货市场分析中心的作用，确定各现货市场的报价战略。

售电策略和金融衍生品管理。电力现货市场运行后，日内价格波动较为剧烈，需要依靠中长期交易和金融衍生品平抑风险和锁定收益，售电策略制定的水平高低，对该项工作影响很大。同时，以现货价格为锚，期货为代表的金融衍生品会很快上线，需要熟悉电力现货市场和电力生产的人员与金融专业人员联合，制定参与交易策略。特别是从国际经验看，一般监管机构对标准化曲线的差价合约集中交易管控很严，但是对发电企业以柜台交易（OTC）方式，向中小用户提供标准化曲线差价合约的分散交易方式容忍度较高，很有可能这是开设电力现货市场地区发电企业又一新的业务发展方向。因此，运营中心的售电策略和金融衍生品管理功能要包括，一是根据市场形势和集团机组特点，对用户进行分类和评估；二是通过基于全局数据的中长期市场仿真，确定年度售电合同套餐和售电价格；三是参与金融衍生品交易，制定OTC标准曲线合同。

系统建设。电力现货市场、中长期交易、金融衍生品交易会产生海量数据，对于分析员和交易员来说，是仅依靠人力不可能完成的任务，各项制度也需要技术支持系统作为平台进行落地。同时，由于发电企业的策略很多事关公司核心商业机密（没有任何数据检索中存在发电企业人员撰写的报价策略文章），即使依靠软件公司建设系统，也需要培养一支能够进行一定软件修改熟悉电力市场的队伍。全国性的发电企业，一个省份建设一套价格昂贵的市场技术支持系统会造成很大浪费，应当在总部层面统一开发，预留接口，各二级单位依据各地实际进行二次开发。系统建设应当按照减轻分析员（交易员）工作压力、智能抓取（生成）分析图表和辅助决策三个阶段建设，不必一开始就求大而全，等待市场模式稳定建成第三阶段即可。

投资评价。集团原有的投资评价均在静态背景下完成，当电力市场化之后，项目的技术经济评价放在市场环境下，可以采用连续的生产仿真模拟进行投资评价。运营中心长期监测现货、中长期和金融衍生品市场，并且具备通过全局数据连续仿真预测现货价格的能力，该系统稍加改造就可以进行连续的生产仿真模拟，其仿真结果可以作为规划部规划项目的依据之一。

经营工作组织架构

顺应市场化改革要求，创建发电集团市场营销部统一管理，售电公司负责客户市场开拓、运营报价中心负责统一竞争报价、发电企业以销定产的“三位一体”的运营新体系。随着电力市场改革的推进，电力批发市场和零售市场完成细分，原本发电企业市场开拓的职责逐渐转向售电公司，成为零售市场开拓重要主体。随着电力现货、辅助服务等实时竞价交易的实施，发电集团成立区域运营报价中心是应对市场发展的必然趋势。区域市场营销部统一管理的职能相对明确固定，售电公司、运营报价中心、发电企业的职能需要梳理清晰，形成科学的具有较强竞争力的营销体系。

经营工作职责界面

市场营销部。市场营销工作管理部门。负责“运营一体化”的体制、机制建设，编制下达年度市场营销目标任务；负责开展与政府部门和其他发电集团的沟通联系，统筹协调管理内部售电公司、发电企业、运营报价中心；负责市场开拓、市场交易等方案的审核，监督营销指标的执行落实；负责建立健全营销管理办法及规章制度，建设市场营销队伍。

售电公司。电力用户开拓和综合能源服务实施主体。负责组织开展市场用户开拓、零售交易洽谈签约，维护电力用户关系；负责售电计划编制调整、售电结算、偏差考核管理等售电指标落实工作，解决电力用户提出的问题；负责收集电力用户市场信息，汇集分析电力用户负荷曲线，并提供给运营报价中心；负责制定售电公司管理制度及交易管理实施细则。

基层发电厂。生产经营目标落实主体。负责提供燃料成本、机组运行状况等生产信息，辅助运营报价中心开展交易决策；负责供热业务和厂内安全、经济运行管理，控制好机组运行与电力现货、辅助服务等市场的衔接；负责交易指标的落实，完成月度交易计划的分解和偏差考核管理；配合售电公司开拓用户市场和协助维护用户关系。

运营报价中心。市场交易统一竞争报价的主体。一是负责统一策略。统一收集国家和各区域电力市场相关信息，研究分析电力市场政策和交易规则，参与所在区域政策和规则的修订（区域报价运营中心），制定各类型交易的竞争策略，确定各批次交易目标，统一分析竞价结果，控制交易风险。二是负责集中报价。整合发电集团系统营销资源，代理集团系统发电企业实施整体竞价策略，集中管理报价平台，采取集中竞价交易，根据市场变化和整体营销形势实时调整报价方案，集中管理竞价结果指标数据，实现整体竞争效益最大化。三是协调中枢。代表集团总部层面与政府主管部门、电力交易中心、电网调度机构沟通协调电力市场交易相关问题，传达相关通知要求。协调发电企业经济运营，落实电力市场交易指标，协调电厂批发与售电公司零售之间交易纽带关系。

当然，运营报价中心的架构、功能设计，也需要根据各个电力市场的不同要求，有针对性地进行设计，很难有唯一方案。进入“十四五”，电力体制改革即将开启新的篇章，电力现货市场将全面开启。发电企业唯有“思维抢先一步，技术领先一步，动作更快一步”，加快转变经营思维、优化运营报价机构、加强人才和技术储备，才能在汹涌的电力市场化改革浪潮中抢占先机、乘风破浪、勇立潮头。