电力金融市场范文

电力金融市场范文（精选9篇）

电力金融市场 第1篇

自20世纪80年代世界各国掀起电力市场化改革的热潮以来, 提高市场效率和控制市场风险, 始终是电力市场投资者、设计者、运营者和监管者共同关注的焦点。电力金融市场可以有效控制市场风险, 为越来越多的国家所采用。中国如何在近期和未来开展电力金融交易, 因国情不同, 国际经验不能直接照搬, 因此, 有必要对中国电力金融市场的实现方式进行系统的研究。本文对此问题进行了探讨。

1 中国电力市场发展的现状

中国竞争性电力市场的实践探索始于1998年。1998年底, 国务院决定开展“厂网分开”和“竞价上网”试点, 要求在上海、浙江、山东、辽宁、吉林、黑龙江6省 (直辖市) 进行“厂网分开、竞价上网”的电力市场试点工作。6个试点省 (直辖市) 的电力市场中仅有电能市场。其中, 浙江电力市场包括实时交易、日前交易和长期交易, 其余5个试点电力市场包括日前交易和长期交易。

2004年至今, 东北区域电力市场曾经进入试运行阶段, 在经历了暂停、重启的过程后, 目前已暂停运营, 进入总结阶段;华东区域电力市场曾经进入试运行阶段, 目前暂停运营;南方区域电力市场进入模拟运行阶段。

尽管目前市场处于暂停状态, 但电力交易仍然存在, 特别是各级电力交易中心 (包括国网电力交易中心和南网电力交易中心) 成立后, 电力交易活跃。

2007年8月2日, 国务院办公厅发出《节能发电调度办法 (试行) 》的通知, 随后确立了河南、江苏、四川、广东和贵州5个试点省[1]。表面看来, 节能发电调度与电力市场是背道而驰, 但是如果考虑能源资源的稀缺和环境资源成本等外部成本, 两者在实现节能、环保和经济性目标上应该是一致的。节能发电调度的有效实施, 将推动中国电力市场向“低碳、绿色电力市场[2]”的方向前进一步。

2009年国家电监会、发改委、国资委各自领衔电力市场建设、电价改革及主辅分离3项电力改革, 并确立“以电力市场建设为平台, 以电价改革为核心, 以大用户直购电为突破口”的原则进行新一轮的电力改革。实际上, 一些省 (直辖市) 很早就进行了大用户直接购电交易的尝试[3,4,5]。国家相关部门也出台一系列政策[4]和措施, 积极地推进试点[6]、扩大试点范围, 进一步明确了市场准入条件、试点主要内容、计量与结算、组织实施等内容[7]。

2 当前电力市场与有效的电力金融市场微观结构比较

一般, 市场微观结构由5个关键部分组成:技术、规则、信息、市场参与者和金融工具[8]。市场设计者和组织者的主要作用是将上述5个部分合理地组织起来发挥最大的效用。因此, 高效的电力金融市场不但需要具备完整的市场微观结构, 而且需要通过有效的交易制度将微观结构要素合理地组织起来, 与电力现货市场完美衔接, 一起发挥最大的效用。如图1所示。

将中国当前电力市场与有效的电力金融市场[9]微观结构进行比较, 如表1所示, 可以发现中国当前电力市场微观结构条件相差甚远。

要建立完善的电力金融市场, 需要逐渐健全市场微观结构, 因此, 以有效的电力金融市场微观结构为参照, 设计中国电力金融市场的微观结构优化路径和实现方式。

3 建立电力金融市场的切入点

随着中国电网建设的发展, 已形成了华北、东北、华东、华中、西北和南方六大区域电网, 其中华北、东北、华中三大电网已实现交流同步互联, 华中与华东、华中与西北、华中与南方电网已实现直流互联, 区域间、省 (自治区、直辖市, 下同) 间电网互联增强。南方电网区域内跨省电力交易主要是云南、贵州、广西送广东;跨区电力交易主要是国网送南网, 以及三峡点对网送南网。目前中国的跨区、跨省电力交易, 根据交易品种的不同, 可以划分为长期的电量输送交易、短期的电力余缺互济交易等;根据交易模式的不同, 可以划分为按照政府计划组织开展的交易, 由交易主体间双边协商 (包括电厂与电网的双边交易、电网与电网间的双边交易) 开展的交易等;根据交易主体的不同, 跨区、跨省电力交易可以划分为点对网交易和网对网交易, 点对网交易又分为点对省网和点对区域网, 网对网交易分为省网之间和区域网之间的交易等。

仅仅各省内开展电力交易, 无法实现电力资源、一次能源和其他可再生能源的合理利用, 造成社会福利损失。中国电力市场实际上已经走过了小范围的省内电力交易时期, 进入大范围的跨区、省电力交易的时期[10]。目前, 除北京、天津、新疆、西藏、海南外, 六大区域和25个省已开展了跨区、跨省电能交易, 对实现水火互剂、丰枯互剂、峰谷互剂, 缓解供需矛盾, 促进节能减排和更大范围的资源优化配置, 发挥了突出作用[10]。

从普通商品市场到商品期货市场的发展历程可以看出, 它也是一个从小范围的双边现货交易, 到实物远期交易, 再到大范围的实物远期交易的过程。由于远期交易发生违约率较高, 致使另一方遭受较大损失, 于是交易各方迫切希望能有更好的交易机制尽可能地规避这种风险, 就产生了期货合约交易, 最后发展到集中竞价的期货市场交易。从国外的电力金融市场实践来看, 各国电力交易和电力市场化进程, 几乎也都是先小范围进行电力双边交易, 逐步发展形成电力金融市场。

目前, 中国短期内电力现货市场难以建立起来。没有现货市场的条件和基础, 只有立足于中国电力交易的现状, 借鉴普通商品市场和北欧电力市场的发展思路, 从跨省、跨区年度电力交易和月度的临时交易入手, 建立电力远期合约市场, 依次突破瓶颈, 逐步建立电力金融市场。因此, 中国建立电力金融市场的切入点应该是跨省、跨区电力交易。

4 中国电力金融市场的建设目标

4.1 中国电力金融市场建设的总目标

从中国的政策环境、电力市场的发展现状及趋势出发, 中国电力金融市场的总目标是建立规范、开放、活跃的电力金融市场, 完善电力市场体系。电力市场体系需要电力金融市场来支撑和升华, 有效引导电力投资, 提高电力交易的经济性和社会效益, 实现资源更大范围的优化配置。

4.2 阶段目标分析

由于中国目前没有完备的电力现货市场基础和市场微观结构条件, 为实现电力金融市场建设的总目标, 将中国电力金融市场建设分为1个起步阶段和3个建设阶段。

1) 起步阶段

建立“归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅”的现代宏观产权制度和“产权清晰, 权责明确, 政企分开, 管理科学”的现代企业制度, 这是电力市场建设的前提条件。起步阶段是在现有基础上进一步健全现代产权制度, 实现初期合约市场的起步。因此, 其建设目标是:健全现代产权制度 (包括宏观和微观的) , 规范电力实物远期合约交易及发电权交易行为, 实现初期合约市场的平稳起步, 建立跨省、跨区的电子公告板交易市场。起步阶段主要是创造电力金融市场建设的实物市场基础和市场微观结构条件。

实物合约交易主要包括跨区、跨省的 (年度、季度) 电力远期合约等。集中和双边的实物合约交易是较为原始的, 然而是普遍存在于所有商品交易之中的交易形式, 其竞争程度相对缓和, 也是电力市场的基础交易形式。从国外实践经验来看, 大量的交易通过月度、年度, 甚至更远期的合约交易完成, 有利于规避竞价存在的市场风险, 有利于形成稳定的市场供给和价格[11]。因此, 开展年、季电力远期交易是必要的, 也是可行的。

发电权交易 (月、星期、日) 是实物合约交易的补充, 是一种过渡的交易品种。由于发电权交易受到区域限制和输电线路的约束, 因此, 在交易双方匹配时应遵循“电气距离就近, 网损最小”的原则。目前发电企业拥有的发电权, 绝大多数来自于政府配额。随着电力市场化改革的深化, 应渐进地推行竞争性电力远期合约交易, 减少发电权的政府配额, 直至完全实现市场机制。由于发电权交易既可以包含市场竞争的成分, 又可以包含金融性交易的成分, 因此, 发电权交易与实物远期合约交易的有机配合, 是中国电力市场实现平稳起步、顺利过渡的可行路径。

2) 第1阶段

电力金融市场第1阶段的建设目标是:规范电力实物合约条款, 包括实物远期合约 (1 a～2 a) 、月度实物合约和发电权交易;完善跨区、跨省的电子公告板交易市场。该阶段的工作主要是进一步完备电力金融市场建设的实物市场基础和市场微观结构条件。

月度实物合约和发电权交易与起步阶段有所区别, 在起步阶段的基础上进一步规范合约条款, 向标准化的目标推进, 允许合约再交易, 具有一定的金融属性, 但是最后必须进行实物交割, 因为月度电力实物合约和发电权交易均是实物远期合约电量的基础上进行的交易, 以实物远期合约为主, 月度电力实物合约和发电权交易为补充。

实物远期合约 (1 a～2 a) 不能进行再交易, 流动性差, 这有助于规避电力价格波动的风险;月度实物合约可以进行针对实物远期合约 (1 a～2 a) 的分解电量进行回购, 避免违约风险;而具有金融性的发电权交易合约可以在交易平台上进行再次交易, 也可在电子公告板交易市场中进行挂牌交易, 这样双方交易主体都有一定的规避风险的空间, 有利于提高交易主体的积极性, 促进市场的健康发展。规范的电力合约和市场交易规则, 要求交易主体按交易时序有序开展年度实物远期合约、月度实物合约交易和发电权交易, 并不断完善市场运行机制, 为建立市场第2阶段奠定基础。

3) 第2阶段

第2阶段的建设目标是建立统一的电力交易平台, 有序开展金融性远期合约、差价合约等金融性交易, 建立柜台交易 (OTC) 交易市场。

第2阶段已具备一定的现货市场基础, 此时可开展的交易品种主要有金融性远期合约、差价合约、发电权交易和物理输电权交易等。国外远期合约既有实物的 (如日本) 也有金融性的 (如英国新电力交易制度 (NETA) 、英国电力交易和输电制度 (BETTA) , 北欧) [11,12], 为了增强市场流动性, 将其设计为可交易的金融性远期合约 (年、季) , 可以在限定范围内自由流通和定向交割, 从而为市场交易者提供套期保值和有效的风险管理手段。

差价合约 (例如年、季、月、日的差价合同) 属于金融性合约, 在不同的市场, 其定义不同。北欧电力市场中的差价合约是进行金融结算的金融合约, 它是为了向市场参与者提供一个可对电力现货市场的系统价格和具体某个电力现货市场的地区价格之差进行调整和套期保值的工具[13,14,15];而澳大利亚电力差价合约是从最初的政府授权差价合约, 发展为市场化的多种形式的差价合约, 是购电方与发电商之间签订的一种金融合约[16]。无论采取哪种差价合约, 对市场参与者而言, 均可在一定程度上实现规避风险的目的, 但要视现货市场的情况确定差价合约是否开展。中国各省电价差异较大, 通过差价合约调整价差, 为建立全国统一的电力市场提供可能。

物理输电权是指拥有者所具有使用这条路径输送功率的权利。反方向的物理输电权在确定将要公布的输电权的数量时不能被抵消。英法间物理输电权分为3 a, 1 a, 1 d这3种, 优先安排3 a的输电权拍卖, 其次是1 a的输电权, 最后剩余容量以日输电权 (1 MW为单位) 的形式拍卖, 采用“不用即舍”规则, 允许以简短公告进行交易[16]。中国电力金融市场, 条件成熟时可分为年、月、日3种物理输电权, 进行自由交易。

金融输电权是金融结算的交易, 其结算取决于电力现货市场的成交结果。当电网在输配电过程中发生阻塞时, 金融输电权的拥有者获得经济补偿, 以保持输、配电价格的长期稳定性[17]。实施金融输电权机制使得电网的实际运营与电网的产权分开, 这样就使得实际问题明显得到简化, 克服了物理输电权机制在实际应用中所存在的问题。金融输电权交易必须在输、配电价机制较完善的情况才能发挥应有的效用。在现货市场设计中加入金融输电权机制已经成为目前国际上电力市场设计的一个明显的特征。因此, 在输、配电价机制和现货市场健全前提下, 金融输电权是可行的交易品种。但是, 在中国近期市场开展金融输电权交易尚不具备条件。

根据上述分析, 适宜在市场第2阶段开展的交易品种有:跨省、跨区的 (年、季) 电力远期合约 (包括实物型和金融型) 、差价合约、发电权交易。

4) 第3阶段

第3阶段的建设目标是:在第2阶段的基础上, 适时开展电力期货、期权等标准化的电力金融合约交易, 进一步完善电力金融市场和OTC交易市场。

第3阶段将延续第2阶段的金融性电力衍生品, 适时引入电力期货、期权合约等标准化合约, 并将实物远期合约放在实物市场中交易, 完善场外的OTC市场交易。

有一点需要说明, 第3阶段的交易产品不仅仅以实物交割了结合约, 更多的是将之作为一种投资工具去获益和套期保值。

5 电力金融市场的实现方式总体设计

国外电力金融市场是在电力现货市场的基础上建立的, 与电力现货市场密切关联, 如欧洲能源交易所 (EEX) 、阿姆斯特丹电力交易所 (APX) 、北欧和美国纽约期货交易所、芝加哥商品交易所的电力期货交易, 无论是金融结算, 还是实物交割, 结算时是与现货市场紧密联系的。

中国电力金融市场建设不能完全照搬国际经验, 但必须遵循“循序渐进, 电力金融市场与电力实物市场相匹配”的原则。目前中国电力交易的市场行为很少, 处于积累阶段, 为了能更好、更快地实现市场的起步, 应立足于目前跨省、跨区电力合约交易现状, 借鉴衍生品交易理论[18,19], 分阶段地逐步扩大交易的市场化行为, 开展标准化实物合约交易, 再逐步过渡到金融性合约交易, 最后适时引入标准化电力期货、期权合约。总体设计分3个阶段, 具体方案设计如表2所示。

6 电力金融市场演化路径分析

从中国实际情况来看, 中国电力金融市场的建立需要经历一个较长时期的培育、发展和演化过程, 逐步健全市场微观结构。电力金融市场的演化路径如图2所示。

1) 第1阶段

市场起步阶段为电力金融市场建设奠定了电力实物市场基础, 如给交易双方提供一个信息公告的平台, 可以开展电子公告板市场 (初期OTC交易形式[19,20]) , 解决了电力交易组织机构如何组织交易, 交易主体间如何签订合约, 各交易品种如何配合的问题。

为保障第1阶段建设的顺利进行, 应满足5个边界条件:有明确的跨区、跨省交易的电厂和区、省电网作为交易方;有明确输电价格或长期输电协议价格;确定无争议的网损分摊规则;交易周期以年度为主, 月度 (临时交易) 为辅;进一步完善明晰合约条款, 实现合约条款标准化。

本阶段交易主体进行了扩展, 由参与跨省和跨区交易的电厂、各省内一定规模的发电厂、区域电网公司、省电力公司和符合条件的大用户组成。

交易品种是在本阶段得到适当扩展和发展的, 从年度实物远期合约演化出年度以上实物远期合约 (1 a～2 a) 和灵活价量合约。发电权交易与起步阶段的发电权交易有所区别, 允许其在最后交易期限之前可进行再交易, 使其具有一定的金融属性。

探索输电价格确定办法或长期输电协议价格的协商机制, 创造接受跨区、跨省交易的电厂和大用户参与市场的条件, 进一步完善电子公告板市场, 这是第1阶段需要完成的工作。

2) 第2阶段

第2阶段交易主体应包括平等的交易双方, 可以考虑适当降低门槛, 让更多有条件的市场参与者参与市场交易, 但还不具备条件将普通用户、电力经纪人和投机者纳入进来, 原因主要有:①缺乏众多交易者参与电力市场的经验, 难以驾驭市场;②保证市场的安全性和有序性, 比流动性更重要, 为避免市场受到干扰, 一般用户、投资者暂时无法进入市场。

在原来电子公告板市场平台的基础上建立OTC市场, 强调电力买卖双方自愿根据协商的价格进行交易, 参与者享有更多自主权。目前OTC交易方式主要有中间商撮合和做市商2种方式。中间商撮合方式由中间商根据买卖双方需要, 寻找交易对象撮合成交, 简单易操作;而做市商是国际上成熟OTC市场采用最多的交易方式[20,21], 但是对相关市场交易制度和监管制度要求较高。在电力金融性交易刚刚开展时, 做市商制度显得太超前。建议在OTC市场初期, 由电力交易中心充当中间商进行撮合交易, 交易完成后双方自行安排结算。

市场交易制度和监管制度建设是第2阶段工作的核心。

3) 第3阶段

经过前2个阶段的建设和运营, 就电力市场内部而言, 市场第3阶段已具备将普通用户、电力经纪人和投机者纳入进来的条件, 并且有广泛参与市场的内外在需求。

交易品种更加丰富, 有金融性远期合约、差价合约交易、电力期货和期权合约等。金融性远期合约与电力期货合约的区别是:①合约条款不同, 期货合约比金融性远期合约更加全面, 更加标准化, 需要明确交易品种 (基荷/腰荷/峰荷) 、交割等级、交割速率、最小价格变动单位、每日价格最大波幅等;②金融性远期合约的电量视情况而定, 可能每份金融性远期合约的电量不相同, 而期货合约的电量是标准化的, 同期的期货合约的电量一定相同。另外, 金融性远期合约可以场内交易, 也可以场外交易 (如OTC市场交易) 。

OTC市场应由中间商制度过渡到做市商制度, 由做市商负责运营和管理, 提供即时报价、成交价和成交量等信息报价。做市商通过这种不断买卖来维持市场的流动性, 满足投资者的投资需求。金融市场的大量研究和实践表明, 做市商制度绝非简单地一个做市商的名称或其双边报价功能, 而是有其完整、动态的运行机制和具体的运作标准。因此, 在电力市场OTC交易中引入做市商制度, 重要的是设计出完整、完善且动态一致的做市商制度的运行机制, 这是保证做市商制度所具有的独特功能得以充分发挥的根本性前提和机制保障。

7 建议

借鉴文献[22,23,24]的市场设计理念, 为了稳步推进电力金融市场建设, 实现电力金融市场建设的最终目标, 建议进一步完善以下工作:

1) 健全现代产权制度 (包括宏观和微观) 。“归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅”的现代宏观产权制度和“产权清晰, 权责明确, 政企分开, 管理科学”的现代企业制度, 是电力市场建设的前提条件。应逐步健全现代产权制度, 以保证电力金融市场顺利开展。

2) 规范跨区、跨省电力交易。明确跨区、跨省电力交易的主体;明确政府核定的输电价格或长期输电协议价格, 有明确的政府核定的输电价格的以此为准, 无政府明确核定的输电价格的需要签订长期输电协议;购售电双方签订电能交易合约, 并与电网公司签订输电合约;确定无争议的网损分摊规则。

3) 建立电力现货市场。电力金融市场各交易品种的价格都应该以现货市场价格作为参考价格, 电力现货市场和电力金融市场的价格变动趋势相同, 并且随着期货合约临近交割, 现货价格与期货价格基本趋于一致[25]。在电力现货市场运行之前, 对于某一金融性合约, 可以以交割期相同的实物合约的成交价格加权平均后的价格作为其合约交易的参考价格。

4) 加强电力金融市场制度建设。借鉴国外电力金融市场的交易规则, 结合电力金融市场的建设进度, 做好市场制度的制定工作。

5) 形成坚强的电网基础。不管是实物市场还是电力金融市场, 各交易品种均需以坚强的电网为基础。电网建设有利于保障电力金融市场的流畅运行, 使大量的市场参与者可以方便、快捷地进行电力期货等电力金融产品买入、卖出交易。电网的发展要保证更多的市场成员的接入。

在建立电力金融市场后, 需要深入研究如何吸引更多的市场参与者进入电力金融市场, 同时为参与者提供长期稳定的增值服务。因此, 要扩大电网覆盖范围, 保证电力资源的跨地区优化配置。加快电网与电源建设工作, 建成支撑电力金融市场的物理载体。

电力企业电力市场营销 第2篇

随着市场经济的发展，电力企业已经从单纯的追求发电量和供电量的增加，向追求效益最大化的方向转变，由此，电力企业开始通过设置合理的市场营销行为来实现效益最大化的目标。

本文主要探讨了电力企业实行市场营销的必要性，分析了目前电力企业市场营销存在的问题，并研究了解决电力企业市场营销问题的具体策略。

【关键词】电力企业;市场营销;对策分析

一、电力企业实行市场营销的必要性

虽然电力企业属于垄断型企业，但是企业要想实现效益最大化，要想实现自身的健康快速发展和竞争力，就要按照经济规律办事，需要利用市场营销这一手段，努力提高企业自身效益。

从目前的企业发展情况来看，电力企业实行市场营销是非常必要的，其必要性主要体现在以下几个方面：

1、实行市场营销，有助于提高电力企业的核心竞争力

通过实践证明，电力企业的垄断地位不断受到挑战，国家也正在制定政策改变电力企业的垄断局面，旨在通过市场调节的手段，让电力企业实现市场竞争。

在这种局面之下，电力企业要想在竞争中保持优势地位，就要利用市场营销的手段，不断提高自身效益和核心竞争力，使电力企业能够在市场竞争中处于优势地位，保证电力企业健康快速持续的发展。

2、实行市场营销是提高电力企业整体效益的必要手段

电力企业的产品除了供电和输电之外，还包括电力服务，在企业的实际经营中，市场营销拥有广阔的应用前景。

从目前电力企业的市场营销应用情况来看，市场营销对提高电力企业的综合效益起到了重要作用。

除此之外，还拓展了电力企业的服务范围，使电力企业的经营范围越来越广，经济效益越来越丰厚。

基于这种现状，电力企业实行市场营销是成为了提高企业整体效益的必要手段。

3、电力企业实行市场营销符合市场经济的发展规律

目前我国已经实现了完全的市场经济，电力企业的垄断地位在不断发生着变化，面临的市场竞争越来越激烈，在这种形势之下，市场营销作为企业发展的内在动力和内在要求，推动着电力企业不断向前发展。

所以，电力企业要想实现自身的快速发展，就要按照市场经济规律办事，就要利用市场营销这一有利手段，加强经营管理，努力提高自身效益，使企业发展符合市场经济规律。

二、目前电力企业市场营销存在的问题

由于电力企业实行市场营销的时间较短，市场营销在具体的操作层面还存在一些问题和不足，如不及时解决将影响和制约电力企业的进一步发展，目前电力企业市场营销存在的问题主要体现在以下几个方面：

1、电力企业的市场营销理念落后，没有形成完整的.经营理念

由于电力企业开展市场营销时间较短，对市场营销的重视程度欠缺，没有形成先进的市场营销理念。

市场营销理念和其他企业相比，还存在较大差距，整体理念比较落后。

除此之外，市场营销理念并没有转变成经营理念和经营手段，导致经营理念不完整，制约了电力企业的发展。

2、电力企业尚未建立完整的市场营销渠道

电力企业的销售渠道主要是指电力商品从发电环节进入电力消费领域过程中，由提供电力产品或服务的一系列相互联系的环节所组成的市场通路，包括发电企业、电网企业以及电力消费用户。

由于电力企业市场营销建立时间短，渠道建设力度和建设速度相对较弱，导致完整的市场营销渠道尚未建立起来。

3、电力企业在市场营销手段上创新不够

市场营销要想取得预期的效果，就要在营销手段上不断创新，不断用最新式的最贴合客户的营销手段来取信于客户。

对于电力企业来讲，在实行市场营销的时候，角色尚未从垄断企业中转变过来，导致了市场营销手段缺乏创新，影响了整体的市场营销效果，未达到预期的市场营销目的。

4、电力企业缺乏优秀的市场营销人才

一个企业要想做好市场营销，就要拥有优秀的市场营销人才和具有丰富经验的营销团队。

但是对于电力企业来讲，由于市场营销开展的较晚，在市场营销方面的人才储备严重不足，并且这种问题越来越明显，再不及时解决，就会严重制约电力企业市场营销的开展并影响预期效益的实现

三、解决电力企业市场营销问题的策略分析

对于当前电力企业市场营销中出现的问题，我们必须下大力气解决，否则不但无法发挥市场营销的积极作用，还会严重影响和制约电力企业的进一步发展，使电力企业的发展丧失竞争力，所以，我们针对存在的问题，要从以下几个方面采取具体措施：

1、借鉴其他企业或行业成熟的市场营销理念为我所用

对于电力企业市场营销理念落后的问题，我们应该采取借鉴其他企业或行业成熟经验的方法，通过借鉴和学习，努力形成属于电力企业自己的完善的先进的市场营销理念，使电力企业能够在先进的市场营销理念的指导下取得预期效益。

2、电力企业应下大力气努力构建完善的营销渠道

考虑到市场营销渠道的重要性，电力企业必须下大力气努力构建完善的营销渠道，通过渠道建设来优化营销结构，使电力企业的市场营销渠道真正发挥作用。

在营销渠道的建设中，我们要把握渠道优化和渠道深化的原则，使营销渠道真正的为电力企业服务，逐步拓展营销渠道的深度和广度，对现有的供电市场进行精耕细作。

只有这样才能保证电力企业提升综合竞争力，保证电力企业获得预期的效益。

3、电力企业应不断创新市场营销手段

电力企业可以在以下几个方面进行市场营销手段的创新，例如规范企业内部的管理流程，实施过程控制是营销管理的核心，通过实行营销员工绩效考核、开展营销业务稽查、明确员工岗位职责、制定工作流程是营销管理工作重要的盈利手段。

4、电力企业要努力做好市场营销人才的储备

供电企业应加强培养一批高素质的市场营销人才，逐步的提高营销队伍素质，使企业员工消除作为垄断企业员工的优越感，以客户满意、客户至上作为营销工作的出发点和落脚点，要以全新的思想来理解电力营销管理和为客户提供全天候、全过程、全方位服务的意义。

参考文献

[1]李俊.王志.加强电力营销质量管理的对策研究[J].商场现代化，.

[2]葛群英.加强营销管理是电力企业工作中的重中之重[J].科技信息，.

[3]刘金龙.电力企业转换经营机制的思路[J].湖北社会科学，1993年07期

电力金融市场 第3篇

关键词：互联网金融 利率市场化 金融创新

国外互联网金融从20世纪90年代开始发展，产生了网络银行、第三方支付、P2P信贷[ 注：.P2P信贷是指有资金并且有理财投资想法的个人，通过第三方网络平台牵线搭桥，使用信用贷款的方式将资金带给其他有借款需求的个人。]、众筹融资等多种模式。我国由于互联网普及应用较晚，互联网金融近几年才开始发展，但发展步伐很快，出现了如支付宝、余额宝、供应链贷款等创新产品。传统电商从支付宝开始进入金融领域，直接与银行和基金公司的核心业务展开竞争。面对竞争，传统金融融入互联网平台，通过互联网渠道销售产品、改变业务模式，金融与互联网多方位融合（见图1），开启了互联网金融时代。

图1 传统金融与互联网从竞争到合作，创新层出不穷

（编辑注：上版后，此图需改几个细节，见纸稿）

资料来源：申万研究

互联网货币经济：提升货币流通速度，扩大货币乘数

（一）互联网金融发展促进货币流通速度提高

之所以关注货币流通速度，是因为通货膨胀不仅与货币供给相关，也与货币流通速度相关。较长时间以来，我国货币流通速度都呈下行趋势。近年，互联网金融发展提高了金融资产流动性，培养了投资者的投资习惯，吸收小额闲散资金，推动货币流通速度上行。货币流通速度提高可能增强通胀对货币供给的敏感度。

（二）互联网金融发展增大货币乘数

互联网金融发展对货币供需也会产生影响，从货币供给角度分析，互联网金融发展会通过推动货币乘数上升，促进货币内生性增长。

1.电子货币具有高度流动性，商业银行能快捷且低成本地在头寸不足时进行融资，这会降低商业银行的超额准备金率，使货币乘数增大。

2.电子货币主要对流通中的现金产生替代并使其部分转化为活期存款，这使现金漏损率减小，使货币乘数增大。

3.电子货币的广泛使用使得资金支付结算效率提高，于是现金和活期存款所占的比重下降，而收益率相对较高的定期存款所占比重上升，货币乘数增大。

互联网金融创新对货币乘数也有负向影响，如P2P信贷平台发展促进直接融资发展，缩短银行体系内通过存贷业务实现的信用创造链条；虚拟货币发展可能促进现有货币体系外的信用创造，分流体系内信用创造。但是目前P2P和虚拟货币刚刚发展，对货币乘数的负向影响还较小。

（三）互联网金融会降低货币需求

1.随着金融市场发展，金融资产收益率提高，货币持币成本提高。互联网金融发展促进金融资产的流动性提高，资产变现成本降低。例如，余额宝类产品的推出使人们可以将为消费留存的存款也转化为投资，降低交易性货币需求（见图2）。

2.金融产品创新正朝着高流动性方向发展，如T+0 货币基金、开放式理财产品、余额宝等。未来互联网将成为金融产品的主要销售渠道，金融产品之间的转移也会更加便捷，投机性货币需求降低。

另外，随着互联网金融的发展，货币市场流动性将提高，货币的利率敏感性也会提高。

图2 互联网金融发展降低交易性货币需求和投机性货币需求

资料来源：申万研究

（四）虚拟货币发展增大货币供给，削弱货币监管

互联网金融对货币经济的另一个重要影响，是虚拟货币的产生，比较典型的是比特币。比特币是由特定算法的大量计算产生，不依靠特定货币机构发行的虚拟货币。

由于虚拟货币的发展会增大现有货币体系外的货币供给，可能引发通货膨胀，并且虚拟货币平台可能为洗黑钱等非法交易提供不受监管的平台，会逐步削弱现有货币监管对货币体系的控制力，因此目前美国和德国已经率先将比特币纳入现有货币监管体系。

目前我国还没有将虚拟货币纳入监管，随着互联网经济和金融发展，虚拟货币的应用将更加广泛，未来可能也将被纳入现有货币监管体系。比如制定发行人准入机制，如由银行统一发行；要求发行人计提主权货币准备金，以控制发行规模；监控虚拟货币发行规模和流通情况等。

（五）互联网金融影响货币政策

我国传统的货币政策是以货币供给作为中介目标以实现稳定物价、促进经济增长等最终目标，互联网金融发展对传统货币政策将产生影响：

1.互联网金融发展使得货币乘数增大，未来央行为控制货币增长速度，可能会将基础货币投放控制在更低水平。

2.互联网金融发展提高货币流通速度，同样的货币增速可能引发更高的通货膨胀，未来为了实现同样的通货膨胀目标，可能会将货币供应量增速控制在更低水平。

3.互联网金融发展促进直接融资比重提高，银行体系外的信用创造增加，导致货币停留在金融体系内，与实体经济的相关性减弱，通过货币供给目标来实现经济增长的效果减弱；虚拟货币的发展增大体系外货币供给，银行对货币供给的控制力度减弱。货币政策未来可能逐步从以调节货币供应量为主的数量型货币政策转化为以调节利率为主的价格型货币政策。

互联网金融产品：增强支付流动性，推进利率市场化

（一）互联网金融创新层出不穷

近年，互联网金融创新层出不穷（见图3）。本文将各种创新总结为四类，分别为支付方式创新、渠道创新、投融资方式创新和金融机构形式创新。

1.支付方式创新有以支付宝、财付通等为代表的网络第三方的产生和发展。随着互联网发展，传统银行业务越来越多通过互联网完成，目前我国主要国有银行和股份制银行电子替代率达70%以上，华夏银行、招商银行、民生银行的电子替代率超过90%。随着电子商务发展，第三方支付的出现解决了网络支付中的信用问题，2012年第三方支付规模达3.65亿元，同比增长66%。其中支付宝占比42%，财付通占比20%。未来，随着智能手机和平板电脑等移动终端普及度逐步提高，移动支付发展空间广大。截至 2013 年 6 月底，手机在线支付网民规模达到 7911 万，使用率提升至 17.1%。国外的主要第三方支付有ebay的paypal和Amazon的Amazon Payment。

2.渠道创新有以余额宝为代表的传统金融产品通过互联网渠道销售，从而扩宽市场和销售渠道。美国余额宝同类产品有Paypal共同基金。

3.投融资方式创新有以阿里小贷为代表的基于网络数据的信贷公司，国外的Amanzon Lending 也刚刚发展起来；还有直接以互联网替代金融中介机构的P2P信贷平台，如我国的人人贷、拍拍贷等，美国最主要的两家P2P平台为Lengding Club和Prosper。

另外，国外目前还有股权众筹融资，如2012年成立的Foundersclub，主要为风险投资项目融资。目前我国法律还不允许股权众筹融资，但国内已经出现股权众筹融资的雏形，如点名时间和追梦网。这些平台为有创意的项目融资，如小发明、创意小店等，投资者没有报酬或者是获得会员资格等非现金性报酬。

4.在金融机构形式创新方面，美国1995年成立了世界第一家网络银行——“第一安全银行”。网络银行即没有线下机构，完全依靠网络处理银行业务，能够大大节省业务成本，并且提供有相对优势的存款利率。目前我国还没有真正意义的网络银行，未来民生银行和阿里巴巴合作推出的电子直销银行以及苏宁银行等互联网公司即将成立的民营银行可能会成为我国的网络银行。

图3 国内互联网金融创新层出不穷

（编辑注：上版后，此图需改几个细节，见纸稿）

资料来源：申万研究

（二）渠道创新降低信息不对称，促进利率市场化

目前我国互联网金融创新集中于以互联网作为传统金融产品销售渠道的创新，余额宝是典型代表。余额宝是支付宝推出的理财产品，支付宝客户将资金转入余额宝便自动投资于天弘基金增利宝货币基金，可以随时赎回并用于支付宝消费或取现。余额宝自2013年6月推出后，3个月吸收了500亿元资金，引起广泛关注。

余额宝实质是可随时申购赎回的T+0型货币基金。T+0型货币基金从2012年10月审批通过以来并没有引起广泛关注，重要原因之一是T+0型货币基金只能通过官网直销，而传统基金70%通过银行代销，销售渠道限制了T+0型货币基金发展。

余额宝以支付宝这个全国最大的第三方支付平台为依托大大扩展了传统货币型基金的销售渠道。而且余额宝投资门槛低至1元，依托于最大的网络零售平台——淘宝网，成功地将消费性资金转化为了投资性资金（见图4）。公开资料显示余额宝户均余额2500元，远低于传统投资型资金账户。

余额宝的产生对传统金融产品造成压力。货币基金开始积极开发附加功能，如还贷、信用卡还款、消费等。银行也不断推出可在工作日申购赎回的开放式理财产品，与余额宝相比，开放式理财产品收益率较低，普遍集中在2%-2.5%。余额宝类理财产品的发展将推动理财产品收益率上升以应对竞争，如目前浦发银行“天赢一号”收益率达到4.5%。

除拓宽基金销售渠道外，余额宝的发展还能培养消费者的投资习惯，使一般消费者将目光从银行转向金融市场。但是余额宝的劣势在于投资标的单一，对投资性资金吸引力较小。其他同类产品，如汇添富基金的现金宝和天天基金网的货币通可以连接多种基金，丰富投资标的，对投资性资金更有吸引力。

图4 余额宝与其他理财产品比较

（编辑注：上版后，此图需改几个细节，见纸稿）

资料来源：申万研究

余额宝只是互联网作为传统金融产品销售渠道的一个案例。随着互联网普及，互联网用户大规模增加。互联网渠道的营销范围和效果远远好于传统渠道。目前各类金融机构都开始借助互联网渠道销售金融产品（见图5）。例如，光大银行在支付宝推出定存宝，销售定期存款；招商银行在微信推出微银行；基金公司在淘宝开设基金超市；等等。

互联网平台除拓宽销售渠道外，还有一个重要优势是降低产品信息不对称。平台上的产品透明度和可比性增强，投资者可以比较挑选各类金融产品，从而增大固定收益类产品竞争压力，推动利率市场化进程。

随着更多的金融产品在互联网平台上销售，将这些产品整合起来就会产生金融超市。目前已经有“新浪e路通”金融超市，销售基金、保险和银行理财产品，未来余额宝也可能发展为金融超市。

图5 互联网金融下的新渠道

（编辑注：上版后，此图需改几个细节，见纸稿）

资料来源：申万研究

（三）P2P信贷丰富金融产品，分流理财资金

除了作为传统金融机构的销售渠道，互联网也开始逐步替代传统金融机构发挥中介作用，作为投融资的直接渠道，如P2P信贷平台。

P2P信贷（见图6）主要针对消费信贷、小微企业融资；主要贷款模式包括债权转移、资产贷款、信用贷款等。典型的P2P平台运作模式是由借款者向P2P平台申请借款并提供相关信息，P2P平台进行评级和定价，再由投资者对该借款项目进行投标，投标完成后资金通过第三方支付机构实现借款发放和收回，过程中P2P平台起监督作用。

作为融资平台，P2P平台填补了我国个人小额信用贷款的空白。作为投资渠道，P2P平台的项目利率平均在15%左右（见图7），高于传统固定收益类产品，丰富了投资者的投资标的。P2P信贷的风险也高于其他固定收益类产品，主要有两类风险：（1）借款人违约风险。目前已经产生通过计提风险准备金、提供本金保障、引入担保机构等方式降低违约风险。（2）平台自身信用风险。我国P2P信贷平台数量已超2000家，质量参差不齐，而且除了行业自律外并没有被纳入监管，平台自身风险高，频频爆出破产、卷款潜逃等风险事件。根据国外经验，这两类风险将随着平台竞争和监管加强而降低，届时P2P信贷对投资者的吸引力将进一步提高。

目前P2P信贷平台开始推出标准化产品，如宜人贷推出的“宜定盈”产品，通过“智能投标”和“循环出借”的系统功能，让出借在3万元及以上，出借时间12个月以上的出借人，借款给宜人贷平台上的精英客户，在扣除平台管理费后可以达到预期年收益率10%。标准化产品风险更低，不需要投资者判断每个借款项目的风险，可能分流传统的理财资金。

图6 P2P平台主要运作方式图7 P2P信贷与其他投资方式比较

资料来源：申万研究资料来源：Wind资讯，申万研究

（四）第三方支付衍生金融创新

第三类重要的创新方式是互联网公司进入金融领域，由第三方支付衍生的互联网金融创新。随着第三方支付的快速发展，阿里巴巴等互联网公司获得了大量的信息和交易数据，可以解决金融核心问题，即信用评级和风险定价。依据交易数据提供贷款，坏账率低于一般银行贷款，从而衍生出了供应链贷款和消费者信用支付。阿里巴巴的调研结果显示，有90%的小微企业都有融资需求，同时小额贷款收益高，阿里小贷利率超过18%，供应链贷款潜力巨大。但是小贷公司资本金和融资受到限制，即从银行融资不得超过资本净额的50%，在浙江和重庆不超过100%。

为了突破融资约束，阿里小贷选择了资产证券化的方式，通过一次注册、多次发行的信贷资产证券化产品融资。目前阿里小贷资产证券化产品“阿里巴巴1号”和“阿里巴巴2号”已于今年9月18日在深圳交易所上市流通，优先级收益率达6.5%。

从2005年开始试点资产证券化以来，我国资产证券化发展进程缓慢，而互联网金融发展则非常迅速，资产证券化可能不足以解决互联网公司的融资矛盾。于是互联网公司开始将目光转向银行，目前苏宁云商已获得银行准入资格。虽然我国居民对国有银行高度信赖，民营银行短期内可能难以对现有银行体系造成冲击，但是资产端的高收益率给民营银行通过提高存款利率竞争存款提供了空间。民营银行加入竞争后可能推动存款利率上行。

互联网金融对银行体系及债券市场的影响

（一）对银行体系的影响：改变银行负债结构，竞争加剧抬升利率

整体而言，互联网金融发展后资金仍留在银行体系内。各种创新的理财产品和方式主要针对个人投资者，分流个人投资者的活期存款和短期定期存款，然后通过各种理财产品流向其他投资者、同业资产以及企业，最终仍在银行体系内。但未来银行通过互联网销售理财产品，各家银行的产品可比性提高，会加剧银行间的竞争。

互联网金融发展还会改变银行的负债结构。活期存款和短期定期存款被金融产品分流后，银行的个人存款减少，企业存款和同业存款增加（见图8）。银行间竞争加剧和负债结构改变增加银行融资成本。

图8 互联网金融改变银行负债结构

资料来源：申万研究

（二）对债券市场的影响：促进利率市场化，推动国内债市收益率上行

互联网金融扩大货币供给，提升了货币流速度及通货膨胀对货币供给的敏感度；互联网金融产品创新增强了金融市场流动性，提高了债券及类固定收益产品的透明度和可比性，促进利率市场化进程。从长期发展来看，互联网金融蓬勃兴起为国内债市收益率提供了上行动力。

作者单位：申银万国证券研究所债券研究部

电力金融市场 第4篇

关键词：后金融危机,电力企业,战略选择,蓝海战略视角

一、导论

电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业, 是关系国计民生的基础产业, 是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。但是自从2008年世界金融危机以来, 国际经济包括中国在内的高速增长势头减缓, 国内外消费需求、投资需求等都出现了大幅下降, 宏观经济的不景气也影响到了电力行业, 电力需求出现萎缩, 电能过剩局面再次显现, 电力行业投资建设进程减慢。在这种形势下, 电力企业的竞争环境发生了巨大的变化, 电力企业必须在对未来竞争环境分析的基础上做出积极的应对。

从理论发展和企业经营实践来看, 面对变化的市场环境, 国外先进的企业开始摒弃过去传统的经营战略, 而逐步采取新的企业经营战略, 被广泛采用和推崇的就是蓝海战略。蓝海战略 (Blue Ocean Strategy) 最早是由W.钱.金 (W.Chan Kim) 和勒妮.莫博涅 (Renée Mauborgne) 于2005年在《蓝海战略》一书中提出。蓝海战略认为, 聚焦于红海等于接受了商战的限制性因素, 即在有限的土地上求胜, 却否认了商业世界开创新市场的可能。运用蓝海战略, 视线将超越竞争对手移向买方需求, 跨越现有竞争边界, 将不同市场的买方价值元素筛选并重新排序, 从给定结构下的定位选择向改变市场结构本身转变。

本文试图运用最新的蓝海战略理论对电力企业如何适应市场环境变化, 制定新的战略进行探讨。

二、电力市场环境分析

从整个市场环境来看, 中国电力市场出现出如下特征:

1、全社会用电量继续增长, 但各月增速持续回落。

2010年, 电力消费需求总体保持旺盛, 全年全国全社会用电量41923亿千瓦时, “十一五”期间年均增长11.09%。国家宏观调控作用显现, 全社会用电量呈现一季度高速增长、4-8月份回稳、9月份以后回落的态势。第二产业用电增速下滑带动全社会用电量增速快速回落, 第三产业和城乡居民生活用电受天气影响明显。重工业用电量回落快于轻工业。2010年, 全国工业用电量30887亿千瓦时。其中, 全国轻、重工业用电量分别为5 1 8 7亿千瓦时和25699亿千瓦时, 轻工业各月用电量增长相对平稳, 重工业回落明显。2011年1-6月份, 我国全社会用电量22515亿千瓦时, 同比增长12.19%, 6月份, 全国全社会用电量3965亿千瓦时, 同比增长13.00%。

2、全国电力建设投资规模继续保持较快增长。

电源投资结构继续优化, 火电投资比例大幅下降, 电网投资增长继续加快, 投资规模占电力投资比例已达50.90%。2010年, 我国用电量持续增长, 电力规模继续增大, 结构有所改善, 质量和技术水平进一步提高, 节能减排成效显著。2010年, 全年全社会用电量4 1 9 2 3亿千瓦时, 基建新增装机容量9127万千瓦, 发电装机容量达到9.6亿千瓦;供电标准煤耗335克/千瓦时, 线路损失率6.49%。2010年, 全国电力工程建设完成投资7051亿元, 比上年降低8.45%, 其中, 电源工程建设完成投资3641亿元, 比上年降低4.26%;电网投资完成3410亿元, 比上年降低12.53%。2011年1-6月份, 我国电源工程完成投资1 5 0 1亿元;全国电源新增生产能力 (正式投产) 3478万千瓦;电网工程完成投资1290亿元, 电网建设新增220千伏及以上变电容量8933万千伏安、线路长度13758千米。

3、火电企业利润大幅下降, 电力行业盈利能力明显偏低。

受市场电煤价格持续高位影响, 火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元, 销售利润率接近于零, 中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损, 亏损面继续明显上升, 企业经营压力加大、供应保障能力降低。1-2月份, 虽然电力行业整体实现利润总额181亿元, 但是行业盈利能力明显偏低, 1-2月份行业销售利润率仅为2.8%, 远低于全国规模以上工业企业销售利润率6.0%的平均水平;与其他行业相比, 电力行业利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右, 销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/8左右;电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业, 是煤炭、石油天然气开采行业的6倍。

在“十二五”新的发展阶段, 电力需求仍将保持平稳较快增长, 供需的结构性变化特征也将逐步显现。2015年, 全国全社会用电量将达到5.99万亿-6.57万亿千瓦时, 基准方案推荐6.27万亿千瓦时, 比2010年增加2.08万亿千瓦时, 是全社会用电量增加最多的五年。“十二五”末, 我国人均发电装机容量可以达到主要西方国家完成工业阶段时期的人均装机1千瓦水平。

三、电力企业战略选择基于蓝海战略的分析

面对宏观经济下行带来的用电需求量下降的影响, 同时考虑到未来市场不景气带来的电力需求增加减缓, 以及发电企业电能过剩和利润下降的趋势。作为电力市场主体的发电企业, 该如何面对市场环境的变化, 进一步调整企业经营发展战略, 以确保企业在市场竞争中生存与发展成为企业首要需要考虑的问题。

1、红海战略与蓝海战略。

一般来说, 受市场环境以及人们认识的局限, 在传统的经营战略中, 发电企业更多的遵循的是传统的低成本市场竞争战略, 通常被称作是红海战略。红海战略主要是在已有已知的市场空间竞争, 在这里你相对于你的对手是成本比他低, 或是比他更加可以达到差异化的战略两者取其一。游戏规则是已定好的, 按照该游戏规则, 循着这个游戏规则进行针锋相对的竞争, 你所要分析的就是竞争态势和已有产业的条件, 这是红海战略需要研究的变量和因素。但是在市场竞争异常激烈的情况下, 企业要想在市场中生存下来, 塑造自己的核心竞争力, 在遵循已有的低成本战略就很难做到。从国外先进企业的经验来看, 在面对激烈的市场竞争条件下, 许多企业开始采取新的经营战略, 通常被称作是蓝海战略。

“红海”是竞争极端激烈的市场, 但“蓝海”也不是一个没有竞争的领域, 而是一个通过差异化手段得到的崭新的市场领域, 在这里, 企业凭借其创新能力获得更快的增长和更高的利润。蓝海战略要求企业突破传统的血腥竞争所形成的“红海”, 拓展新的非竞争性的市场空间。与已有的, 通常呈收缩趋势的竞争市场需求不同, 蓝海战略考虑的是如何创造需求, 突破竞争。其目标是在当前的已知市场空间的"红海"竞争之外, 构筑系统性, 可操作的蓝海战略, 并加以执行。只有这样, 企业才能以明智和负责的方式拓展蓝海领域, 同时实现机会的最大化和风险的最小化。蓝海战略不局限已有产业边界, 而是要打破这样的边界条件, 是价值创新的战略行动。与已有的通常呈收缩趋势的竞争市场需求不同, 蓝海战略考虑的是如何创造需求、突破竞争。只有这样, 企业才能以明智和负责的方式拓展蓝海领域, 同时实现机会的最大化和风险的最小化。电力企业要能突破由传统的血腥竞争所形成的红海, 拓展新的非竞争性的市场空间, 构筑系统性、可操作的蓝海战略, 并加以执行。

2、电力企业蓝海战略模式选择。

从世界范围看, 成功的大企业集团一般都具有生产、流通与金融的完整功能, 其中金融功能在企业集团快速发展中发挥了巨大的推动作用。当前, 金融资源已经成为推动企业集团快速发展的稀缺战略资源, 企业快速发展对金融资源的依存度逐渐增强。产业金融战略也是企业快速实现资源外取战略的一个重要步骤。所以, 电力企业在构筑蓝海战略过程中, 一条可行的路径是走产业金融融合之路, 其成为国外电力企业蓝海战略的选择。电力企业可以通过整合公司系统金融资产和资源, 通过搭建统一的金融运作平台, 实现产业化、专业化、集团化、品牌化发展的运作思路, 对固有金融股权和业务资源的充分利用, 从战略层面解决产业金融发展的功能定位和目标体系。具体来说, 电力企业把分散在各个成员单位内部的金融资源集中起来, 在系统内部形成一个金融链, 对该链条进行有效整合和管理, 不仅可以实现内部资源利用的成本节约, 还可以提高金融资源的利用价值。通过建立高效的运作平台 (如ERP系统) , 公司内部巨大的资产和现金流完全可能产生规模效应, 从而使该环节成为公司系统价值创造的中枢与价值链增值中的重要贡献者。

从具体选择来看, 财务公司是以传统商业银行业务为主的内部金融市场化的一种特殊的机构安排, 具有司库型的特征和显著的优势。从国际惯例看, 任何一个金融平台的核心, 都是银行类金融机构.财务公司作为以银行业务为主的金融机构, 只在一定时期内可以作为平台枢纽, 但从长远看, 企业金融平台发展可以有两种选择:一是财务公司尝试向商业银行转型;二是通过企业集团扩大投入已参股的商业银行, 提升股权影响力甚至控股, 通过与其共同开发业务与产品, 或者反包财务公司业务等合作, 将更有利于其作用的发挥。

此外, 电力企业走产业和金融融合之路, 还需要在战略、资本与资金、信息系统、组织与营销、多元化产品和品牌等方面发挥管理协同的作用, 在同一个金融平台下, 通过有效管理, 解决企业产业和金融融合过程中的最佳金融产品盈利模式选择问题, 控制同类业务在不同金融机构之间的风险并有效地避风险, 联合进入单个企业无法进入的业务领域, 降低总体运行成本, 共享品牌、客户和营销队伍等资源, 在同一体系内实现有控制的交叉和延伸。

四、新时期电力企业实施蓝海战略的保障措施

电力企业在运用蓝海战略过程中, 除了需要树立蓝海战略思想和战略目标之外, 蓝海战略的实施, 关键在于战略如何执行及其有效的保障措施。电力企业内部门众多、环节复杂, 除了规划方案制定合理外, 还需要一系列条件和相关配套措施来保障。其保障措施主要包括以下几个方面:

1、提高对蓝海战略重要性的认识。

企业从上至下应树立战略是企业经营最重要的新理念, 特别是公司高层管理人员应该认识到经营战略的滞后是制约企业未来发展的根本因素, 将制定正确合适的经营战略放到工作的首位。

2、健全相关各项管理制度。

蓝海战略方案的有效实施, 要求绩效考核、薪酬福利等一系列管理制度与其相配套。采用试用期考核、日常考核、年度考核与任期届满考核相结合, 定性与定量考核相结合, 重点对管理和专业技术人员进行绩效评价。对从事管理工作的人员, 考核其工作目标的完成情况及管理创新能力, 对项目管理者重点考评经营业绩, 对关键岗位上的专业技术人员重点考评其专业技术水平和贡献大小。对专业技术水平高、技术创新能力强、在解决复杂专业技术难题中成绩显著的, 以及完成或超额完成经营考核指标的技术人员、生产人员、销售人员进行综合考核, 先进的进行奖励, 绩效表现差的进行处罚。

3、规范战略制定, 明晰业务流程, 提炼关键环节。

在战略制定时, 必须保持严谨的态度, 不能朝令夕改, 以便执行者能坚定地按照该方向执行.同时, 在庞大的业务网络中, 找出最主要的链, 明晰链的每一流程, 把复杂的东西简单化, 把简单的东西量化, 用流程来推动执行者的工作, 让执行者通过该流程就知道自己该做些什么, 应该怎么做。建立科学的控制系统。采用公平、公正、合理的控制系统, 对关键的流程进行简洁、实用、操作性强的控制, 开展不定期的考核与检查, 确保执行的稳定性。

4、强化企业文化的保障作用。

公司在经营战略实施过程中, 一是要把企业文化建设与企业发展战略匹配起来, 处理好企业文化和企业战略的关系, 充分发挥企业文化的价值和功能。二是把企业文化建设与企业生产经营活动结合起来。一方面要不断健全和完善各项管理制度, 以有形的制度来引导和约束企业员工的行为方式;另一方面要把“人本管理”思想贯穿到管理工作中, 使广大员工自觉养成良好的工作习惯和积极向上的进取精神;此外, 企业文化建设要满足企业创新发展的需要, 为生产经营提供发展动力。三是推崇变革和创新。认识到创新和创新的速度在竞争中的关键要素作用, 保持强烈的忧患意识和时不待我的紧迫感、危机感, 抛弃僵化和保守, 推崇变化和灵活, 在创新和变化中寻求和把握机会。

参考文献

[1]、W.钱.金, 莫博涅.蓝海战略[M].北京:商务印书馆, 2005.

[2]、严军.电力企业的蓝海战略[J].上海交通大学学报, 2007 (4) .

[3]、赵文广.企业集团产融结合:理论与实践[M].北京:经济管理出版社, 2004.

电力计划、规划和电力市场(下) 第5篇

4市场配置和计划配置

市场可以配置电力资源, 计划也可以配置电力资源, 但市场和计划同时配置电力资源有困难。《电力工业统一规划机制研究》出了一个同时配置电力资源的办法:“加强完善电力统一规划是国家对电力行业实施宏观调控的核心手段之一, 在此基础上, 对规划内电力项目通过市场公开招投标来选择投资主体, 就可以从制度安排上实现市场机制配置电力资源的基本需求。因此, 深化电力体制改革的过程, 是不断加强和完善电力规划的过程, 电力统一规划越是得到了加强, 电力发展过程中出现的问题就越少。”举个例子, 如果“十三五”电力规划确定要新增1亿千瓦风电, 每个新建风电场地址、规模、投资、建设和完工时间都已定了, 然后去开展招投标选择投资主体, 显然是计划配置资源, 招投标并没有起到配置电力资源的作用。按照研究报告的意见, 似乎计划性质的规划要始终做下去, 但按照党中央的指示, 应当走市场经济的道路, 让市场在配置资源中起决定性作用。但各行各业市场化程度有快慢, 不一定能齐步走, 电力市场化还存在不少困难, 市场配置电力资源还存在一些困难, 究竟应当怎么办还值得研究。

4.1市场配置电力资源尚存许多困难

我国电力工业以国有经济为主, 国有企业与国有企业、国有企业和民营企业的竞争是伪竞争或者是恶性竞争, 竞争不规范难以形成合理的价格;电价合理化是电力市场的起始点, 也是电力市场化的命根子, 电力市场配置电力资源靠价格, 但我国的电价不能支持电力市场配置电力资源。

(1) 缺乏应对电力市场失灵的政策措施。电力作为商品除了经济价值之外, 还具有社会价值, 电力生产又附带很高的环境成本。市场竞争电价不能反映电的社会成本和外部成本, 这是市场失灵的地方, 我国还没有应对电力市场失灵的政策措施。

(2) 政府干预市场, 电价严重扭曲。在电力市场中, 政府起着决定性作用, 从中央政府到地方政府, 再到各个部委, 都有权干预电力市场, 对市场和准入发挥决定性的影响力。压低民用电价、农业生产用电和支农产品电价, 价差补贴严重, 电价严重扭曲, 影响电力资源的合理配置。

(3) 电价不支持电力市场的资源配置。电力工业的特点是发供用同时完成, 电力不可能大量储存。当供需不平衡时, 电价震荡幅度会很大, 特别是电力供不应求时, 电价上涨得很高。如美国加州2000年夏天电力危机时, 电能总成本提高了近10倍, 电能批发成本升高了近4倍, 但是政府不会允许电价充分上扬, 而是限制电价上浮空间, 从而阻断价格信号, 影响投资。英国电力政策中发现电力竞争性市场价格波动, 发电商不敢投资办电, 于是决定采取容量电价、电量电价并存, 同时实行差价合约, 稳定电价, 确保发电回报, 同样阻断价格信号, 影响投资。

(4) 能够实行竞争定价的发电厂覆盖面越来越小。不少人认为发电竞争定价, 输配电由国家定价可以解决电价合理化问题, 其实能够参与竞争定价的发电厂仅仅是一部分, 而且这类厂的覆盖面会越来越小。我国目前非化石能源发电电价高于煤电, 不能参加竞争, 天然气发电、热电联产、热电冷联产、抽水蓄能电厂和调峰电厂也不能参加竞争, 不能参加竞争的电厂容量在20%~30%之间, 随着低碳、无碳电源的增加, 不能参加竞争的电厂还会增加, 竞争定价的影响会缩小。

(5) 电力直接生产成本在电价中的占比缩小, 影响价格的灵敏度。在计划经济年代, 电力直接生产成本在电价中占比很高, 那时折旧率、税收很低, 没有各种加价。目前我国电价中折旧采取高折旧率、高税率, 还有各种各样的加价, 如新能源附加、水库维护基金、教育附加、三峡建设基金等等, 还有高负债支付利息等, 电力直接生产成本在电价中占比大大缩小。

发电和输配电实行两种定价机制, 发电价格随市场浮动, 缺电时收益高可以多建电厂, 电力富余时收益减少, 相应少建电厂, 输配电价格由政府制定, 与电力市场供求脱钩, 发电与输配电如何协调配合?

4.2计划配置资源也存在许多困难

(1) 难以准确预测电力市场需求。预测电力需求是规划 (计划) 电力供给的基础, 对任何规划都是一件难事。我国电力经济多方面特殊因素使得国家电力规划中的需求预测尤其困难。十个五年计划电力需求预测有九个是偏小的, 最突出的是第十个五年计划, 原计划装机容量只增加5000万千瓦, 增长率为4.8%, 实际增加装机容量近2亿千瓦, 增长率达10.1%, 实际增加量为原计划的4倍。我国五年计划中的电力市场需求预测一般都按国家公布的GDP预计增长速度乘以电力弹性系数, 得出装机容量增长率。这种预测很方便, 但由于政府预测GDP都留有余地, 电力弹性系数很难预测, 所以这种电力需求预测很不可靠。靠这种不可能的需求预测去安排电力供给项目安排, 用这些项目去替代路条, 必然会拖电力建设的后腿。由于经济是个极为错综复杂的系统, 任何个体企图全面分析并预测其走势, 都是“蚍蜉撼大树”之举。经济是用来分析的, 而不是去预测的。业界人士时常用“预测对是蒙的, 预测错是必然的。”无法准确预测, 也就无法做出一个准确的计划。

(2) 计划跟不上变化, 不适应市场变化。经济发展和电力需求不仅有长期趋势, 而且受不可预料因素的影响, 充满了短期市场波动。政府计划机构部门层次繁杂、程序复杂, 不能适应市场变化。我国规划一般分两级, 即省级规划包括发电、电网公司规划及国家规划。规划工作分3段, 首先是前期课题、专题及专项研究, 综合性规划编制, 听取省、区、市发电公司、电网公司的意见, 最终报各省政府、国务院批准后发布。由于规划周期长往往跟不上市场的变化, 以“十五”计划为例, 国家计委规划到2005年装机容量为3.7亿千瓦, 年均增长3%, 发电量为17300亿千瓦时, 年均增长4.8%, 然而到2003年发电量已达到了17400亿千瓦时, 提前2年达到“十五”发电量计划目标;2003年修改“十五”计划, 预计2005年发电量达到19600亿~20000亿千瓦时, 而到2005年实际装机容量已达到5.17亿千瓦, 发电量达到24375亿千瓦时, 又大大超过“十五”修正计划。如果用这样的计划做路条, 必然是一个阻碍电力发展的计划。

(3) 计划决策容易“一刀切”, 不能从实际出发, 影响电力系统的效率。20世纪50年代, 搞“一厂变一厂半, 两线一地”;80年代提倡小热电, 结果搞了一批小煤电、小型燃煤热电厂;21世纪初, 搞“以小带大”, 关停小煤电建设大容量燃煤电厂, 大容量热电联产, 调峰容量不足时用大机组调峰, 降低发电效率。长期以来忽视调峰调频, 特别是高速发展风电、太阳能发电以后, 仍然忽视调峰调频致使弃风弃电。另外, 至今没有建立起电力系统备用率指标体系。归纳起来计划配置资源的特点是:重数量轻质量, 重高新技术轻适用性和经济性, 重集中统一轻分散灵活, 公有电力企业一味追求高技术、高系数、大容量, 凡事争“第一”求“最大”, 其代价是影响电力系统的技术经济效益。

(4) 规划编制困难实施更困难。电力计划适合于计划经济时代, 因为在计划经济时代, 电力工业属于国有企业, 且收支两条线, 投资设备、三材都掌握在中央政府手里, 中央政府制定计划, 电力部门执行计划, 计划里有的, 项目投资、设备、三材能保证供应, 可以搞;计划里没有的, 项目投资、设备、三材都没有着落, 不可能建设。计划编制和计划实施都不成问题。在市场经济条件下, 地方政府、电力公司都有自己的计划, 一般说, 各省市自治区的计划和电力公司的计划总和都比政府计划的口径要大, 这时上谁的项目不上谁的项目就是一个难题。中央政府的全国电力计划不好编。以计划代替路条, 没有列入计划的项目, 会偷偷上马, 造成既成事实, 逼迫中央政府认账。“十五”计划的指标小, 而实际完成的装机容量大, 与各地的违建工程有关。

论金融危机下电力需求侧管理 第6篇

电力工业是国民经济发展的基础产业, 我国电力行业的生产、消费存在很大的地区和季节差别, 电力供需呈现出多样化的复杂局面, 尤其在当下的金融危机形势下, 全国电力需求出现疲软, 电力供求关系呈现相反的变化。但从长远看, 受煤炭、运力、土地、水、环境排放空间、资金等诸多因素的制约, 仅仅依靠电源建设将难以满足我国迅速增加的电力需求, 电力工业及经济社会可持续发展必须走以节约为本的道路。开展电力需求侧管理可以大幅度提高全社会电能利用效率, 有效减少资源、环境和资金代价, 实现供需资源的协同优化整合。

1 金融危机对电力需求的影响

据统计资料, 自去年四季度以来, 我国全社会用电量出现了急剧下滑的趋势。2008年全国全社会用电量同比增长降低到5.23%, 回落了9.57个百分点, 是自2000年以来的最低增速。这种电力需求增长下滑的趋势仍在延续。据中国电力 (1.85, -0.05, -2.63%) 联合会最新监测, 2009年1月份, 全国全社会用电量同比下降了12.88%。而从目前整个市场供需变化判断, 一季度难以调转。来自国家电网公司的数据显示, 今年前两个月, 该公司营业范围内直调火电厂发电量4301亿千瓦时, 同比下降4.6%, 与此同时, 公司经营区域内售电量同比减少4.4%。排除节日停工和闰月因素影响, 今年2月份, 国家电网公司区域内售电量同比减少2.9%。中国电力企业联合会日前发布了2009年度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告, 报告预测, 2009年我国电力供需形势不乐观。在十一届全国政协二次会议小组讨论会上, 翟若愚委员作了题为《加快调整电力结构、促进又好又快发展》书面发言, 并坚信, 今后一个时期全社会用电量总体上仍将保持较快的增长速度, 这次我国电力需求增长的下滑主要是国际金融危机影响的结果, 而并非其它主流因素导致。目前的相对过剩只是暂时现象, 不能因此放松电力工业的发展。

2 目前电力需求侧管理存在的问题

“需求侧管理”是从英文“demand side management”直译过来的, 缩写为DSM, 指通过采取有效的激励措施, 引导电力用户改变用电方式, 提高终端用电效率, 优化资源配置, 改善和保护环境, 实现最小成本电力服务所进行的用电管理活动, 是促进电力工业与国民经济协调发展的一项系统工程。电力需求侧管理于20世纪90年代初传入我国。在政府的大力倡导下, 电力需求侧管理取得了巨大的成绩, 但是在管理理念和实施方法上还存在一些问题:

2.1 认识不到位电力需求侧管理工作的核心是提高用电效率。

电力作为一种清洁的二次能源, 在社会和经济发展中起着重要的基础性作用。从可持续发展的角度出发, 无论是电力紧缺还是电力过剩时期, 都应该从长远意义上节约资源的角度坚持做好需求侧管理工作。

2.2 法制不健全虽然, 2004年5月, 国家发展改革委和国家电

力监管委员会联合发出《加强电力需求侧管理工作的指导意见》, 但是相比较那些较早实施DSM的西方发达国家, 我国目前还缺乏有针对性、可操作的法律法规, 因此不利于有效调动各利益主体的积极性及充分实现各种资源的优化配置。

2.3 政策支持力不足由于中国正处于经济结构调整中, 许多企

业在向市场经济过渡时, 会遇到更多问题和困难, 产品的市场前景不明朗。由于没有特殊政策支持, 也加大了DSM项目的风险, 很难保证其投入的回收。

2.4 运行机制不健全电力系统中成立多年的“三电办”是政府

部门, “三电办”与用户, 特别是大用户关系密切, 帮助大用户解决生产中的用电问题, 它可以采取多种途径, 筹措资金, 鼓励用户进行技术改造, 起到联系政府、电力公司及用户的纽带作用这对推动DSM的实施起到很大作用。然而, 自1998年以后, 许多地区开始撤消“三电办”, 由于电力公司不具有政府职能, 政府又没有明确哪个部门将电力公司及用户联系在一起, 从事DSM的推广工作。

3 金融危机下实施电力需求侧管理措施

3.1 建立长效机制, 将需求侧管理纳入电力发展规划中央和地

方政府有关部门应组织电网经营企业, 根据经济发展目标和电力供需特点, 将通过需求侧管理可节约的电力和电量作为一种资源综合纳入电力发展规划, 并据此制定年度电力需求侧管理工作计划, 包括负荷管理目标、节电目标、实施方案等。创造一个有利于DSM的实施环境, 为经济的复苏做好准备。

3.2 加大宣传力度, 引起各方重视电力需求侧管理应利用各种

媒体对节能政策、节能知识、负荷管理知识、科学用电方法和在我国节约能源的必要性和紧迫性进行广泛宣传, 并结合开展节能技术咨询和培训, 举办节能产品展示、节能竞赛等手段, 引导电力客户优化用电方式, 使其有助于合理消费和调整负荷, 达到让电力客户科学用电, 提高用电效率、节约能源和自觉落实科学发展观的目的。

3.3 培育DSM中介组织, 发挥协调合同能源管理是国际上一种

先进的能源管理模式和市场化节能运作机制。培养、扶持一批商业化运营的能源服务公司, 发挥中介组织“服务、协调、自律、监督”功能, 促进电力用户与需求侧管理的实施主体紧密配合, 组织、创造电力需求侧管理的工作环境, 正确引导社会舆论宣传实施需求侧管理, 向全社会普及科学用电、合理用电的理念, 创造良好的社会效益和经济效益。

3.4 建立多方激励机制为了激励电力客户参与DSM工作, 政

府应当通过政策引导以及价格、经济等方面的手段来调动供电企业和用电客户参与电力需求侧管理的积极性。建议在电价中计列电力需求侧管理基金, 为电力需求侧管理项目提供补贴, 由电力监管委员会管理并使用。明确供电企业为实施电力需求侧管理而支付的投资费用和造成的损失并给予补偿, 以消除供电企业的后顾之忧, 提高供电企业推行电力需求侧管理的积极性。

3.5 开展技术培训, 提高服务技力实施需求侧管理, 必须要有

相应的技术手段支撑。无论是电力供求信息交流, 负荷管理以及用电服务, 有关耗能系统的控制等都有赖于技术进步。因此, 实施需求侧管理必须以先进的负荷管理技术为后盾。在当下的金融危机环境下, 大力开展技术培训, 一方面可以刺激经济增长, 推广电力需求侧管理的应用, 另一方面也可以解决经济复苏后的电力供不应求状况。

3.6 完善相关法律、法规和政策需求侧管理是社会行为, 只有在

政府的宏观调控下, 运用法律、法规的威力和相关政策的支持, 置于法制化的轨道, 方可全面蓬勃地开展起来。所以, 各级政府部门务必发挥好引导作用, 把实施需求侧管理工作作为一件大事来抓, 制定有效的政策措施, 运用法律手段为实施需求侧管理奠定更加坚实的基础。

4 结束语

需求侧管理是一项先进的管理方式, 改变了电力行业以往以电力企业本身的供电方式为中心的管理模式, 开始把用户侧的能源利用方式也考虑在电力工业的整体规划之内。在金融危机的情况下, 加强电力需求侧的管理, 可以使我国的电力工业发展更合理、更有效、更加符合人民群众的利益。通过对电力需求侧管理机制的不断完善, 在政府、发电公司、电网公司和用电客户的共同参与下, 使有限的电力能源发挥出最大的经济和社会效益, 加快建设节约型社会的步伐, 实现我国经济的可持续发展。

参考文献

[1]朱成章, 徐任武.需求侧管理.中国电力出版社[D].北京.1999.

[2]谭亲跃, 王少荣, 程时杰等.电力需求侧管理 (PDSM) 综述[J].继电器.2005.

[3]谢効轩，皮洪琴，张德茗.电力需求侧管理中的沟通模型[J].电网技术.2007.

[4]杨志荣.把DSM推向21世纪.电力需求侧管理[N].2000. (06) .3～5.

巴西电力市场介绍 第7篇

巴西是南美洲最大的国家,地域辽阔、水力资源丰富,著名的亚马逊河、巴拉那河、圣弗朗西斯科河三大河流横贯巴西。近些年,巴西经济增长势头强劲,对电力的需求量越来越大,中国公司一直在寻找进入巴西电力市场的机会。2014年7月17日,在中国国家主席习近平和巴西总统迪尔玛罗塞芙的共同见证下,国家电网公司董事长刘振亚与巴西国家电力公司总裁科斯塔在巴西总统府共同签署《巴西美丽山特高压输电项目合作协议》。同日,在中国国家主席习近平和巴西总统迪尔马罗塞夫的共同见证下,三峡集团董事长卢纯与巴西国电集团总裁Jose da Costa先生、巴西国电Fumas公司总裁Flavio Decat先生在巴西总统府签署了《中国三峡集团/中水电国际巴西公司与巴西国电集团/巴西国电Furnas公司战略合作协议》。中国两大电力巨头进军巴西,充分说明了巴西电力市场有较大的开发潜力和机遇。同时,我们也要意识到,巴西电力市场机遇与挑战并存。本文对巴西电力市场的基本情况作简单的介绍,希望对进入巴西电力市场的投资人起到参考的作用。

2 巴西电力工业概况

巴西电网由四大互联电力系统构成,2009年年底,装机容量达到112.5 GW,发电量达到505.8 kWh,其中90%为可再生能源发电,输电线路长度达到9.73万km,变电站容量达到206.2 GVA。各类发电方式装机容量见表1,各种发电方式发电量所占比例见表2。各类用户用电量见表3。

在20世纪开始的20年代间,巴西政府对电力行业的影响较小,那时的电力行业只有几家私有公司管理发电、输电和配电。公共投资在20世纪50年代前是不多的。而20世纪50年代后,公共部门开始建设自己的电厂以保证电能供给,在1964年后,几个公共公司进入能源领域,巩固了公共部门的扩张。

20世纪90年代,由于债务、财政危机和恶性通胀的疑虑,巴西政府采取了一套自由化政策,其中之一就是私有化。私有化模式替代了20世纪30年代以来的经济模式,使国有公司私有化的压力不仅仅来自巴西实体,还来自于巴西主要的债权人,尤其是世界银行和国际货币基金组织。

作为这次改革的后果,现在巴西电力行业由大量的参与方所组成,数量超过1 250个,包括、发电商、独立发电商、输电公司、大用户、电力商业化交易商、配电公司。这个行业包括了一个规模很大的政府拥有的公司(Eletrobrás)。

巴西主要输电系统是巴西国家互联系统由南部、东南部、中西部、东北部以及部分北部地区的电力公司构成。全国只有3.4%的发电量分散在主要位于亚马逊地区的孤立电网(由Eletrobrf s管理)中,没有接入SIN。SIN的运行基于ISO(Independent System Operator)模式,ONS (National Electric system Operator)负责国家电网的运行和管理。

巴西每州都拥有自己的配电公司,一些州拥有两个以上配电公司。目前共有63个配电公司,这些公司向0.615亿用户供电,85%的用户是居民用户,而大用户(3 MW及以上)将选择在自由批发市场中购买电能或直接与配电公司签订合同。巴西99%实现了电力供应,这意味着电力供应是广泛服务的。在2004年第二次改革后,配电公司不允许直接拥有发电厂。

在20102019年间,巴西电力需求将以每年5.1%的速度增长,这需要在将来10年间每年新增6 300 MW的装机容量。根据EPE的规划,需求增长将主要由水电来平衡,其他可替代能源将新增14 655 MW,大约是已有装机容量的23%。巴西能源主要来自可再生能源,尤其是水电。巴西拥有全球最大的水电资源,80%以上的电力需求由水电来满足,为了提高能源安全,巴西政府在其10年(20102019年)能源规划中重点强调了可再生能源,尤其是风电、生物质能发电(主要用甘蔗渣发电)和小水电,对于新能源发电,政府有相应的投资、财务和金融激励机制。巴西的风能潜能约14.3万MW (陆上,50 m高处测量),2009年年底,只有605 MW被开发,占风能潜能的0.4%,初步测量表明,在100 m高处,巴西风能潜能将超过220 GW。作为巴西电力工业的里程碑,2009年1 1月的第一次风电拍卖将吸引196亿美元的投资。核能被认为是巴西电力多样化的良好策略,尽管核能只占发电量的一小部分(3.12%),随着第三个核电厂(Angra 3)的建立,这个情况将会得到改变,另外,在未来15年,巴西规划建设至少4座新的核电站。

3 巴西电力工业管理体制

巴西电力工业的主要管理部门包括国家能源政策委员会(CNPE,National Council of Energy Policy)、矿业和能源部(MME,Ministry of Mines and Energy)、能源规划公司(EPE,Energy Planning Company)、巴西电力监管机构(ANEEL,Brazilian Electricity Regulatory Agency)、国家电力系统运营机构(ONS,National Operator of the Power System)、电力部门检查委员会(CMSE,Electric Sector Monitoring Committee)、电力商业办公室(CCEE,Chamber of Commercialization of Electric Power)、发电、输电、配电公司等。各部门的角色见表4。

4 巴西电力市场主要参与者

巴西发电、输电、配电业务分离,但市场中电力公司结构较为复杂,既有垂直一体化公司,也有单独从事发电、输电、配电业务的公司。其中发电环节主要为巴西国有企业,占77%市场份额(其中Electrobras占40%左右),另外的23%为私有和外资企业。输电环节也是国有企业为主,而配电主要由私人公司控制。

Eletrobras为国有企业,巴西最大发电商,总装机42.16GW。

Cesp拥有6座位于Sao Paulo州的水电站,总装机7.45GW,Sao Paulo州政府为最大股东(95%)。

Cemig总装机6.92 GW,Minas Gerais州政府为最大股东(51%)。

Tractebe总装机6.91 GW,GDF Suez为最大股东(69%)。

Petrabras是一家大型综合能源企业,主要从事石油相关业务,发电业务总装机为5.37 GW。巴西联邦政府为最大股东(53%)。

Copel总装机5.16 GW。目前Parana州政府为最大股东(31%)。

5 巴西电价机制

5.1 输电电价机制

使用输电网络的价格由两个部分组成:一是输电系统使用费(TUSTRB),适用于所有国家电力互联系统的用户;二是适用于适用于配电特许经营权使用者的接网费(TUSTFR)。

所有接入基本网络的参与方(配电商、发电商、商业化交易商、独立商、自由用户等)都必须支付相应的输电费用,即输电系统使用费(Usage Rate of Transmission System,简称TUSTRB)。USTRB根据ANEEL 1999年第281号决议中明确的节点电价法计算获得,总体上发电承担50%、用电承担50%。TUSTFR在接网合同中明确,包括接网点的设计、建设、设备、表计、运行和维护费用。

对输电网络的监管采用收入上限法。由ANEEL根据投资成本、运行和维护费用、工业费用、优化的资本结构和资本成本确定年准许收入设置输电公司的年准许收入。对于新的特许经营权,这个年准许收入则通过政府组织的拍卖确定。

5.2 销售电价机制

巴西电力市场中,为了保证电力供应,发电和输电的成本都通过终端用户价格,即通常国内所说的销售电价进行回收。用户因为享受电力供应服务向配电商支付电费。特许经营权合同由配电商和联邦政府(由ANEEL代表)签订,其中规定了初始的销售电价水平、电价构成、年调整公式以及规定的周期性调整。ANEEL负责制定和核准销售电价,并确保以适度的电价水平保证公众利益和提供电力服务的主体的经济财务平衡,后者也即配电商的年收入应该覆盖提供服务的运行成本并提供在整个特许经营期内的投资成本的充足回报。为了实现该承诺,巴西政府对销售电价从电价构成到电价调整机制进行了一整套设计。

6 巴西电力发展规划

按照巴西的电力发展规划,20122021年需要新增60GW装机达到182 GW,其中水电装机所占比重将由201 1年的72%下降到64%,如图1所示。

摘要：巴西位于南美洲东南部,是南美洲国土面积最大的国家。巴西国土面积为851.49万km2,位居世界第五。巴西近20年经济发展迅速,但电办发展制约了未来巴西经济的高速发展。中国和巴西良好的双边关系加上两国资金和资源等优势互补的现状,为中国公司创造了难得的投资机遇,但是机会与风险并存。笔者根据自己巴西项目的工作经验,总结了巴西电力市场的基本情况,为准备进入巴西电力市场的公司提供参考。

关键词：巴西,经济发展,电力市场

参考文献

我国的农电市场与电力市场营销 第8篇

关键词：电力行业,农电市场,市场营销

很长一段时间内在我国电力行业一直是国有大型企业的计划经济模式下发展, 卖方市场生产多少的电量, 用户就使用多少电量, 严重限制了电力建设步伐。但随着国家对电力加大基础设施建设以来, 国家市场经济的规范化发展, 电力市场也在发生着根本的转变, 尤其是占据用电量总和40%农村用电来说, 从半个世纪以前到现在的从小到大, 从无到有的过程中也发现, 农村市场基数低, 潜力大, 农电市场方面大有文章可做。新形势下日益激烈的市场竞争情况下, 加强电力市场营销不断提高综合竞争力, 才能够适应经济发展,

一、我国电力市场现状概括

我国的电力市场在新的形势下, 实现公司运营, 但受到电价, 电网的建设等因素的影响存在以下的问题。

(一) 生产企业市场需求不足造成电力市场的恶化, 生产企业需求市场疲软开工不足, 产品积压, 电量增长, 这样电费的拖欠也变多了。

(二) 供电企业无权调整价格, 缺少自主权, 不能随着市场需求的浮动, 及时的作出调节适应市场变化。

(三) 电网配电额难以应对客户对用电质量的高要求, 难以达到高质量, 可靠性等, 配电网络不完善, 结构的不合理, 布局的不科学, 质量差, 半径长, 建设落后, 多年失修, 阻碍发展。

(四) 没有灵活的竞争机制, 煤炭等能源价格限制, 而国家调控电价是价格过低使电企亏本发电, 电厂不多发电, 不能满足客户需求, 客户放弃电能使用其他能源。

而我国农电市场出以上问题外还存在着滞后用户需求, 供电服务, 不到位, 不及时, 服务能力不足;电流失严重现象, 核算, 收费, 上报, 汇总, 审核机制之间不能相互制约, 抄、收管理不规范, 导致电力浪费严重, 影响电厂经济效益;电工人员待遇偏低, 而工作内容繁多压力过大等, 影响工作的积极性;服务效果不明显, 影响用户关系, ;管理失当纠纷不断等问题。

二、电力市场营销的影响因素

在逐步建立和完善的的经济体制下, 电力营销方面存在诸多问题。

(一) 开拓性不足, 使用陈旧的管理办法。部分供电人还停留在传统思想的模式下, 等客户自己找上门。大客户服务不到位, 无后续的跟踪服务, 严重影响企业形象, 影响供电企业经济效益。不进行宣传, 不做能源分析比较。

(二) 没有形成营销体系, 体制管理僵化。以现在的供电的技术手段, 管理方式根本达不到商业化的运营要求。难以适应市场需求。

(三) 基本没有市场意识, 想法观念落后, 不能适应市场经济发展。电企没有“自负盈亏、自主经营、独立核算”的能力, 政企划分不清, 行政过多干预, 责、权、利不明。长期实行“收支两线, 统收统支”的模式, 以致电企缺少自主经营权, 妨碍了电企围绕经济效益开展积极主动工作的意识。

三、解决电力市场营销的几点对策和措施

电力市场的营销是电力生产过程中十分重要的环节, 销售环节, 涉及电企业经济效益的重要渠道, 电力的营销应放在电力企业的运营中心位置, 以市场为需求导向, 满足需求, 引导消费者消费的手段, 是企业效益与社会效益统一为指导, 建立以客户的需求为方向的电力营销体系, 开发市场, 报装, 扩业, 客户缴费, 客户回访等各个方面的工作。

(一) 实行用电促销。电的销售多少是有大家用电的需求来决定的, 而用电的需求取决自大家是不是有需要使用电的愿望, 是不是有用电的能力, 就是要不要买和用不用得起问题。电的价格决定消费者能不能买起, 并网改造决定了消费者能不能买到, 用电促销的目的是使人们用电欲望激发出来, 可以用得起的情况下注重买方市场需求, 以满足客户需求、实现客户价值为导向, 在自身企业服务、人员、形象各方面价值上下大功夫, 让客户在用电过程中觉得物有所值, 用电的服务过程就是一种享受服务的过程。在竞争方面要将有一次性能源供商如煤油液化气等作为主要对手, 清楚地向顾客分析清楚一次性能源与电能之间的性价比分析, 充分刺激顾客对电力消费的欲望, 提高在市场的占有比例。

(二) 合理电价, 加速电网的改造。目前影响电力发展的主要原因便是电力电网薄弱。全面改革电价和用电管理等体制问题。减少中间环节, 城乡实现一体化管理模式, 建立有序的市场管理营销秩序, 努力开拓农电市场。

(三) 根据价格政策制定合理的电价策略, 扩大销售市场。在市场经济下电企虽然无权调整用电价格, 但是也可以根据不同的用户使用情况, 制定合理的必要的内部营销策略, 将安全, 经济的运营方式向客户提供, 实现客户与电企的双赢局面, 最大化企业利益。

(四) 摆脱旧的思想观念, 抓好服务, 努力的赢得用户的最大信赖, 最大化企业利益, 积极实现, 从满意地方做起, 不满意地方改起, 增强服务理念, 摆脱效益依靠政策、发展依靠国家、管理要依靠行政等观念。树立新的围绕市场去营销, 围绕营销去生产, 围绕客户去服务等新的观念。

(五) 树立电力商品化, 电力效益化观念。电力企业面在维护好自身利益情况下, 面对巨额欠电等问题, 如何能够更好, 更快的推销自己摆脱困境。形成竞争意识, 面对一次性能源如燃油, 燃气, 煤等的竞争迫在眉睫, 要赢得市场就要从自身服务抓起, 质量价格服务信誉的提升, 树立服务意识, 凭借多样、简便、情趣、保障、快速的服务赢得市场, 拓展创新服务功能, 重视实效, 减少业务办理时间。

(六) 探讨农村用电安全管理问题。出台有关政策保护电力设施;执行国字号文件, 清除划分职权产权范围;建立用电安全体系, 纳入正常安全管理日程;及时解决安全隐患, 做到防患于未然;完善用电事故处理的法规等。

四、总结

在市场竞争的大的市场环境下, 竞争日益激烈, 供电企业所面临的问题, 困难越来越大, 针对这样的问题供电企业应该坚持以市场为导向, 主抓服务, 坚持顾客至上的方针政策, 加强市场管理营销, 让顾客满意为目标, 提高品质电力服务, 提高竞争力, 加强电工队伍建设等才能让企业更快更好更健康的发展下去, 实现企业效益经济最大化发展。

参考文献

[1]冯毅强.浅谈电力市场营销管理[J].消费导刊, 2009 (23)

浅谈电力行业市场改革与电力物流 第9篇

国家电力行业市场改革的最终目标是“厂网分开、政企分开、打破垄断、引入竞争、提高效率、促进发展、构建公平竞争、开放有序的电力市场体系”。目前第一阶段的“厂网分开”已基本完成,但后续的改革内容仍将任重道远。

1.1 政企分开应是电力改革关键轴心

当前,电力部门政企不分、政资不分、政事不分、政社不分的色彩仍然浓厚。[1]从中央政府的电力主管部、到大区电管局(网局)、省电力局(省局)等既是电力行政主管部门,又是国有资产的代表者、经营者,还是电力生产者。从法律视角上看,他们都是集机关法人、企业法人、事业法人、社团法人于一身。这种对经济的行政管理方法使企业失去了内在的动力和活力,束缚了社会生产力的发展。因此,搞市场经济电力行业必须实行政企分开。而实行政企分开也是实施一系列电力行业市场改革的关键轴心,因为市场改革的典型特征就“脱离市长,进入市场”,只有脱离了政府主导的管理机制才有机会构建市场化管理的体系。

1.2 引入竞争才是电力改革未来方向

现在的电力行业垄断程度高,尤其是输配电方面。[2]国家电改措施虽然一直在稳步推进,但对垄断核心利益的打破一直未有更大动作。事实上,80年代中期,国家就已经鼓励民营资本进入电力行业。在国家鼓励的前提下,民营资本在电力行业中的占比却在逐年下降,到现在不到3%[3]。之所以如此,归根结底还是体制的问题。若体制不放开,没有强有力的改革措施,这种状况很难改变。从可操作角度来看,电力物流作为电力行业的配套辅业先行实施多元经营主体的市场改革是切实可行的。由于中国的物流产业一直是以民营主导的产业,让民营资本进入电力物流专业领域具有先天改革条件和基础。

2电力物流是电力行业市场改革的突破点

电力物流主要是满足电力行业建设、电力企业生产用电、电网管理的一切电力生产资源,电力设备等电力物资配送的专业化物流服务。以此我们可以看出,电力物流主要涉及到物资的流动,其从经营内容上,相比较电力基础设施建设、电网建设这种大规模大投入的电力经营活动而言,具备经营业务、经营方式简单、利益分配模式清晰等特点;从国企市场化改革先易后难的可执行力来讲,由于涉及到基础设施建设及电网资产的分配重组,电力行业的市场化改革难度高、复杂性强、改革困难。但电力物流市场化改革却远离了这些困难。电力物流属于服务性产业,其服务的基础设施具备一定的通用性和专业性,虽然需要与电力行业相配套形成专业服务能力,但因其避免了对电网重要资产的所有权属性要求,所以具备良好的改革先决条件;另一方面来讲,从物流单一的业务体系来讲,其本身具备一定的行业属性,并非只是一个配套产业,传统的物流产业已具备良好的发展基础、民营资本活跃,物流网络建设较为完备,这一切都为电力物流的整体发展打下了坚实的基础。从上述分析,从电力行业的改革动力、改革的可执行力、改革的基础条件等角度来看,电力物流作为电力改革的突破点都具有良好优势。

3电力物流是电力改革主辅分离的重要内容

2007年,国资委牵头进行了主辅分离新方案的制定,年底终于成型。但2008年年初雪灾过后使得改革形势出现波折。由于主辅分离涉及各种利益关系,价值链繁多,是一个逐步摸索和漫长的过程。只有实行主辅分离的电力改革,才能逐步形成“术业有专攻”的新型专业化电力企业。电力物流作为电力行业的专业化、配套化辅业应积极探索,尽快脱离主业实行独立化、专业化、运营体系建设。从传统电力行业的特点来看,电力生产和电网配电是电力行业的主导业务。而电力基建、电力设计、电力物流等业务主要是为电力主导业务提供配套服务。由于传统的大电力模式,建设、生产、供配、物资供应等都成为电力行业的业务构成,电力企业大而全、业务模式一应俱全,产业链条全部覆盖,导致电力企业组织结构臃肿、组织效率低下、资源分配不够专一。主辅不分不仅使得辅业不够专业,且拖累主业发展受到牵连。只有实行主辅分离才能构建专业化的业务体系,也才能实现资源的有效调配,让产业进入专业化的良性发展道路。电力物流是保障电力生产、电网管理的重要辅业体系,电力物流既要保障电力基建所需的电力物资配送,又要负责电力生产所需生产物资的配送,还要负责电网设备等专业化配送。[4]此外,对于电力行业的突发性灾难还要提供有效的应急物流服务。这一切使得电力物流成为一个重要的、专业化的与电力行业不可分割的业务体系。

4电力物流是电力行业专业服务的重要表现

电力生产企业只负责电力生产、电网公司专业负责电力供配、电力物流专注物流基础设施建设并为电力行业提供物流专业服务。当把全业务覆盖的电力企业根据业务形态实施专业化区隔后,每一个独立的经营组织专注自身主营业务,则必然会提高每一业务形态的经营水平和效益。[5]物流属于第三服务产业,有其自身的特点和业务运作体系,它与电力生产,电网供配完全不同,它不需要大规模的工程建设,也不需要大规模的电网建设,它需要构建与其自身物流服务相匹配的专业能力建设。电力物流需要基于电力物资配送特点开发与其相适应的物流服务解决方案;也需要匹配电力行业特点,构建电力物流专业的IT综合运营管理平台;需要购置专业的电力设备、电力物资装卸运输设备;需要培养专业的电力物流作业操作人才、管理人才。电力行业是一个大行业,但传统的电力行业由于体制原因只是有限的几家电力企业组成的行业,根本无专业性可言。当电力物流脱离电力主业,专注自身的专业化服务能力构建后,则势必会优化电力行业的产业结构,提升电力行业的专业化水平,同时也会逐步成为电力行业专业化服务的重要表现。电力生产专业了、电网供配专业了、电力物流专业了,当电力行业的每一个业务分支都形成专业健康的服务能力后,则电力行业的专业化水平必然大幅提高,这必将优化电力产业的结构,为国民经济的良性发展提供强大的助力。

5电力物流是电力行业成本优化的重要途径

煤价高、人力资源成本高、电价高。电价关系国计民生,电价高,民众生活成本高,企业生产成本高。近几年电价改革呼声日益高涨,煤电价联动、阶梯电价制订,关乎电价的声音不断出现,政府决策、听证参与,但却总没有一个完美的电价改革和解决方案呈现在我们面前。[6]而电力行业传统弊端积重又深,市场化改革推进缓慢,国企龚断又一时难以打破,这一切都为电价的有效改革设置了重重阻碍。市场经济学的理论告诉我们,生产成本决定销售价格,当成本难以控制,电价必然不可调和。电价改革的根本解决之道只能是通过市场自身的优化机制予以实现。只有通过电力行业的深度改革将行业各环节纳入市场机制,通过市场优化成本,电价的降低才是最为合理的改革结果。目前客观的条件无法支撑电力行业的全市场化改革,但每改革一个环节,必然优化一个环节,也必然会促成环节价格的调整和优化。[7]电价的形成是电力行业整个体系主导的最终结果,电力物流做为其中重要的环节,其自身的市场化改革,必然首先将电力物流的成本进行优化,从整个电价的形成机制来看,电力物流成本的降低必然会进一步促进电价的合理变动。目前从中国物流产业的发展来看,物流成本的优化会对国民经济的优化形成巨大的正面作用。电价本身必然包括电力物流成本,深化电力物流市场化改革,有利于电力行业成本的进一步优化和电价的下调。

摘要：围绕电力行业市场改革和电力物流的关系,旨在突出电力物流在电力行业市场改革中所处的地位、作用、意义和价值。

关键词：电力行业,市场改革,电力物流

参考文献

[1]蔡建刚,叶泽,钟宏.电力价格水平规制理论文献述评[J].吉首大学学报(社会科学版),2010,(2):87-91.

[2]周艳.发展循环经济背景下的资源税与增值税改进探讨——以长株潭城市群为例[J].吉首大学学报(社会科学版),2010,(3):128-130.

[3]王海明.关于商品价值的几个规律[J].吉首大学学报(社会科学版),2012,(1):109-113.

[4]谌飞龙.产业集群“大共生”治理的形成逻辑及运用框架[J].吉首大学学报(社会科学版),2012,(1):119-123.

[5]王莉.电网企业电力购销控制评价研究[J].物流工程与管理,2010,(2):83-85.

[6]刘晓鹏.电力施工企业加强物资管理的思考与探讨[J].物流技术,2010,29,(9):106-108.