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摘要：电力市场化改革和新型电力系统建设持续推进，核电企业传统依赖计划电量和单一电量销售的营销模式已难以适应市场竞争要求。核电具有安全稳定、连续出力和低碳排放等优势，应在电力营销中推动“电量—容量—低碳价值”协同开发，积极拓展综合能源服务、重点客户服务和数字化交易决策能力。通过优化交易组合、强化低碳品牌塑造和提升客户关系管理水平，核电企业能够将稳定供应能力和绿色价值转化为市场竞争优势，增强收益稳定性与风险抵御能力。

关键词：核电企业；电力营销；市场竞争力；低碳价值

引言

随着电力中长期交易、现货交易和辅助服务市场加快衔接，发电企业面临更加复杂的价格机制、交易规则和客户需求。核电作为重要的低碳基荷电源，在保障电力安全供应、优化能源结构和支撑产业低碳转型方面具有独特作用[1]。但在市场化环境下，核电企业不能仅依靠发电规模和运行稳定性参与竞争，还需要主动调整营销理念，提升市场研判、交易组织、客户服务和风险管理能力。

1.核电企业电力营销模式创新要点

1.1从单一电量销售转向“电量—容量—低碳价值”协同营销

核电企业电力营销模式创新的首要方向，是突破传统以电量销售为核心的经营逻辑，构建兼顾电量收益、容量价值和低碳价值的综合营销体系。2025年全国电力市场交易电量达到6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，市场化交易电量占全社会用电量比重持续提升，说明发电企业营销已进入更加充分的市场竞争阶段。核电企业应在保持安全稳定运行的前提下，强化对基础负荷用户、战略性新兴产业和高耗能低碳转型企业的长期合同服务，将核电稳定供应优势转化为可识别、可定价、可持续的市场竞争能力[2]。

1.2从发电侧营销转向面向重点客户的综合能源服务

在数字经济和产业绿色转型背景下，电力用户对核电企业的需求已不再局限于低价电量，而更加关注供电稳定性、用能成本可预测性、低碳合规和能源管理服务[3]。核电企业应由传统发电侧营销主体转向综合能源服务提供者，围绕大型制造企业、数据中心、化工园区、港口物流、先进材料和出口型企业等重点客户，提供中长期购电方案、负荷曲线分析、用能结构优化、碳排放核算辅助和低碳电力采购组合设计。核电企业可依托客户画像、负荷预测和交易模拟等数字化工具，提升报价策略、合同组合和风险评估能力，推动营销由“卖电量”向“卖稳定性、卖低碳属性、卖能源解决方案”转变，从而增强用户黏性和品牌价值。

1.3从传统交易管理转向数字化、智能化营销决策

随着中长期交易、现货交易、辅助服务交易和跨省跨区交易不断衔接，核电企业面临的市场变量显著增加，传统依靠人工经验制定报价和交易计划的方式已难以适应复杂市场环境。国家能源局2026年提出，要完善中长期、现货和辅助服务市场衔接机制，合理扩大省间市场化送电规模，这意味着发电企业必须具备更强的跨市场、跨区域、跨周期决策能力，在确保核安全和机组运行约束的基础上提升营销收益和风险控制能力。

1.4 从收益导向转向安全约束下的全周期风险管理

核电机组通常承担基荷运行任务，年度换料检修、功率升降速率、最低稳定出力及设备试验安排都会影响可交易电量，若营销部门仅依据市场价格制定交易计划，容易造成合同承诺与实际发电能力不匹配。企业应建立覆盖年度、月度、日前和日内的交易风险管理机制，将机组检修窗口、非计划停运概率、区域负荷变化、跨区通道能力和现货价格波动纳入统一评估。年度层面应根据可利用小时数和检修计划确定基础合约边界；月度层面动态修正电量缺口与偏差暴露；现货层面设置报价权限、风险限额和异常价格触发条件。对大额长期合同还应开展客户信用、履约能力和结算周期审查，形成合同、价格、偏差和信用风险协同管控体系。

1.5 从企业独立营销转向产业链协同营销

核电企业的市场竞争力不仅取决于单一电厂的电量和价格，还与售电公司、电网企业、地方政府、产业园区及终端用户之间的协同程度密切相关。传统营销模式中，发电企业多在交易申报和合同结算环节参与市场，难以及时掌握终端客户的负荷变化、产业规划和低碳需求。核电企业可围绕核电基地所在区域建立“发电企业—售电主体—园区—重点用户”协同机制，共享经授权的用能数据、合同执行信息和负荷预测结果。对于大型工业园区，可联合售电公司设计基础电量、峰谷调节、备用服务和低碳电力说明相结合的产品方案；对于跨省送电项目，应加强与受端省份交易机构和重点用户的沟通，提前评估通道约束与结算规则差异。

2.核电企业电力营销市场竞争力提升

2.1强化低碳品牌塑造，提升核电绿色价值识别度

当前，电力用户尤其是出口型制造企业、跨国供应链企业和大型数据中心，越来越重视用能结构的低碳化和可追溯性。虽然我国绿证制度主要面向可再生能源绿色电力证书管理，核电与绿证交易机制并不等同，但核电作为低碳基荷电源，在降低电力系统碳排放强度、支撑高比例新能源消纳和保障能源安全方面具有独特价值。核电企业应通过低碳电力产品说明、企业碳管理服务、社会责任披露和客户定制化用能方案，提升市场主体对核电低碳价值的认知度，避免仅在价格维度与其他电源竞争。

2.2优化市场交易组合，增强收益稳定性和风险抵御能力

核电机组具有连续稳定运行特征，适合承担基础负荷，但在现货价格波动、负荷峰谷差扩大和新能源出力不确定性增强的背景下，核电企业仍需优化中长期合约、现货参与、跨省交易和辅助服务等多元组合。核电企业应根据机组检修周期、区域供需形势、用户信用状况和价格风险，合理确定合约期限、交易比例和偏差处理机制，减少单一市场或单一客户依赖。对于长期稳定用电客户，可通过多年期购电协议锁定基础收益；对于价格波动较大的市场，可通过分时交易、组合报价和风险限额管理提升收益弹性，实现安全运行、稳定销售和市场收益之间的动态平衡。

2.3提升客户关系管理能力，构建差异化竞争优势

与传统电量分配模式不同，市场化环境下用户具有更强选择权，发电企业需要围绕客户行业属性、用电规模、负荷曲线、价格敏感度、低碳诉求和风险偏好开展差异化营销。核电企业应建立客户分层分类管理机制，将大型工业企业、园区用户、战略新兴产业用户和公共服务类用户纳入重点服务范围，提供稳定供应、价格锁定、低碳用能和用电诊断等组合服务。与此同时，应加强售电公司、电力交易中心、地方政府和产业园区之间的协同，提升市场响应速度和合同履约能力。客户关系管理不应停留在合同签订和电费结算层面，而应延伸至用能数据分析、政策咨询、负荷优化和风险预警。

2.4 强化数字营销平台建设，提升市场响应与决策能力

核电企业应建设贯通生产、交易、客户和结算环节的数字营销平台，使营销决策建立在真实运行数据和市场信息基础上。平台需要接入机组出力、检修计划、燃料周期、历史交易价格、区域负荷、跨区通道和客户用电曲线等数据，并按照年度合约、月度交易、日前申报和偏差结算设置不同分析模块。交易人员可利用负荷预测、价格区间模拟和合同组合分析评估不同销售方案的收益与风险，但模型结果必须受到机组安全运行边界约束。客户管理模块应形成行业属性、负荷稳定性、信用等级、低碳需求和合同履约情况等标签，用于匹配中长期合同期限和服务内容。平台还需保留报价修改、权限审批、合同变更和结算复核记录，对异常价格、偏差扩大及客户信用恶化自动预警，避免数字化系统仅承担数据展示功能。

2.5 完善专业组织与绩效机制，夯实市场竞争基础

核电企业提升电力营销竞争力，需要同步调整组织结构、人才能力和绩效评价方式。传统营销岗位多侧重计划申报、合同执行和结算核对，在现货市场、跨省交易和综合能源服务持续发展的条件下，还需要具备电力系统运行、市场规则、价格分析、客户管理和风险控制等复合能力。企业可建立由生产运行、计划经营、财务、法务和营销人员组成的协同决策机制，对重大合同、跨区交易和新型产品进行联合审查。营销人员绩效不宜仅以成交电量和短期收入衡量，还应考察合同履约率、偏差成本、客户留存率、信用风险和低碳服务质量。对于涉及核电运行约束的交易方案，应由生产技术部门确认可执行性；涉及长期价格承诺和复杂结算条款的合同，应纳入财务测算和法律审查。人才培养可结合模拟交易、案例复盘和市场规则更新开展，提升营销团队在复杂市场环境中的决策稳定性。

3.结束语

总体来看，核电企业电力营销创新的关键在于从“卖电量”转向“提供稳定、低碳、综合化能源价值”。未来，核电企业应在确保核安全和机组稳定运行的基础上，完善数字化营销平台，提升电价预测、负荷分析和合同组合优化能力；同时，面向重点产业客户构建差异化服务体系，强化低碳品牌传播和长期合作机制。只有将技术优势、市场机制和客户需求深度结合，核电企业才能在新型电力系统和电力市场竞争中形成持续竞争力。

参考文献

[1] 马耀飞。矩阵式管理在核电市场营销中的应用研究 [J]. 人才资源开发，2016 (22):95-96.

[2] 戴黎红。浅析运用服务营销推动核电运行服务公司发展的策略 [J]. 现代商业，2016 (6):131-132.

[3] 闫修。新电改政策下核电企业市场营销的挑战与思考 [J]. 中国核工业，2015 (8):30-34.

辜显平 熊舞

华能海南昌江核电有限公司