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请问一下电力设计这个行业前景怎么样?
中国的电力行业未来发展如何？或许是个大话题。我先以英国的电力行业作为样板来分析吧，毕竟英国的电气化和工业化走在了我们的前面。
英国电力行业的回顾
英国电力行业大概自上个世纪50年代（二战以后）开始扩张，到70年代初接近饱和。
英国电力行业鼎盛时期是在60年代，今天的英国电网基本上是那个时代完成的。在这个最鼎盛的60年代里，英国的变压器设计师匠心独运，设计出了适合自己国家系统的新式变压器—整合系统变压器 (integrated system transformer)，并根据此制定了一套变压器行业规范。于此同时，各个电器生产商（EE, AEI, GEC, FERRANTI等）开始产业扩张和兼并。其中，英国通用电器公司（GEC）在60年代中后期兼并了英国电器公司（EE）和联合电器工业（AEI）。
可是，好景不长。到了七十年代，随着英国国内（这里指不列颠和北爱尔兰）电气化的逐渐完善，英国国内市场也日趋饱和，各个电器生产商为了生存只好投入到海外业务，主要是前殖民地国家的电气业务（那些国家刚刚独立需要建设）。于是，英国通用电器公司（GEC）和曾经生产出世界第一台商用电脑的电器巨头FERRANTI在海外业务中又度过了大概10多年的美好时光。
这个状态直到1980年代中期，伴随着部分电器生产商又一次遇到了层出不穷的财政困难，又一轮产业整合开始了。Dundee的BONAR LONG生产厂先卖给了挪威的一家公司，然后辗转在80年代末期又被新成立的ABB收购，至于，FERRANTI和GEC分别挣扎到了1993和1999年破产。百年老店FERRANTI的部分业务被公司转让，英国通用电器GEC被法资企业ALSTOM收购。纵观八九十年代，英国优良的电器制造企业基本上被外国收购。与此同时，电力企业也由国营的中央发电董事会CEGB被拆分成了一个大的国家电网公司National Grid，几个配电公司，以及若干个发电企业和售电公司。英国电力行业实现了发电、输电、配电和售电的分离。
20世纪英国电力行业的历史告诉了我们，当一个国家在电气化的时（1950-1970），它的电器制造商会扩张产业。一旦电气化完成（1970年代），电器制造商为了消耗过剩产能会选择对外产能输出。当产能输出乏力，企业生存就遇到了重重财政问题，这些财政问题最终会导致了1980年代到1990年代的英国电气产业的调整。这轮产业调整的当然是由撒切尔夫人为代表的英国保守党政府带头的。在这段时期里，往往会有层出不穷的减薪、裁员。据说，英国大学电气学院的一些老师就是在上个世纪90年代产业调整期间从工业界转行入职的，他们的学术造诣使得他们熬过了八九十年代英国电力行业的萧条，并且迎来了新世纪里英国留学生的黄金时代。相比之下，那些住在经济适用房（council house）的英国失业工人（包括电力工人）以及他们的后代就不是那么幸运了。
英国人庆祝撒切尔夫人的死亡（图片来自网络）
2016/04/02
中国电力行业的思考
中国目前电力行业已经实现了发电与其他三项输电、配电和售电的分离。未来电改是否朝着英国的方向走，实现发电、输电、配电和售电的完全分离，拭目以待。但是，可以预料的是，当一个国家逐渐完成电气化的同时，这个电力行业应该会面临产能过剩等问题。以下是本人对这一幕出现时候的预测：
1. 电器设备生产厂和电建集团
这两种企业应该是在产能过剩的背景下最先受到冲击的企业。受冲击最明显的体现就是订单减少，从而导致年终奖降低等。为了摆脱困境，各个企业可能会对海外进行产能输出，就像英国上个世纪那几个电器巨头那样。只不过，中国不同于英国，没有一个类似于英联邦的政治经济体系带来的稳定的海外市场。因此，海外产能输出的效果可能会大打折扣。就算中国有几个友邦，那几个小国能否大范围的吸收这个超级大国电力的产能也得画上一个问号。更何况恶邻居相伴（参考中国在缅甸的水电投资以及中泰高铁项目）。所以说，未来若干年，随着国内电力行业的饱和，各个电器设备生产厂和电建集团在国内外市场的竞争应该会加剧。在竞争中，掌握国际领先或垄断技术的企业才能顺利占领国内外市场。
2. 发电集团
其次受到冲击应该是发电集团，受冲击的体现是年发电量减少，从而导致电力企业运营亏本。在这一背景下，各大发电企业可能会竞争上网（向国网调度争取发电份额）。同时，各个企业（如果有能力的话）也许会用金融或行政手段（对内的）来压低原材料价格，从而压低发电成本（我感觉国内的发电企业目前没有这个能力去做空国际大宗商品的价格，部分因为大宗商品的交易中心不在中国）。如果竞争上网和降低成本还是亏损，剩下的路只有降薪裁员（这一幕在英国的八九十年代发生过）。
3. 国网公司
要知道电力行业作为能源行业，其萧条往往伴随着钢铁、石化等耗能企业的萧条。如果，中央和地方政府支持的企业面临萧条，财政赤字增加。改革，可能会盯上国网这块蛋糕了。至于怎么改，会不会走英国模式（全部民营化，以及发电、输电、配电和售电四大板块完全拆分），笔者认为作为把持国家经济命脉的能源行业，在那条路上即使走也不会太远。也就是说，未来不太可能完全像英国完全民营化，很能部分民营化，即“抓大放小”，把部分亏损子企业（某级单位）售给民资企业或地方政府。然后民资企业或地方政府成立公司，再改组裁员或者返聘（种种办法吧）。至于哪个单位会被抛弃，国网内部（尤其是财务部门）应该最了解吧。但是，一个基本的判断是，如果一个地方设备（姑且认为是电能枢纽变压器吧）通过负荷的经济价值低于维护这个设备的成本之时，这块电网就很可能是国网公司的负资产。例如，某变电站年流过负荷只值1000万，但是人员和设备维护成本高达1200万，这个变电站运营对网局来说就不经济了。于是，网局会不会把这个变电站卖给地方政府或其他民资呢？事实上，在计算资产价值时，资产重要性和出售成本（包括经济和政治成本）也是考虑因素，具体起来就太复杂了！
说了这么多，有人担心目前国内电力行业产能过剩，目前会不会出现笔者说的以上几种情况? 答案是“不会”。因为就目前来看，电力产能过剩似乎是暂时的，等这几年经济寒冬熬过去，电力行业应该还会有若干年光景。至于若干年后，等人口深度老龄化和经济停滞出现，我们这代电力行业工作者应该会面临上个世纪末英国所遇到问题吧。在此，先和大家分享一下自己的心得。
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从80年代末起，以英国为首，国际上许多国家进行了电力工业管理体制的改革，其目标都是开放电力市场，引入竞争机制，降低发电成本，合理利用资源，并最终使用户获利。从1998年开始，我国也确定在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、黑龙江6个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000年1月山东、上海、浙江发电侧电力市场正式投入商业化运行，东北三省电力市场将在2000年4月正式投运。通过各试点单位的市场化运作，以期在发电侧引入市场机制，竞价上网，并积累经验，逐步向完善的电力市场靠近。
1 中国电力市场的回顾
改革开放以后，中国国民经济开始腾飞，仅靠中央一家投资办电远不能满足国民经济发展的需要。在这种形势下，一系列集资办电和多渠道筹资办电政策的出台，促进了电力工业的发展和独立发电企业的形成，使我国电力工业的改革迈出了重要的一步，同时这也是我国电力市场的萌芽。
我国最早出现的集资电厂是山东龙口电厂，于1981年底开始建设，1984年投产发电。1988年，国务院明确了“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的20字方针，为独立电厂的发展提供了依据。同年，国务院批准了全国征收“2分钱”的电力建设基金后，各种形式的合资电厂纷纷建立。至此，我国电力行业首先在发电环节上逐渐开放。至1998年，总发电量达1 167 TW*h，其中国家电力公司全资及控股电厂的发电量为596.2 TW*h，占51.08％；全国装机容量达275 GW；发电量及装机容量均仅次于美国，居世界第2位。
进入1996年以后，由于经济结构的调整，用电量的增长逐年下降，发电机组的利用小时逐年降低，全国发电机组的设备平均利用小时从1994年的5 233 h下降到1998年的4 501 h，预计1999年的利用小时还会进一步下降。由于我国发展独立电厂的一系列改革都是为适应长期严重缺电的局面而形成的，因此在1996年后，当电力工业逐渐从“卖方市场”转向“买方市场”时，集资办电合同中的高发电利用小时数、高投资回报率、短折旧期和短还贷年限等现象，在电力供应逐步趋于缓和的情况下，负面影响较为明显。各种类型的发电机组争发电量的情况严重，同时电价上涨速度也过快。在这种形势下，如何实现“公平、公正、公开”调度，受到了政府、独立发电企业及社会各界的关注。
为加强内部管理和核算，并为进一步建立发电侧电力市场做好准备，用市场的机制来实行调度的“三公”，1997年11月，国家电力公司召开会议，正式启动建立内部模拟电力市场。所谓的模拟电力市场就是在电力企业内部，用市场的办法进行管理，将自己的发电厂、供电局变成一个相对独立的“企业”，并对其进行考核管理。
最早出现的省级内部模拟市场是浙江省。浙江电网从1995年1月开始进入模拟市场运行；安徽从1995年2月开始模拟电力市场的运作；1998年后，在大部分省、市电力公司都相继开展了内部模拟市场的运作。但内部模拟电力市场的建立，只是按市场方式进行运作的雏形，虽然为电力市场的真正运营打下了一定的基础，积累了一定的经验，但始终是一种内部管理的模式，仍不能真正实现“公正、公平、公开”地对待各个发电企业。因此，网厂分开，建立真正意义上的发电侧电力市场势在必行。
1998年6月，国家电力公司提出了“实行网厂分开，建立发电侧电力市场的实施方案框架”，明确了山东、上海、浙江3个省（市）为试点单位；同年11月，国务院转发了国家经贸委“关于深化电力工业体制改革有关问题的意见”，并将辽宁、吉林、黑龙江三省与山东、上海、浙江同时列为网厂分开、竞价上网的试点单位。这也标志着政府积极推进建立发电侧电力市场工作的正式启动和电力工业继续深化改革，以期打破垄断，形成统一、开放、有序的电力市场的开始。
2 中国电力市场的现状及特点
目前，经过1年多的准备，山东、浙江、上海3个试点已投入试运行，辽宁、吉林、黑龙江3个试点单位正处于积极的筹备阶段。从几个试点单位的情况看，中国电力市场现阶段的发展有以下特点。
2.1 发电侧电力市场
目前我国电力市场的改革取向是“网厂分开、竞价上网”，即将电网经营企业拥有的发电厂与电网分开，建立规范的、具有独立法人地位的发电实体，市场也只对发电侧开放。发电侧电力市场的市场主体是各独立发电企业与电网经营企业，电网经营企业负责组织各发电公司间的竞争，政府负责对电力市场进行监督管理。与英国、澳大利亚等国的电力市场不同，中国电力市场继续保持着输、配一体的管理模式，保留供电营业区，每个供电营业区只有一个指定的供电机构向终端用户供电。同时，根据“省为实体”的方针，我国的电力市场以省级电力市场为主，各省电力公司是其省内电力市场竞争的组织者。
从现有试点单位的运作情况看，在网厂分开的初期有3个特点：①将原电网经营企业拥有的发电厂变为独立的发电实体，只是一种经营权的转移，并不改变产权关系，电网经营企业仍根据其所占产权的多少享受投资者的权益及相应的回报；②电网经营企业可保留部分调峰、调频性能好的发电机组，以保证电网的运行安全；③水电、核电、新能源、热电联产及企业自备机组暂不参与市场竞争。
2.2 单一购买者模式
我国现行发电侧电力市场的模式是“1＋N”模式，“1”是指电力市场的单一购买者，即电网经营企业；“N”是指参与市场竞争的各个独立发电企业。用户不能与发电厂签订购电合同，只能由电网经营企业采用趸售或零售的方式供电。在这种模式下，电网经营企业必须每时每刻做到供需平衡，并收购所有电力，以保证对用户供电。这种管理方式与国外发、输、配完全分开的模式相比，电网经营企业责任较大。所以，为了防范供电不足或购电电价过高的风险，电网经营企业必须与发电公司签订一定数量的长期合同。
2.3 部分电量竞价上网
在市场建立的初期，几个试点单位全部采用了部分电量竞价上网的方式。一般安排当年市场需求的10%～20％作为竞争电量，其余作为基本电量（或合约电量）。对于后一部分电量的处理，采用了2种形式：一是必须首先保证这一部分电量的完成，然后再考虑竞价电量；二是在市场中安排全部电量参与竞价，但在结算时考虑对这一部分电量的补偿。
2.4 双轨制竞价体系
在开展竞价上网时遇到的最大问题是如何处理原有的购售电合同问题。由于前几年我国电力装机严重不足，为鼓励投资者建设电厂，出台了一系列包括保证机组年利用小时数和上网电价的优惠政策，这种合同一般有效期限较长。为解决这一关键问题，各试点单位在建立电力市场的探索中提出了包括“差价合约”、“履行合约，竞价超约”等在内的多种实施方案，其目的是既要考虑原有的还本付息政策的延续，又要引入竞争机制，推动电力市场的发展。这些方案的核心是双轨制竞价体系，即基本电量部分按国家批准的合同电价结算，竞争电量部分按竞价电价结算。这基本上解决了原有的合同问题。目前所有试点单位均准备采用该方法进行市场结算。
对于竞价电价，各试点单位大多采用了按满足负荷预测的最后一台机组出力对应的报价作为结算的竞价电价，这种方法具有简便易行、促进竞争、提供信息清晰的特点，比较适合刚刚起步的中国电力市场。同时，为规范市场行为，防止购电费用过高和恶性竞争，对发电公司的报价设置了最高限价和最低限价。但如何科学、合理地制订最高限价和最低限价，还需进一步研究。
2.5 交易类型
电力市场的交易，一般分为长期合同、现货交易、实时交易、辅助服务交易和输电权交易。现各试点单位主要采用了前3种交易方式。
在单一购买者模式下的发电侧电力市场，组织发电公司竞争的电网经营企业担负着保证向用户供电的义务。所以，电网经营企业为了防止严重缺电或电价急剧升高的风险，必须与发电公司签订一定数量的长期合同。目前，各发电公司保留原有合同80%左右的电量，作为电力市场的长期合同。这种长期合同是原先合同的延续，随着市场的发展与完善，其比例将逐渐减小，并最终由市场决定的长期交易合同所取代。
现货交易是指按照发电机组的报价，提前1天确定的第2天的发电计划。各试点单位的现货交易主要采用2种方式：一种方式是将长期合同看做是一个经济合同而非物理合同，在编制第2天的发电计划时，按照各发电厂的申报数据，编制交易计划，如果现货市场的发电计划与长期合同不一致，采用经济手段进行补偿；另一种方式是将长期合同看做是物理合同，长期合同确定的电量在现货市场首先安排，其余部分作为交易电量编制计划。
实时交易是指在交易日当天确定的发电计划。由于电力工业的特点，要求发电与负荷实时平衡。不管采用什么方式，由于存在负荷预测误差及系统运行状况的变化，提前1天编制的发电计划与实际的负荷需求间存?/td>
：一是作为长期合同和现货交易的补充，在负荷预测与实际负荷出现偏差后，达到发电与负荷平衡的目的；另一方面，实时交易可以提高竞争的力度。目前英国电力市场正在进行的第2次改革，其中一项重要内容就是增加实时交易。在我国，由于处于由传统的管理方式向市场经济转变的初始阶段，同时受电力市场技术支持系统的约束，实时交易基本是作为长期合同和现货交易的补充。
辅助服务交易是电力市场中重要的交易方式之一。辅助服务的内容主要包括调频、调峰、无功与黑启动。目前，辅助服务指标的量化、辅助服务成本的计算以及付费等比较复杂，世界上各国电力市场的做法也不尽相同。在我国现有电网结构比较薄弱的条件下，为保证电网运行安全，各试点单位基本上未考虑辅助服务交易，均采用了由调度指定、无偿提供的方式。
目前省级电力市场内尚未出现输电权的交易。
2.6 生产调度与市场交易一体化
目前国际上电力市场的运行有2种方式：一种是美国加州ISO(independent system operator)与PX(power exchange)形式，即电网运行调度与市场交易分立；另一种是大多数电力市场所采用的调度与市场交易一体化的形式。我国由于电网本身的特点，各试点单位大多采用了后一种市场运行方式。在这种运行方式下，调度部门作为电网经营企业的核心，必须坚持“三公”，努力做到公正和透明。
2.7 技术支持系统尚处于初始阶段
电力市场的正常运行需要技术支持系统的支持，在这方面我们仍缺乏经验。尤其是在电力市场的条件下，如何进行电网安全约束的闭环校核、启停机费用及最佳机组组合的计算、最优潮流等，还有待进一步研究。
3 中国电力市场的前景展望
我国正在进行的电力市场改革是从原有的计划管理模式向完善的市场模式的过渡。在电力市场初期，要考虑可操作性和平稳过渡，如原有合同的化解、新老机组的还贷及电价问题、网络不发达情况下的系统安全等。发电侧电力市场、单一购买模式等特点，适应了中国电力市场初期的要求，但同时也是不完整和不成熟市场的体现。随着电力体制改革的深入，电力市场将不断完善，主要体现在以下几方面。
3.1 允许用户参与电力市场的竞争
依据国家电力公司的改革方案，2010年以后，将试行用户参与电力市场竞争的方式，允许用户自由购电。
电力市场向用户开放，将取消原有的供电营业区的概念，产生新的电力销售商。电力销售商不必拥有配电网络，可以直接从发电厂或市场中购电，并向用户或电网售电；用户也可以自由地选择向发电厂购电、向市场购电、向当地的供电部门购电或向电力销售商购电。
3.2 双边交易成为电力交易的主要形式
允许用户参与市场，电网经营企业不再是单一购买者，电网经营企业与发电厂间的购销合同将大为减少，取而代之的是大量的用户（包括电力销售商）与发电厂的双边合同。
3.3 实时交易的份额增加
实时交易不再是长期合同和现货交易中供需不平衡量的补充。随着技术支持系统的发展，在交易日内提前较短的时间（如2 h～4 h）进行交易匹配，编制发电计划将成为可能。
3.4 出现期货交易
当电力长期合同可以买卖、转让、交换时，就变成了期货交易。期货交易市场的出现，将使得发电商和用户开展电力交易的方式更加灵活，同时也会出现电力期货的经纪人，交易的风险和获利可能性同时并存。
3.5 调度的作用和地位进一步提高
完善的电力市场对运行调度提出了更高的要求。电力市场要求尽量减少安全约束对电力交易的影响和更加实时、灵活的交易方式。这就要求调度部门在保证电网安全和供电可靠性的前提下，使各种形式的电力交易变为可能。
3.6 辅助服务和转运费、阻塞管理
为体现发电厂间的公平竞争，应量化辅助服务的指标，核算成本，并合理付费。但其前提必须是完善电价体系，购电价格与售电价格联动。
由于允许用户直接向发电商购电，电网经营企业必须公开转运费的收费标准，同时，输电权的交易及线路实时可用传输容量的交易也将成为现实。
输电阻塞是电力系统运行不可避免出现的情况。电网经营企业在制订转运费收费标准时，不仅要考虑网损、输电网的投资回收等费用，还应考虑输电阻塞问题。
3.7 全国联网及全国电力市场的形成
随着全国联网工程的筹备和逐步开展，将出现更多的跨区电网。三峡电站的建成，将形成连接八省两市的中部互联电网。由于跨区电网空间跨度较大，电网内不同地区间的能源分布、负荷密集程度、劳动力价格、负荷高峰出现时间等差别较大，电力交易将带来更大的社会效益和经济效益。传统的依靠行政指令安排电力交换的计划方式，将不能适应市场的要求。采用经济手段，促进跨区（省）电网间的电力交换，达到最大范围内的资源优化配置，并降低成本，是建立全国电力市场的最终目的。
3.8 用户电价结构更加合理，用户销售价格与发电厂上网电价联动
改善用户电价结构，鼓励用户优化用电方式，将大大降低供电成本。如不同供电可靠性电价(包括可中断电价)，使得用户能够为电力系统提供备用容量；实时变化的用户电价，使得部分用户得到明确的用电信号，避开用电高峰，从而使得负荷曲线趋于平缓。同时，由于电网经营企业不再是电力的单一购买者，用户可以参与电力市场，这样，当用户直接到电力市场购电时，用户电价将取决于电力市场中发电厂的上网电价。
4 结语
我国电力市场的发展尚处于初始阶段，有许多内部因素和外部条件尚不具备，还需进一步完善。从国际上看，各国的电力市场也正处于发展阶段，并各具特色。相信通过我们的不断摸索，必将会走出一条适合于中国电网实际情况的电力市场化之路。■
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