刘树杰：加强电力市场建设顶层设计 要引入虚拟交易

顺便指出，“以中长期交易规避风险，现货市场发现价格”的提法，与经济常识不符。难道中长期交易没有价格?既然有价格，怎不能发现价格?事实上，中长期交易的价格反映了价格的长期趋势，对长期投资的引导和激励作用更为重要!

再说规避风险问题。风险属机会成本范畴，应得的收入未得到，就是损失，而这种损失的可能性就是风险。长期合同确实可以起到规避风险的作用，但从机会成本的角度看，长期合同本身也有风险规避问题。如果只有中长期交易而无现货市场，市场主体就失去了一部分选择空间，怎能说没有风险?可见，在成熟的大宗商品市场中，中长期交易和现货市场是互为避险的。

记者：在系统梳理了电力市场架构，并根据我国现实情况确定了单边强制电力库模式的市场构架下，您认为我国电力市场顶层设计的基本思路和建设的中、远期目标将如何规划?对于体现国家能源战略的“外来电”，又将以何种市场机制来统筹协调?

刘树杰：整体而言，理想的电力批发市场，是双边(向)交易的跨省市场;理想的零售市场，是消费者有购电的自由选择权。但这需要有理想的条件，首先是售电商得有整合与管理客户负荷曲线的能力，此外，“法制中国”、“诚信中国”、政府的治理能力包括监管机构治理能力的现代化，也都是必备的条件。目前看，这些条件不是短时间能够具备的。当然，也不排除特别聪明的人或社会治理特别好的地区有办法规避上述条件限制，从而设计出可操作的双边(向)交易市场。

总体而言，在可预见的期间内，我还是认为单边交易的强制电力库宜做批发市场主流的交易模式。因为强制库的市场设计与操作都相对简单，易与我国的现行体制和政策对接，对“优先发、用电”等“中国特色”有更强的包容能力。以我国现有的信息科技水平，建立一个像澳大利亚、新加坡那样的“日前预调度、实时出清”的现货市场，在技术上应该是没问题的。问题主要在政策和体制方面。当然，为稳妥起见，也可有一些过渡性安排。如本世纪初期澳大利亚专家为浙江试点设计的“发电企业全电量入库竞争，部分电量按市场价结算”，就很适合国情，“进可攻、退可守”。也可考虑“谷段市场”起步，这是我对福建省建议的，因为福建面临的主要问题是核电多，需要鼓励低谷时段的压出力和加负荷，激励抽水蓄能等储能项目的建设。

此外，在有些试点地区，还面临体现国家能源战略的“外来电”与省内市场的融合问题。受价格司的委托，我在2016年主持研究了新时期“大水电”跨省消纳问题。我提出的解决方案就是：“政府授权合同+差价合约结算”。“外来电”须在日前分解为合同交付日的物理执行计划，省电力交易中心安排其以地板价进入现货市场获得“优先发电”地位。如“点对网”送广东和浙江的“三峡电”，就可由省电力交易中心代表“消纳地”政府、“三峡”公司代表中央政府签订“政府授权合同”，合同价基于双方“利益共享，风险共担”的原则确定，并实行差价“双向返还(补偿)”，合同外电量“随行就市”。

记者：近几年可再生能源发电技术突飞猛进，发电成本实现断崖式下降，在补贴的激励政策下，可再生能源项目建设数量“爆棚”，而补贴缺口却愈加明显，造成了部分发电企业资金链断裂，进而影响到整个产业链条的协调发展。目前可再生能源已基本具备“平价上网”的条件，您认为应以何种市场机制容纳可再生能源参与市场，在不扭曲市场的前提下促进可再生能源发电的高质量发展?

刘树杰：我国电力市场构建面临的另一重大问题，是可再生能源支持政策与电力市场的融合。在发达市场经济国家，“可再生能源进入市场” 已成共识，在我国，推动可再生能源发电进入竞争性市场，不仅是其技术进步的制度条件，也是解决消纳困境的唯一出路。但目前可再生能源仍处在产业幼稚期，需要政策的支持和培育，所以需要支持政策和竞争性市场的融合。我的思路是“价、补分离”，亦称“补贴定额+价格放开”。准确说，是存量项目“定额补贴+价格放开”，新增项目“补贴招标+价格放开”。

目前，我国可再生能源发电补贴是由其资源区标杆价与省火电标杆价的差额决定，而各省的火电标杆价是随煤价浮动的，这导致财政的补贴支出也要随煤价浮动，火电标杆价越低，中央财政的负担越重。近几年我国可再生能源补贴的缺口越来越大，一些可再生能源企业面临资金链断裂的风险。现行的补贴制度实在是不可持续了。所以我建议，一是补贴必须有硬的预算约束;二是补贴作为公共支出，必须把替代其他电源的效率放在首位，从这一原则出发，无论项目建在哪里，补贴标准都应相同。《中国电力企业管理》

上世纪90年代，英国把强制电力库改为双边交易模式，其中一个重要的原因就是双边交易与强制电力库模式相较可以有效抑制市场支配力。越是透明的市场就越容易被市场力操纵，建设单边交易的强制电力库模式不可避免会存在市场支配力的问题，您认为应以何种手段来规避单边市场的主要弱点?

刘树杰：目前国外在抑制市场支配力方面，已有许多成熟可用的方式或手段。例如：法国要求具有市场支配力的“法电”将部分机组租赁给竞争对手;新加坡则对四大发电集团部分电量按公平价格强制收购。浙江省在本世纪初的“全电量竞争+部分电量按市场价结算”方式，以及对 “外来电”实行的“政府授权合同交易+差价合约结算”，都可有效低抑制市场支配力。

记者：目前我国电力市场省内交易进展相对顺利，而若要实现资源更大范围内的优化配置，则需要省内市场与省间市场统筹推进，那么促进省内市场与省间交易“衔接”的要点包括哪些?

刘树杰：关于近期省间和省内市场的衔接，应以省间“双边”+省内“单边”的路径推进。虽然从市场的效率上看我国可建多个跨省的区域市场，但目前体制条件约束较多，现阶段仍应以省内“单边”为主，再逐渐扩展到区域市场。

现阶段省间的交易应采用“双边”的方式。市场的交易主体可暂定为各省电网公司。由于买、卖双方均有能力调节各自的系统运行，因此不需要设立平衡机制，较易于操作。省间交易应尽可能以中长期合同为主。省间的现货交易可能比较麻烦，需要和调度有很好的配合。

做好省间交易与省内市场的“衔接”，需要把握好三个要点：一是省间交易应先于省内交易;二是省间交易的结果应作为省内市场出清的边界条件;三是省间交易的盈亏应由省内所有用户平均分摊。

记者：为避免制度设计成为一纸空谈，需要有相关的配套措施来保障制度的落地，根据目前我国电力市场化改革的推进成效，以及未来的发展趋势，您认为需要着力于哪些配套措施为制度保驾护航?

刘树杰：最为关键的配套，是建立终端用户电价与批发市场电价联动的机制。无论是强制电力库还是双边交易模式，批发价格的波动都需要有零售价格作为出口疏通，否则整个市场就会被“憋死”。

保持终端电价稳定是极其陈旧的观念。市场就是要以价格波动来体现资源的稀缺性和流动性。在零售侧竞争上，多数国家是分步实施的，通常是按电压等级由高到低的顺序逐步推进。管制供电价格与批发市场价格联动的方式，可以借鉴阿根廷等南美国家的做法，比如可三个月做一次调整。

还有，应尽快取消不同类别用户间的不合理的交叉补贴。当然，重组或再造中国的电力监管体系，也是必不可少的配套措施。