窺見改革，是對既往格局的重塑，是利益主體間的博弈，是理想與現實的協調再平衡。電力市場化改革更是這一改革邏輯的多方位詮釋。

作為新一輪電改的重頭戲，電力市場化改革不僅涉及地方經濟、電網企業和發電企業等多方利益，同時還關系到增量配電改革、售電側改革等多項配套改革的推進進程。

回望3年來的電力市場化改革歷程，我國電力市場省內交易開展如火如荼，但區域市場交易在“省間壁壘”的掣肘下仍舉步維艱;“現貨”市場在我國8個試點省區鳴鑼開市，但作為“先行先試”的樣本在推進中仍稍顯吃力;盡管火電企業在市場化競爭中遭受輪番“擠水”，但降低企業用能成本的改革紅利得到進一步釋放;可再生能源發電技術進步呼喚著平價時代到來，也催促著電力市場大門的敞開。

這一輪改革軌跡時而激進兇猛，時而停滯混亂，暗潮洶涌的改革浪潮中，既有對利益糾葛的焦慮，也有與理想更進一步的振奮。在積跬步至千里的改革路徑中，更需要改革操刀者們屏蔽雜音，摒棄“工程師思維”，從國際先進的電力市場模板中提取更適應我國電力市場的“基因”，從3年來已實踐的市場模式和鮮活的市場個體中汲取可復制樣本的“精華”，理性構筑我國電力市場的頂層設計，從現實“國情”、“省情”出發，以市場機制協調好各類發電資源間、市場主體之間的角色站位，以更高的視角劃分權利與責任間的邏輯關系，高屋建瓴，正本清源。

為此，本刊特專訪國家發展改革委市場與價格研究所研究員劉樹杰，在深度剖析國際市場經驗的基礎上，從頂層設計的角度系統梳理我國電力市場化改革中遭遇“梗阻”的成因以及未來發展的脈絡，并就目前我國電力市場頂層設計構建的思路進行集中闡述。

Q：統籌協調各個層面及各種要素，追根溯源，在最高層次上尋求問題的解決之道，是制度頂層設計作為“整體理念”具體化的系統設計工具的重要作用。您認為頂層設計要抓住哪些核心要義，才能達到結構統一，優化統籌的目的？

劉樹杰

現在大家都認同改革需要頂層設計。但落實到實踐上，不求甚解的問題還是很嚴重。我理解，所謂改革的頂層設計，就是“從制度的頂層或核心開始的系統性設計”。具體到電力市場構建，也須遵循其內在的邏輯，才能高屋建瓴，順勢而為，有序推進。設計電力市場，必須清楚交易模式、單邊交易、雙邊交易、場外交易、場內交易、中長期合同、現貨市場、日前市場、日內市場、實時市場、平衡市場、實時(平衡)市場、節點電價、分區定價、金融輸電權、虛擬交易、實物合同、物理合同、金融合同、差價合約等各自的內涵及功用，不同體系里的東西，不能混搭。比如目前各地選擇的都是單邊(向)交易模式，但現貨市場的構架卻不是澳大利亞、新加坡的“日前預調度、實時出清”，而是照搬實行雙邊交易模式的美國的“日前市場+實時市場”，還特別提到實時市場實行“雙結算”。

再有市場方案提出要引入虛擬交易，但虛擬交易只存在于美國的日前市場，用于解決美國特有的問題。美國的電力批發市場主要是若干“一體化”公司之間在交易，日前市場中的“自平衡”或“自調度”占大多數，由此導致日前市場不夠活躍，所以才引入虛擬交易，以提高市場的競爭強度。而我國各地均已“廠網分開”，為什么還要引入虛擬交易?嫌市場設計不夠復雜?還有市場方案提出搞金融輸電權，但英、德、法等歐洲國家及澳大利亞、新加坡的電力市場中都沒有金融輸電權。美國電網阻塞嚴重，而批發市場又實行基于平衡機制的雙邊交易模式，為使場外中長期合同交易中的用戶方規避節點電價的風險(本質上是承擔阻塞費用的風險)，才有了金融輸電權這種類似于“車險”的設計。所以，我一直呼吁國內的電力市場專家們，無論是給人家講課，還是出設計方案，自己要先搞清楚原理，不能“以其昏昏，使人昭昭”。

Q：如果談到究竟什么是市場，什么是電力市場，這樣的問題雖然顯然有些“入門”，但卻是電力市場設計邏輯體系的本源，您是如何定義電力市場？電力市場頂層設計的核心要領是什么？

劉樹杰

從經濟學的視角出發，“市場的本質是所有權的交換”，馬克思經濟學稱之為交換關系，現代西方經濟學稱之為交易關系。因而市場首先是一種經濟關系，一種經濟制度的安排。在市場經濟中，市場也是配置資源的基礎，它決定了為誰生產、生產什么和怎樣生產。電力市場能夠“優化”資源配置的根本原因，在于市場主體的自主決策，而非技術支持系統或經濟調度的數學模型如何先進。

所以，電力市場也首先是一種經濟制度的安排。但電力是一種基于系統實時集成的特殊產品，所以電力市場不能自發形成，也不能無約束運行，其構建和運行都要受限于電力系統的安全，但也不能把二者間的關系搞顛倒了。用工程師的語言說：系統安全只是電力市場的“約束條件”，而非其“目標函數”。電力市場的目標是引入競爭機制以提高效率，且不僅是系統運行的效率，更重要的是投資的效率，電力市場必須為電力投資的數量及其結構的優化提供準確的信號和激勵。否則，不管你冠以它多么“高、大、上”的稱呼，都不能掩蓋其“偽市場”的本質。

理解或設計電力市場的邏輯起點，是批發市場中交易者之間的關系。簡單說，就是“誰和誰交易”。電力批發市場所以有不同的交易模式，就是因為其中的交易者之間的關系不同。比如澳大利亞、新加坡等實行的“單邊交易的強制性電力庫”模式中，市場中只有一個買者(大多為系統運營商)，所有發電商都只能把電賣給這個“單一買者”，負荷方(售電商或大用戶)不參與批發競爭，而是按統一的市場出清價向“單一買者”購電。這種模式的市場主體自由度較小，權利明顯受限(所以被稱之為“強制性電力庫”)。但權利小、責任也小，無論發電方還是負荷方，均不用承擔系統實時運行不平衡的責任。而在美國及英、法、德等實行的“基于平衡機制的雙邊交易”模式中，市場中不僅有多個賣者，也有多個買者，在電能量的交易中，發電、負荷雙方均有充分的自由選擇權，可以通過場外簽訂中長期合同實現，也可在現貨市場進行。發電商如覺得現貨價格比中長期合同的價格低，也可在現貨市場買電而讓別人代自己履行合同承諾。但權利大、責任也大。發電、負荷雙方擁有自由選擇權的代價，就是要為自己的履約承諾負責，亦即為因實時發、用電與合同承諾間的偏差所導致的系統不平衡，承擔經濟責任。權責是否對等，是檢驗一個制度“好”“壞”最基本的準則。

Q：掌握了市場設計的核心要領，您認為，目前世界先進的電力市場為我國電力市場構建提供了哪些經驗？

劉樹杰

前邊說過，交易關系的性質決定了批發市場的交易模式。國外學界及官方機構(如國際能源署)對電力交易模式的概括，均基于經濟關系和制度安排的視角，將其分為單邊交易的“強制性電力庫”(Mandatory Power Pool)和基于平衡機制的“雙邊(向)交易”(Bilateral Electricity Trade)兩大類型。交易模式不同，批發市場的實體構架也完全不同。

典型強制性電力庫的市場構架，是單一現貨市場。澳大利亞、新加坡、加拿大的阿爾伯塔省等現在都實行“日前預調度，實時出清”的單一實時市場。二十世紀九十年代的英格蘭和威爾士電力市場，實行“日前出清，日內有條件調整”的單一日前市場。這種市場也可容納發電商與系統運營商之間的中長期合同(單向的合同)。在所有的強制性電力庫市場中，均不允許實物的雙邊合同。但鼓勵差價合約等電力金融衍生品合同，以利于市場成員規避單一現貨市場的風險，并為長期投資提供價格信號。由于這種金融合同只結算差價而不做實物交付，與電力的系統平衡無關，因而并非實體市場構架的一部分。

典型雙邊交易模式的市場架構，是“場外中長期合同+日前市場+平衡市場”。北歐市場模式的架構是“場外雙邊合同+日前市場+日內市場+平衡市場”。美國的市場構架是“場外雙邊合同+日前市場+實時(平衡)市場”。其中，“場外雙邊合同+日前市場+日內市場”均為發電與負荷之間雙邊交易的市場，是維系市場供需平衡的主能量交易市場。而平衡市場(包括美國的實時(平衡)市場)是系統運行機構單邊采購的市場，成交量一般不到總市場成交量的5%，用于彌補因市場成員合同執行偏差所導致的系統不平衡和確定這種不平衡的經濟責任，進而為不平衡責任確定提供公正、客觀的判定標準，以約束自由交易的市場成員盡可能地遵守合同。

順便指出，“以中長期交易規避風險，現貨市場發現價格”的提法，與經濟常識不符。難道中長期交易沒有價格?既然有價格，怎不能發現價格?事實上，中長期交易的價格反映了價格的長期趨勢，對長期投資的引導和激勵作用更為重要!

再說規避風險問題。風險屬機會成本范疇，應得的收入未得到，就是損失，而這種損失的可能性就是風險。長期合同確實可以起到規避風險的作用，但從機會成本的角度看，長期合同本身也有風險規避問題。如果只有中長期交易而無現貨市場，市場主體就失去了一部分選擇空間，怎能說沒有風險?可見，在成熟的大宗商品市場中，中長期交易和現貨市場是互為避險的。

Q：在系統梳理了電力市場架構，并根據我國現實情況確定了單邊強制電力庫模式的市場構架下，您認為我國電力市場頂層設計的基本思路和建設的中、遠期目標將如何規劃？對于體現國家能源戰略的“外來電”，又將以何種市場機制來統籌協調？

劉樹杰

整體而言，理想的電力批發市場，是雙邊(向)交易的跨省市場;理想的零售市場，是消費者有購電的自由選擇權。但這需要有理想的條件，首先是售電商得有整合與管理客戶負荷曲線的能力，此外，“法制中國”、“誠信中國”、政府的治理能力包括監管機構治理能力的現代化，也都是必備的條件。目前看，這些條件不是短時間能夠具備的。當然，也不排除特別聰明的人或社會治理特別好的地區有辦法規避上述條件限制，從而設計出可操作的雙邊(向)交易市場。

總體而言，在可預見的期間內，我還是認為單邊交易的強制電力庫宜做批發市場主流的交易模式。因為強制庫的市場設計與操作都相對簡單，易與我國的現行體制和政策對接，對“優先發、用電”等“中國特色”有更強的包容能力。以我國現有的信息科技水平，建立一個像澳大利亞、新加坡那樣的“日前預調度、實時出清”的現貨市場，在技術上應該是沒問題的。問題主要在政策和體制方面。當然，為穩妥起見，也可有一些過渡性安排。如本世紀初期澳大利亞專家為浙江試點設計的“發電企業全電量入庫競爭，部分電量按市場價結算”，就很適合國情，“進可攻、退可守”。也可考慮“谷段市場”起步，這是我對福建省建議的，因為福建面臨的主要問題是核電多，需要鼓勵低谷時段的壓出力和加負荷，激勵抽水蓄能等儲能項目的建設。

此外，在有些試點地區，還面臨體現國家能源戰略的“外來電”與省內市場的融合問題。受價格司的委托，我在2016年主持研究了新時期“大水電”跨省消納問題。我提出的解決方案就是：“政府授權合同+差價合約結算”。“外來電”須在日前分解為合同交付日的物理執行計劃，省電力交易中心安排其以地板價進入現貨市場獲得“優先發電”地位。如“點對網”送廣東和浙江的“三峽電”，就可由省電力交易中心代表“消納地”政府、“三峽”公司代表中央政府簽訂“政府授權合同”，合同價基于雙方“利益共享，風險共擔”的原則確定，并實行差價“雙向返還(補償)”，合同外電量“隨行就市”。

Q：近幾年可再生能源發電技術突飛猛進，發電成本實現斷崖式下降，在補貼的激勵政策下，可再生能源項目建設數量“爆棚”，而補貼缺口卻愈加明顯，造成了部分發電企業資金鏈斷裂，進而影響到整個產業鏈條的協調發展。目前可再生能源已基本具備“平價上網”的條件，您認為應以何種市場機制容納可再生能源參與市場，在不扭曲市場的前提下促進可再生能源發電的高質量發展？

劉樹杰

我國電力市場構建面臨的另一重大問題，是可再生能源支持政策與電力市場的融合。在發達市場經濟國家，“可再生能源進入市場” 已成共識，在我國，推動可再生能源發電進入競爭性市場，不僅是其技術進步的制度條件，也是解決消納困境的唯一出路。但目前可再生能源仍處在產業幼稚期，需要政策的支持和培育，所以需要支持政策和競爭性市場的融合。我的思路是“價、補分離”，亦稱“補貼定額+價格放開”。準確說，是存量項目“定額補貼+價格放開”，新增項目“補貼招標+價格放開”。

目前，我國可再生能源發電補貼是由其資源區標桿價與省火電標桿價的差額決定，而各省的火電標桿價是隨煤價浮動的，這導致財政的補貼支出也要隨煤價浮動，火電標桿價越低，中央財政的負擔越重。近幾年我國可再生能源補貼的缺口越來越大，一些可再生能源企業面臨資金鏈斷裂的風險。現行的補貼制度實在是不可持續了。所以我建議，一是補貼必須有硬的預算約束;二是補貼作為公共支出，必須把替代其他電源的效率放在首位，從這一原則出發，無論項目建在哪里，補貼標準都應相同。

Q：上世紀90年代，英國把強制電力庫改為雙邊交易模式，其中一個重要的原因就是雙邊交易與強制電力庫模式相較可以有效抑制市場支配力。越是透明的市場就越容易被市場力操縱，建設單邊交易的強制電力庫模式不可避免會存在市場支配力的問題，您認為應以何種手段來規避單邊市場的主要弱點？

劉樹杰

目前國外在抑制市場支配力方面，已有許多成熟可用的方式或手段。例如：法國要求具有市場支配力的“法電”將部分機組租賃給競爭對手;新加坡則對四大發電集團部分電量按公平價格強制收購。浙江省在本世紀初的“全電量競爭+部分電量按市場價結算”方式，以及對 “外來電”實行的“政府授權合同交易+差價合約結算”，都可有效低抑制市場支配力。

Q：目前我國電力市場省內交易進展相對順利，而若要實現資源更大范圍內的優化配置，則需要省內市場與省間市場統籌推進，那么促進省內市場與省間交易“銜接”的要點包括哪些？

劉樹杰

關于近期省間和省內市場的銜接，應以省間“雙邊”+省內“單邊”的路徑推進。雖然從市場的效率上看我國可建多個跨省的區域市場，但目前體制條件約束較多，現階段仍應以省內“單邊”為主，再逐漸擴展到區域市場。

現階段省間的交易應采用“雙邊”的方式。市場的交易主體可暫定為各省電網公司。由于買、賣雙方均有能力調節各自的系統運行，因此不需要設立平衡機制，較易于操作。省間交易應盡可能以中長期合同為主。省間的現貨交易可能比較麻煩，需要和調度有很好的配合。

做好省間交易與省內市場的“銜接”，需要把握好三個要點：一是省間交易應先于省內交易;二是省間交易的結果應作為省內市場出清的邊界條件;三是省間交易的盈虧應由省內所有用戶平均分攤。

Q：

劉樹杰

最為關鍵的配套，是建立終端用戶電價與批發市場電價聯動的機制。無論是強制電力庫還是雙邊交易模式，批發價格的波動都需要有零售價格作為出口疏通，否則整個市場就會被“憋死”。

保持終端電價穩定是極其陳舊的觀念。市場就是要以價格波動來體現資源的稀缺性和流動性。在零售側競爭上，多數國家是分步實施的，通常是按電壓等級由高到低的順序逐步推進。管制供電價格與批發市場價格聯動的方式，可以借鑒阿根廷等南美國家的做法，比如可三個月做一次調整。

還有，應盡快取消不同類別用戶間的不合理的交叉補貼。當然，重組或再造中國的電力監管體系，也是必不可少的配套措施。