窥见改革，是对既往格局的重塑，是利益主体间的博弈，是理想与现实的协调再平衡。电力市场化改革更是这一改革逻辑的多方位诠释。

作为新一轮电改的重头戏，电力市场化改革不仅涉及地方经济、电网企业和发电企业等多方利益，同时还关系到增量配电改革、售电侧改革等多项配套改革的推进进程。

回望3年来的电力市场化改革历程，我国电力市场省内交易开展如火如荼，但区域市场交易在“省间壁垒”的掣肘下仍举步维艰；“现货”市场在我国8个试点省区鸣锣开市，但作为“先行先试”的样本在推进中仍稍显吃力；尽管火电企业在市场化竞争中遭受轮番“挤水”，但降低企业用能成本的改革红利得到进一步释放；可再生能源发电技术进步呼唤着平价时代到来，也催促着电力市场大门的敞开。

这一轮改革轨迹时而激进凶猛，时而停滞混乱，暗潮汹涌的改革浪潮中，既有对利益纠葛的焦虑，也有与理想更进一步的振奋。在积跬步至千里的改革路径中，更需要改革操刀者们屏蔽杂音，摒弃“工程师思维”，从国际先进的电力市场模板中提取更适应我国电力市场的“基因”，从3年来已实践的市场模式和鲜活的市场个体中汲取可复制样本的“精华”，理性构筑我国电力市场的顶层设计，从现实“国情”、“省情”出发，以市场机制协调好各类发电资源间、市场主体之间的角色站位，以更高的视角划分权利与责任间的逻辑关系，高屋建瓴，正本清源。

为此，本刊特专访国家发展改革委市场与价格研究所研究员刘树杰，在深度剖析国际市场经验的基础上，从顶层设计的角度系统梳理我国电力市场化改革中遭遇“梗阻”的成因以及未来发展的脉络，并就目前我国电力市场顶层设计构建的思路进行集中阐述。

记者：统筹协调各个层面及各种要素，追根溯源，在最高层次上寻求问题的解决之道，是制度顶层设计作为“整体理念”具体化的系统设计工具的重要作用。您认为顶层设计要抓住哪些核心要义，才能达到结构统一，优化统筹的目的？

刘树杰：现在大家都认同改革需要顶层设计。但落实到实践上，不求甚解的问题还是很严重。我理解，所谓改革的顶层设计，就是“从制度的顶层或核心开始的系统性设计”。具体到电力市场构建，也须遵循其内在的逻辑，才能高屋建瓴，顺势而为，有序推进。设计电力市场，必须清楚交易模式、单边交易、双边交易、场外交易、场内交易、中长期合同、现货市场、日前市场、日内市场、实时市场、平衡市场、实时（平衡）市场、节点电价、分区定价、金融输电权、虚拟交易、实物合同、物理合同、金融合同、差价合约等各自的内涵及功用，不同体系里的东西，不能混搭。比如目前各地选择的都是单边（向）交易模式，但现货市场的构架却不是澳大利亚、新加坡的“日前预调度、实时出清”，而是照搬实行双边交易模式的美国的“日前市场+实时市场”，还特别提到实时市场实行“双结算”。

再有市场方案提出要引入虚拟交易，但虚拟交易只存在于美国的日前市场，用于解决美国特有的问题。美国的电力批发市场主要是若干“一体化”公司之间在交易，日前市场中的“自平衡”或“自调度”占大多数，由此导致日前市场不够活跃，所以才引入虚拟交易，以提高市场的竞争强度。而我国各地均已“厂网分开”，为什么还要引入虚拟交易？嫌市场设计不够复杂？还有市场方案提出搞金融输电权，但英、德、法等欧洲国家及澳大利亚、新加坡的电力市场中都没有金融输电权。美国电网阻塞严重，而批发市场又实行基于平衡机制的双边交易模式，为使场外中长期合同交易中的用户方规避节点电价的风险（本质上是承担阻塞费用的风险），才有了金融输电权这种类似于“车险”的设计。所以，我一直呼吁国内的电力市场专家们，无论是给人家讲课，还是出设计方案，自己要先搞清楚原理，不能“以其昏昏，使人昭昭”。

记者：如果谈到究竟什么是市场，什么是电力市场，这样的问题虽然显然有些“入门”，但却是电力市场设计逻辑体系的本源，您是如何定义电力市场？电力市场顶层设计的核心要领是什么？

刘树杰：从经济学的视角出发，“市场的本质是所有权的交换”，马克思经济学称之为交换关系，现代西方经济学称之为交易关系。因而市场首先是一种经济关系，一种经济制度的安排。在市场经济中，市场也是配置资源的基础，它决定了为谁生产、生产什么和怎样生产。电力市场能够“优化”资源配置的根本原因，在于市场主体的自主决策，而非技术支持系统或经济调度的数学模型如何先进。

所以，电力市场也首先是一种经济制度的安排。但电力是一种基于系统实时集成的特殊产品，所以电力市场不能自发形成，也不能无约束运行，其构建和运行都要受限于电力系统的安全，但也不能把二者间的关系搞颠倒了。用工程师的语言说：系统安全只是电力市场的“约束条件”，而非其“目标函数”。电力市场的目标是引入竞争机制以提高效率，且不仅是系统运行的效率，更重要的是投资的效率，电力市场必须为电力投资的数量及其结构的优化提供准确的信号和激励。否则，不管你冠以它多么“高、大、上”的称呼，都不能掩盖其“伪市场”的本质。

理解或设计电力市场的逻辑起点，是批发市场中交易者之间的关系。简单说，就是“谁和谁交易”。电力批发市场所以有不同的交易模式，就是因为其中的交易者之间的关系不同。比如澳大利亚、新加坡等实行的“单边交易的强制性电力库”模式中，市场中只有一个买者（大多为系统运营商），所有发电商都只能把电卖给这个“单一买者”，负荷方（售电商或大用户）不参与批发竞争，而是按统一的市场出清价向“单一买者”购电。这种模式的市场主体自由度较小，权利明显受限（所以被称之为“强制性电力库”）。但权利小、责任也小，无论发电方还是负荷方，均不用承担系统实时运行不平衡的责任。而在美国及英、法、德等实行的“基于平衡机制的双边交易”模式中，市场中不仅有多个卖者，也有多个买者，在电能量的交易中，发电、负荷双方均有充分的自由选择权，可以通过场外签订中长期合同实现，也可在现货市场进行。发电商如觉得现货价格比中长期合同的价格低，也可在现货市场买电而让别人代自己履行合同承诺。但权利大、责任也大。发电、负荷双方拥有自由选择权的代价，就是要为自己的履约承诺负责，亦即为因实时发、用电与合同承诺间的偏差所导致的系统不平衡，承担经济责任。权责是否对等，是检验一个制度“好”“坏”最基本的准则。

记者：掌握了市场设计的核心要领，您认为，目前世界先进的电力市场为我国电力市场构建提供了哪些经验？

刘树杰：前边说过，交易关系的性质决定了批发市场的交易模式。国外学界及官方机构（如国际能源署）对电力交易模式的概括，均基于经济关系和制度安排的视角，将其分为单边交易的“强制性电力库”（Mandatory Power Pool）和基于平衡机制的“双边（向）交易”（BilateralElectricityTrade）两大类型。交易模式不同，批发市场的实体构架也完全不同。

典型强制性电力库的市场构架，是单一现货市场。澳大利亚、新加坡、加拿大的阿尔伯塔省等现在都实行“日前预调度，实时出清”的单一实时市场。二十世纪九十年代的英格兰和威尔士电力市场，实行“日前出清，日内有条件调整”的单一日前市场。这种市场也可容纳发电商与系统运营商之间的中长期合同（单向的合同）。在所有的强制性电力库市场中，均不允许实物的双边合同。但鼓励差价合约等电力金融衍生品合同，以利于市场成员规避单一现货市场的风险，并为长期投资提供价格信号。由于这种金融合同只结算差价而不做实物交付，与电力的系统平衡无关，因而并非实体市场构架的一部分。

典型双边交易模式的市场架构，是“场外中长期合同+日前市场+平衡市场”。北欧市场模式的架构是“场外双边合同+日前市场+日内市场+平衡市场”。美国的市场构架是“场外双边合同+日前市场+实时（平衡）市场”。其中，“场外双边合同+日前市场+日内市场”均为发电与负荷之间双边交易的市场，是维系市场供需平衡的主能量交易市场。而平衡市场（包括美国的实时（平衡）市场）是系统运行机构单边采购的市场，成交量一般不到总市场成交量的5%，用于弥补因市场成员合同执行偏差所导致的系统不平衡和确定这种不平衡的经济责任，进而为不平衡责任确定提供公正、客观的判定标准，以约束自由交易的市场成员尽可能地遵守合同。

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。

记者：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。