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。

記者：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”。

記者：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?！吨袊娏ζ髽I管理》

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。

記者：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。

記者：為避免制度設計成為一紙空談，需要有相關的配套措施來保障制度的落地，根據目前我國電力市場化改革的推進成效，以及未來的發展趨勢，您認為需要著力于哪些配套措施為制度保駕護航?

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。