侯守礼：2020年至今能源转型、“双碳”观点、文章汇总(欢迎转发、扩散)

侯守礼：中国价格协会能源和供水专业委员会副秘书长，国中绿电(北京)科技发展有限责任公司，中国人民大学兼职教授，原国家发改委价格司电价处处长，能源行业资深专家。

文章排序

1.限电频发 如何树立新型能源平衡观（来源：电联新媒）

2.能源价格市场化下一步如何走？（来源：能源评论）

3.平价时代分布式光伏发展的价格机制探索（来源：中国光伏行业协会）

4.2021储能峰会对话实录<侯守礼部分>（来源：中关村储能产业技术联盟）

5.不改革是最大的风险（来源：能见）

（一）限电频发 如何树立新型能源平衡观（2021.10.08）

（二）能源价格市场化下一步如何走？（2022.01.07）

2021年10月15日，电力价格市场化改革向前迈出了重要一步。国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求燃煤发电的电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易，在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价，同时，扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围。由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%；高耗能用户不受20%限制。尚未进入电力市场的用户由电网企业代理购电，购电价格变动首次同步向除居民、农业以外的一般工商业用户传导，到2022年1月交电费时，很多中小工商用户也会发现自己的电费单涨价了。“能跌能涨”的市场化电价机制的真正建立，标志着“市场煤”“市场电”的煤电市场格局正在形成，开启了电力价格“有升有降”的时代序幕。
2021：时机具备、顺势推出电价市场化机制
中国的电力价格市场化之路从国务院2002年印发5号文开始，一直按照统筹兼顾、稳中求进的原则推进。事实上，过去的很长一段时间，电力市场化的方案都在不断优化，逐步调整，期间经历了标杆电价、煤电价格联动、大用户直接交易、售电公司、变标杆价为基准价多个阶段。此次推出全部的煤电、全部的工商用户电价市场化，是水到渠成、顺势而为的。仅就出台时机而言，供给宽松时期会比紧张时期更为容易。因为市场供应特别宽松时，推进改革不会导致涨价，受到的阻力相对而言较小。在市场供应紧张时期，用户则需面临不用电还是涨价的选择，当然存在部分用户更倾向于接受涨价。这次改革最根本的意义，不在于上网价格涨了20%，而在于发电侧涨价时政府不再简单通过行政手段管控涨价、降价，可以向用户侧传导，用户接受市场条件下电力价格能涨能降的现实，这是电力价格改革进程中迈出的关键一步。2015年末，国家发展改革委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，向社会公布了煤电联动机制计算公式。上网电价调整后，按公式测算相应调整销售电价，当煤价波动不超过每吨３０元时，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制。虽然2016年起我国推进重点领域化解过剩产能工作，煤炭产业去产能工作稳步推进，但这一机制在一定程度上保证了国内电价的稳定，工商业企业和居民可以直观感受到自己获利，因而这一阶段的政策调整得到了广泛支持。中国经济处于中高速增长的换挡期，面临用电量降低、供给过剩的大环境，由于2016~2017年煤价持续下跌，大家对市场改革的认知都暗含着降价预期。2020年末签订电煤长协的时候，谁也没有预测到2021年煤炭价格的涨幅如此夸张。2021年中国经济遭遇了多重意外的冲击，需求侧外贸订单大规模回流，电力需求增长非常迅猛；供给侧煤矿安全生产整顿又限制了煤炭的供应，能耗双控考核的要求下，电力供应遭遇了前所未有的压力。同时风电光伏发电在供应端的占比越来越大，它们在极端情况下不那么靠谱的特性又成为增幅器，扩大了电力系统安全风险。电力供应的紧缺让“电力价格可以上涨”的认知回到了大家的思维里，这也正是2021年电力价格市场化改革能够向前迈进的重要原因。电力价格市场化就意味着电力成为类似于钢铁水泥等的原材料，价格会波动，而涨跌的幅度也可能非常大，这些认知都需要市场主体接受、消化和适应。市场经济中电力价格是一定会波动的，有下降的时期，也会有上涨的时期，单边降价的心态要不得。呼唤电力市场化改革绝对不能变成叶公好龙，市场化有其固有规律和客观必然性，不以个人意志为转移。当谈及市场化的时候，过去的经验显示出国内市场电力供应充足、选择范围广、价格低廉的特点。但是一旦出现冲击，价格的波动能否被市场主体接受，始终是需要重点考虑的问题。电力市场化本身很复杂，在欧美已有成熟的市场机制，参与者拥有完善的市场意识的背景下，极端天气导致的能源危机仍然无可避免。更何况欧美开始进行电力体制改革的时候，工业化已经完成，能源的需求比较稳定，易于预测。而中国近几十年始终在高速发展进程中，加入世贸组织之后更是保持了快速发展势头，不仅总量在迅速增长，经济结构也在迅速变化。在迅速变化的大环境中，想要预测电力市场需求更是难上加难。能源不仅是工业原材料，更是经济发展中的压舱石，供给端微小的异常通过市场机制放大后可能在需求侧造成剧烈波动，不仅伤害市场主体，也不利于中国的经济安全。我国的GDP构成以第二产业为主，工业企业生产成本中能源费用占的比重非常大。由于电力商品的供求规律难以预测，而预测不准造成的影响也难以估量，我国政府要综合考虑各种因素，在推进电力体制改革过程中必然慎之又慎。过去几十年，我国稳定的电力价格和越来越安全稳定的电力供应，给工商业企业创造了相对稳定的能源供应环境，也在一定程度上提升了这些企业的国际竞争力。政府的调控保证下游的企业有相对稳定的预期，也可以缓冲市场冲击对企业的影响。不过这种稳定也导致工商业企业经营时容易忽略电费的成本变化。当一般工商业用户进入电力市场后，他们需要直面市场价格波动，承担市场价格波动带来的不确定性。2021年年底，第一批进入电力市场的工商业用户就直接感受到了市场波动带来的生产成本变化。如果能源价格长期维持低位，居民和企业节约能源的动力肯定会相对不足，因此通过市场机制让价格反映稀缺资源的价值非常有必要。电力市场化改革后将有越来越多的主体参与到市场交易中，工商业企业，特别是外贸企业会意识到，与增加的电费相比，没有电用导致无法完成订单的成本更高，电价上涨这件事并非不可接受。与此同时，由工商业用户补贴居民用户电价机制在适当的时机也需要做出相应的调整。相比较而言，中国的居民用电价格在全世界处于最低水平，而工商业电价并非如此，这有其历史原因。改革开放初期，我国劳动力成本与土地价格低，环境成本也未计算，整体上中国的工商业成本非常低，即使工商电价中包含了对居民的交叉补贴，但企业的总成本不算高，不会影响我国企业的国际竞争力。而且，当时我国居民用电量比例很小，工商业企业用户有能力负担这部分补贴。今时不同往日，大工业用户电价已经全面市场化，在2015~2020年市场化降价的过程中享受了大部分改革红利，承担交叉补贴任务的主要是一般工商业用户，也就是大量中小制造业、服务业企业。随着居民用电比例增速明显高于总体用电增速，如果居民用电价格持续稳定，工商企业承担的交叉补贴会越来越重。我国目前燃煤机组平均基准价格大概是每千瓦时0.37元，按照20%上浮上限，每千瓦时涨价7.4分钱，在居民电价不增加的情况下，工商业企业的度电成本必然需要承担更大幅度的上涨。从未来发展看，随着居民用电比例越来越大（北京等部分地区已经超过了30%），工商户用电成本还会继续提高，加上环境成本、劳动力成本等提升，不利于国内企业参与全球竞争。未来一旦取消交叉补贴，居民最直观的感受可能就是电价涨了。2006年以来，我国居民电价保持了基本稳定，2012年全国推行阶梯电价制度，对超过一定用电量的部分分别上调5分钱和3毛钱。十多年来，我国居民可支配收入已经提高很多，可以承受一定的价格上涨。目前，我国居民生活用电量为1万亿千瓦时左右，如煤电价格涨幅完全向居民侧传导每千瓦时约涨价8分钱，居民用户总体将增加近800亿元的支出。对于低收入群体，国家可以完善社保制度，增加对低收入群体的定向补贴。我国有4500万纳入城乡最低生活保障对象的人群，每人补贴100元，补贴资金不超过50亿元。由14亿人口分摊800亿元的新增支出，可以极大地减轻一般工商业用户（主要是第三产业，包括生产性服务业和生活性服务业）承担的交叉补贴压力，提升企业的竞争力，释放出的产值可能高出一个数量级。
2022：深化改革重在分摊机制
从技术角度来说，发电厂与用户的发电和用电不是一一匹配的，电力系统需要电网进行大规模平衡。过去的平衡观点是源随荷动，需求有多少，电厂就发出多少电。随着新能源发电占比增多，发电侧的不稳定性也明显增加，简单依靠电量市场匹配发电量和需求量以达到平衡的可能性很小，电力系统的灵活性电源、调节能力成为稀缺资源。为此，需要完善针对灵活性电源和调节能力以及系统容量的充裕性，建立健全相应的价格机制。国外经验证明，辅助服务、容量市场是解决系统容量充裕性的重要途径。建立一个良好的容量市场，可能是2022年电力价格市场化的第一个重要任务。针对容量的充裕性，国际上一般有三种办法。方案一是如同美国得州电网，完全是即时电价，极端情况下甚至能达到9美元/千瓦时，不过这种方案弊端非常明显，一方面在极端价格下真实愿意付费的人不多，另一方面由于电力供应弹性较小，即使价格大幅度上涨，供应也不可能马上增加。方案二是美国加州的容量市场机制，电力调度机构提前发布容量需求，由各企业竞价。方案三是智利的容量补偿机制，通过招标方式选定项目供应商提供服务。未来需要探索适合我国特色的容量市场模式。无论选择哪种方式，总是需要有补偿机制赋予系统调节能力。传统的电力系统中，煤炭和天然气发电是稳定的。新型电力系统中可再生能源发电占比越来越多，不稳定、难以调节的第三产业和科研开发等用电量占比也会显著增加，相对过去电源和负荷的不确定性明显增加，这是新型电力系统需要面对的重大挑战。第二个任务则是如何让容量电量的价格机制灵活化。从中长期交易，到每个月的交易再到日前的交易，甚至未来的实时报价，相应规则有待完善，让电力价格曲线反映成本，包括电网的代理成本。未来由电网兜底的售电业务也可以探索通过市场化竞争性的方案落实。第三个任务就是构建微网综合能源服务模式和与之匹配的交易方式。能源总量平衡重要，结构平衡也很重要。经济社会是一个生态，正如森林里有乔木、灌木、苔藓，市场上也应该大、中、小企业共生。能源领域过度抓大关小是不合适的。以新能源为主体的新型电力系统，尤其要贯彻集中和分散并举的策略，集中系统平衡成本将极高。新型电力系统应该是集中和分散并举，如果纯粹靠大电网平衡，系统成本非常高。风光发电成本降低所指的仅是单机成本，虽然发电环节成本降下来了，但如果算上系统成本风、光等新源发电的成本并不低。系统成本包括了输电线路的建设成本和给风光进行调峰的成本，仅靠电网做平衡，系统成本至少会增加一倍。随着未来的清洁化和功能保障的要求提高，要解决系统成本高的问题，就要鼓励和支持以多种能源的平衡方式构建微网区域平衡，微网区域平衡可以减轻系统的负担。不过微网区域平衡离不开大电网，也要为大电网提供相应的价值，在微网内做共享储能，平衡自身的用电与储能，同时提供给大电网系统一个非常明确的负荷曲线，并按这个曲线去参与市场交易。 

（三）平价时代分布式光伏发展的价格机制探索（2021.12.09）

（四）2021储能峰会对话实录<侯守礼部分>（2021.04.14）

Q：我们终于了解调度们为新能源消纳做好了充分的准备，谢谢董书记的精彩发言，你们刚才都说了规划、运行，现在有一个最沮丧的事情，就是中国的储能2018年的时候进入了一个大发展的阶段，但就在这个关键的时候，国家发改委价格司说储能投资建设成本不能进入输配电价的定价成本，一下子导致2019年储能装机增速大幅下滑，说句实话我们谈储能技术可以做的很好，也在不断的努力降成本，但是怎么产生价值，一种新的技术是需要相应的价格体系支撑它的，我的问题交给侯守礼先生，你是最有资格来回答这个问题的，你已经不在政府部门了，希望你能敞开的跟我们讲讲 ，对储能价格机制方面，你的方案是什么。侯守礼：我们现在应该在电力市场化改革的大背景下讨论这个问题。中央提出构建以新能源为主体的电力系统，应该说价格政策为发展新能源发挥了重要作用，光伏、风电从1块多一直在不停的退坡，最后到现在基本接近平价，应该说价格政策确实是为新能源的发展起到了很大的作用。在新能源为主体的电力系统中，就必须考虑储能需要有相应的价格政策和价格机制，这确实是一个大家很关心的问题。刚刚几位专家在谈的时候，夏老师在问刘主任空间在哪里，我的理解不是物理上的空间、储能的位置摆放，而是价格疏导的空间。我讲几点我的想法，也不一定成熟，更加不能代表我原单位的意见。       以新能源为主体的新型电力系统有什么样的特点？过去我们讲电力系统就是发电和电网，刚才很多老师都谈到了源、网、荷、储的问题，有电源、电网、储能、负荷，现在确实储能和负荷在电力系统中的作用越来越重要了。过去电力系统就是发电和电网的时候，定价比较简单，一个定电网公司怎么向电源来买电，一个定电网公司怎么给用户来卖电，就定了这两个价格，当然上网电价大分为风电、光伏、火电还是天然气，有不同类型的电价，销售电价分为工商业用户、农业用户、居民用户。应该说还是比较简单的。但即使如此，社会上还评论说电价很复杂。如果我们是个源、网、荷、储构成的新型电力系统，储能和负荷都会成为电力系统重要组成部分的时候，价格机制肯定是更加复杂的。发改委价格司曾经在输配电价定价办法中提出不能把储能的投资和建设成本作为输配电价定价成本的组成部分。夏老师刚才提问的时候说，引起了整个电网侧储能的急刹，对此我谈几点看法：首先为什么没有把储能作为电网输配电定价的一个组成部分？电网公司的业务分为两类，一类是管制性业务，一类是竞争性业务，输配电价定价定的是管制业务，输电配电都是管制业务，储能显然既不是输电也不是配电，它也不是法定应该由电网公司做的业务，因为管制性业务就是政府特许，只有电网公司能做，这一部分是按照成本来定价。当然，还有一部分是竞争性业务，不仅电网公司可以做，其他的投资主体也可以做，这种业务原则上是由社会竞争主体来做，电网公司本身是要受到限制的。储能是允许和鼓励社会资本投资的，所以为什么没有把储能作为输配电定价成本的组成部分的重要原因。但是，整个电力系统既然已经从过去的发电和电网两个变到现在源、网、储的在一起，储能肯定要有价格，但这个价格怎么来？价格涉及到它的供给方和需求方，谁提供了储能服务，谁购买了储能服务，谁从储能服务中获得收益，这是我们将来讨论价格机制基本的条件。储能是为谁服务的，起到什么作用，这时候再来看怎么定价。我们知道储能是有多种作用的，对发电有它的作用，对电网、用户、负荷也有它的作用，应该把储能的费用在不同的地方进行体现。在这种情况下定价有两种模式，一种依据成本来定价，我们叫做弥补成本并获得合理收益的原则，第二种就依据效果定价或者功能定价，我提供什么样的服务，按照我的效果来付费，谁受益谁付费，从这个意义上讲，我不认为储能应该实行按照成本来定价的办法，为什么这么说？储能的成本差别非常大，抽水蓄能、各种新的化学储能，包括现在我们能够提供类似储能服务的，比如灵活性调节后的火电，光热的熔盐也可以做储能等等，但是不同储能场景不一样、成本结构不一样，如果每个都弥补成本，会定出来各种各样的价格，这种价格该非常难办，就回到改革前的一厂一价、一机一价了，所以说成本定价的办法已经不适应储能产业。那怎么来给储能定价呢？就应该按照它的使用功能来定价，比如说储能是为发电服务的，就用发电企业给这个储能付费；储能是电网来购买的，电网公司就应该为储能服务来付费，这是解决一个谁来付钱的问题。还有一个问题需要解决就是传导机制，我付了费之后获得什么，如果说只能计入我的成本，没有收益的话那怎么办呢？这里面就要考虑储能有怎么样的收益，中午我问了一个企业，我说发电厂购买你的储能是为什么？他说有用啊，如果我没有储能，发电厂的电可能会被电网公司调度的时候，认为你这个电是垃圾，弃掉，或者说不调度，那你就发不了电，获得不了发电的收入，实际上我们可以把发电侧购买的储能变成发电企业的一部分，因为发电企业把电发出来肯定需要基础设施、人工，以后储能可能成为发电必要的组成部分，电网也是一样，整个电力系统，电网会来购买储能的服务。当然我们需要研究的是电网公司购买了储能服务之后，它有没有分摊机制，因为输配电价是比较简单的，是让全体用户平均分摊的，但是储能的费用如何疏导？比如说现在抽水蓄能有容量电价，或者将来以后可能还会有其他的费用，电网公司付了这个费之后没有在输配电价里面，但是电网公司又付了这个费用，电网公司需要把这个价格再疏导出去，再分摊出去。它可能会分摊给电源，因为我帮着一些不可调节的电源，比如核电、风电、光伏做了调节，需要转嫁到它的上面；第二种可能转嫁给用户，因为我是为了解决用户的需要产生的，因为用户负荷的变化导致我需要购买储能服务，这时候就看看哪些用户需要为这个来付费，这样就解决了一个怎么定价，这个价格谁出钱，怎么分配。 Q:国外就靠整个电力市场体系对储能进行定价，你认为我们现在电力市场体系能够满足吗？ 侯守礼：应该说在我国电力市场建设当中，我们确实需要向国外去学习，把容量电价、辅助服务的电价都建立起来。第二个也需要尽快形成分时电价体系，在不同时间段的电力有价格差，还有容量电价、辅助服务电价、以及分时电价的价差，都是对储能有用的价格政策。

（五）不改革是最大的风险（2020.05.12）

能见Eknower：今年是以电改9号文发布为标志的新电改五周年，在您看来，我国的电力价格机制五年来取得了哪些成就，又有哪些遗憾？ 侯守礼：主要是各项制度的框架都建立起来了。电改从9号文开始，搭配的配套文件，比如说增量配电网，电力市场化，输配电价等，整个电力体制改革的框架都全部建立起来了。 而且一些改革措施也取得了一定的进展，比如说电力现货市场改革首批确定8个试点，搞了五批增量配电业务改革试点，几百个项目。 输配电改革、电价市场化、增量配电网、电力结构市场的建设、提高电力市场独立性等各方面都迈出了实质性进展，9号文规定的各项任务都在推动之中。 遗憾方面，主要是在政府和市场的关系上，有些领域市场的决定性作用还没有得到充分的发挥，有些领域政府该退出的还没有退出，需要政府强化监管的有些做的还很不够，比如市场价格行为的监管。 其实，政府和市场都应该加强。有些地方政府应该强化监管；有些地方政府的手伸得太长，应该弱一些。市场也是一样，既有发挥的好的地方，也有不足之处。 政府的角色是有两种情况，一种是有些越位，虽然该管的还得管，但要从之前的审批转向社会的监管。
现在事前审批是减少了，但事后的监管没有强化起来，导致市场在运行过程中有时候效果不是令人满意。 
能见Eknower：您将电力价格机制的改革比喻为唐僧西天取经，西天取经须经历九九八十一难，在您看来，现在电改离取得真经还有多远距离？还得经历多少难？
侯守礼：之所以将电改比喻成西天取经，改革的目标和主要任务大家都知道了，这个就是“经”，关键是要落地，变成现实。 从国外的电力市场改革经验来看，这个过程中一般来说都要经过2-3个监管周期，需要6-10年的时间，才能够改革完成。 因为电力市场比较特殊，它与国民经济各个行业、居民生活都密切相关，既有商品的特性，又关系着老百姓的基本生活。 所以电力比较复杂，改革起来也因此很难，要不然也不会改革开放几十年了才启动电力体制改革，改革不可能一蹴而就。 现在已经过去5年了，到“十四五”结束，最迟到“十五五”，改革应该是能够取得决定性的成效了。 
能见Eknower：在取经过程中，您认为最难的是什么？
侯守礼：最难的还是政府怎么给自己定位，哪些是政府该管的，哪些是应该放给市场的。 一个是要把那些影响市场机制的措施去除掉，为市场机制发挥作用创造良好的空间。
所谓为市场机制创造空间，并不是政府撒手不管，整个电力市场是需要设计的，它和普通的商品不一样，需要事先设计好的监管规则，政府要进行恰当的监管，保证市场参与主体都能够按照规则来行事，防范一些市场主体操纵价格等行为。 
能见Eknower：但是这中间的平衡怎么拿捏？
侯守礼：因为电的属性太多了，特别是近两年，经济遇到了下行的压力，特别是今年受到疫情的影响，社会各方面对降电价诉求比较高。
当然也确实有降的空间，所以大家都希望能够更快的降低用电的成本，可能行政的手段见效会快一些，而市场的力量没有充分发挥作用。 
能见Eknower：电网在这个过程中扮演什么角色？
侯守礼：电是不能脱离电网单独存在。从发电企业发出来的电，基本上是不能直接使用的（自备电厂除外）。按通过调频调压，输电、配电，才能供终端使用。 所以市场运行离不开电网。不仅是输配环节离不开，调度、交易等等环节都离不开电网。既然离不开，又有这么重要的位置，想让大家都满意，自然是很难的。 不管是发电企业还是售电公司，还是搞增量配电网，都要和电网公司不可避免打交道，都离不开它，更不能没有它。 
能见Eknower：电改一个重要的方向是让市场在资源配置中起决定性作用，这其中就涉及到市场化，在您看来市场化会有哪些风险？怎么防范？
侯守礼：市场化必然有风险。因为政府的控制力度相对是比较强和稳定的，而市场需要多个市场主体的自发行为、多重博弈，波动性、不可控性必然会大一些。
从保障电力稳定供应的角度，人们对市场化必然有这样那样的担心。 但是从2015年以来，为了推进改革，改革者更多的强调市场化的收益，比如市场化可以降电价。相应地，对风险有所忽视，但实际上风险还是比较多的。 比如说，当供求关系比较宽松的时候，价格是下降的，用电主体会比较满意，但它的风险我和两方面，一是发电企业会有担心，会降低投资的积极性，影响长期供应。
二是由于电力供应长期弹性较小，一旦再出现供求紧张，价格要上涨的话，我们还能不能坚定不移地市场化？ 再一个，市场会有不可抗力，比如说疫情，原来一些企业正常用电，也和一些售电公司签订了售电合同，但疫情来了之后没有订单无法正常生产，合同就无法履行，这样就会有风险。 在原来的体制下，统购统销，电网公司供电就行了，有用电就供电，没有就不供电。 还有就是一些市场主体可能会有一些默契去控制价格，这就是垄断价格行为。国外电力市场实践告诉我们，这种情形的概率是很高的。 但是，不能因为市场有风险而不改革。中国改革开放40年的历史证明，市场化最终会让绝大多数市场主体收益，会让社会整体受益，会提高效率。 不改革也是有风险的，甚至说不改革才是最大的风险。
比较合理的思路是，不能因噎废食，改革必须推进，但是要完善改革的各项配套措施，强化对市场秩序、各个市场主体行为的监管，通过这种方式来防范风险。 甚至还可以有新的措施。比如说电力市场中可以引入各种辅助服务市场，引入各种交易合同的保险机制。在遇到风险之后应该是去想怎么解决风险，而不是退回去不改革 不改革才是最大的风险，改革才是必由之路。 
能见Eknower：“十四五“期间，电改的方向是什么？
侯守礼：没有什么不同，还是按照之前确定的路径走。
就像我刚才说的，完整改革是需要2-3个监管周期，可能还需要3-5年的时间，各条路径毕竟都没有完成，都得往前走。即便是输配电价方面，也有很多可以细化的内容。 如果说和以前比有什么本质的不同，无非就是改革进入深水区了，需要更大的决心和勇气。
而且改革初期的红利，比如说降价，已经降了很多次了电价，能否一直降下去不好说。未来，在个别地区是不是价格会是上涨，这种风险也不好说。 
能见Eknower：截止现在，我国的电源结构仍然是以燃煤发电为主，在“十四五”期间，可再生能源电源的在整个电力系统中的地位会发生什么变化？ 侯守礼：这些年来，以风电、光伏为代表的可再生能源大力发展，为优化我国能源结构发挥了重要作用。
即使已经进入了平价上网的新时代，政府的补贴需要退出了。但仍然要应当坚定不移地，创新政策支持方式，比如通过绿色电力证书、绿色电力消费认证、绿色电力公益，甚至强制性配额制等手段，支持绿色电力发展。
但我们也要看到。煤电为主的现实国情一时半会是改变不了的，现在60%多的占比，不是哪种电源可以取代的。
中国的资源禀赋也决定了，关键是煤炭要做清洁化的利用。
在煤炭的利用中，发电可能是相对清洁的利用。很多燃煤机组改造完后，清洁程度比较高。 所以短期内“去煤化”是不现实的，可以逐步地减少燃煤发电，可以强化煤炭的清洁利用。不过在新能源比较富集的地区，可以在小区域之内是可以实现高比例可再生能源。 
能见Eknower：在电力市场化背景下，储能会有什么机会？
侯守礼：目前，电不能大规模储存。但在电改市场化背景下，储能获得了发展空间。储能最大的优势是比较灵活，可以在发电侧发挥作用，也可以在用户侧发挥作用，也可以在电网系统内发挥作用。 在原来管的很死的体制下，储能是很难得到发展的。在市场机制下，有机会去获得发展。这几年，储能发展速度还是非常快的。 
能见Eknower：有一种观点认为，综合能源是破解转型瓶颈的“药方”，您怎么看？
侯守礼：有了电力市场化，综合能源才有空间。
因为以前能源是分品种定价的，分品种管制的，煤是煤、电是电、气是气，各管一摊，现在因为有了电力体制改革，有了市场化，才可以在终端把它们往一起发挥作用。 在市场化条件下，现在在产业园区、终端，微电网，各种能源之间进行调配，这个变成可能了。市场机制最大的好处就是让市场参与主体自主发挥创造的空间，创造无限可能。

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