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三、加快推进电力供给侧结构性改革的有关建议
一是健全顶层设计,打破省间壁垒。积极推进区域和全国电力市场建设。在具备条件时,力争形成统一的区域现货市场。目前,京津冀区域电力市场建设已经启动,下一步应结合试点的具体情况,进一步完善治理结构、交易规则、现货市场运行机制等。
二是在电力改革红利吸引下,目前各利益相关方在配售电准入、交易中心股权等方面激烈博弈。尤其是政府作为利益方之一,出于地方实际诉求,很可能出现“裁判与运动员同场竞技”情况。国家能源主管部门应根据改革试点经验,及时调整优化改革细则,通过建立合理规范的规则体系,确保电力改革各方在市场框架下博弈。
三是加快建设现货市场,形成市场化定价体系。随着电力改革推进,应逐步取消电力计划,加快推进现货交易市场建设,具备条件的省份2017年即可启动现货市场试点。交易电量比例根据改革进程逐步扩大,形成现货市场和远期市场并行的市场体系。
四是加大配售电领域改革力度,进一步放开配电市场。目前售电改革进程已领先增量配网市场放开。下一步,应加快放开增量配电业务,鼓励配售一体经营模式,以用户利益为核心,在制定相关配套细则的基础上有序推进。在存量配电业务上,也要优化改革方案,形成全面市场化竞争局面。
五是建立过剩电力产能有效退出机制,预防系统性风险。随着电力改革推进,为避免出现大量企业破产、倒闭的风险,政府及监管部门应建立有效的落后产能退出机制,建立电力企业重组平台和金融支撑平台,为优势电力企业兼并重组提供条件。通过电力发展规划及电力市场分析,建立供需平衡预警机制,遏止无序和无度发展。
六是妥善处理交叉补贴和过渡时期价格双轨制,做好民生用电保障。一是在核定输配电价时,通过厘清输配电真实成本,稳定电价补贴来源和销售电价水平;二是妥善处理市场竞价与政府定价的衔接关系,防止价格双轨制带来的套利风险和不公平竞争。同时,加快推进政府定价改革,全部放开非民生保障类用电,最终形成市场化定价的新机制。
七是培育电力市场信用环境,健全市场主体信用体系。建设完善市场信用机制,并严格打击“失信”行为,特别要杜绝和防止政府、企业及各参与方在市场不成熟期滥用规则、破坏市场环境的行为。可采取政府和市场共建信用体系的模式,政府监管以事中、事后为主,充分发挥第三方征信机构的作用,与其他信用征集体系挂钩,有效约束市场主体行为。(中国国际经济交流中心“能源供给侧结构性改革研究”课题组)
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