发输配售分离的电力产业链结构符合市场化需要

来源：国金证券研究所

往后看，围绕进一步明确电网职能的改革方向或将包括：

（1）鼓励工商业用户进入市场、继续缩小电网代理购电规模（以低成本非市场电如水电、核电来匹配居民、农业用户的用电需求）；

（2）对各类调节资源的调度趋于市场化。由前文对我国调节资源补偿现状的整理可知，当前仍处于政府指导定价为主阶段，缺乏市场化定价使得系统运行调度主体（电网）在调用调节资源过程中也难以实现市场化。未来，调度规则还将进一步明确。

3.2建设集中式市场，明确电能量/辅助服务价格信号

我们认为集中式市场模式在国内推广的可能性更高，目前现货试点省份也基本都采用这一模式。

原因1：更适合电力市场化早期阶段。集中式/分散式市场的选择本质是“自下而上”的自由度和“自上而下”的效率之间的权衡，我国处于市场化建设初期，各类市场主体参与市场的经验仍欠缺、并不具备自主定价交易的能力。

原因2：集中式市场在价格发现、电能量/辅助服务联合优化出清降低系统总成本方面有着更高的效率；同时将对网络约束、机组约束的考虑前置，系统运行稳定性更高。

机会成本定价法VS会计成本定价法，电能量市场价格上下限有待拉大。不同于海外电力市场数十倍于平均成交价的价格上下限，我国现货试点省份采用会计成本定价法，投标价格上限普遍略高于或等于电网内最大发电成本（蒙西除外），下限普遍为零（山东、浙江除外）。这一规则符合我国电力行业公用事业属性的定位，主要出于限制电厂超额收益、规避电厂恶性竞争的目标，但难以准确还原市场实际供需矛盾。我们认为，随着市场成熟度提升，各类金融性合约建立同样有助于实现上述目标，现货价格区间有望拉大，向山东、蒙西两个示范性市场看齐。