电力市场化改革全面深化，电力与储能企业盈利模式将重构

文/王鹏、李紫嫣 摘要 电力市场化改革进入全面深化阶段，国家发改委、能源局等部门密集出台政策文件，推动电力交易机制从局部试点向“全国统一、多元协同”迈进，推进电力体制从计划向市场、从补贴向竞争、从单一电量向多维价值的深化转型，加速构建“全国统一、多元协同”的现代电力市场体系。在此“全国统一、多元协同”的电力市场化改革路径中，多元化价值体系逐步建立，电力与储能企业盈利模式将重构，其中煤电从依赖单一发电的基荷电源向支撑性与调节性资源转型，新能源发电从政策依赖的补充电源向市场化系统价值调节者转型，从而推动电力企业向综合能源运营商等角色发展，储能企业逐步成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节器”。 正文 一、政策演进：市场化改革推动电价多元价值体系建设 2024年以来，电力交易机制从局部试点向“全国统一、多元协同”迈进，逐步实现电价多元价值体系建设。 2021～2025年为电力市场化改革深化推进期，其核心任务是破除省间壁垒、实现规则统一，构建适应高比例新能源接入的新型电力市场体系，其中2023年《电力现货市场基本规则》出台，多个省份进行试运营，现货市场与中长期互补的高频率市场开始完善，电力市场改革步入全面推进阶段；2024年，国家发展改革委第11次委务会议审议通过了《电力市场运行基本规则》，明确规定经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商新型经营主体，并明确提出容量交易机制；同时编制出台3项配套规则，逐步健全电力市场“1+N”基础规则体系“N”项配套基本规则；同期，电价政策方面，煤电执行“容量电价+电量电价”的两部制电价机制，标志着新型电力系统中电力多元价值的价格体系逐渐建立。 12025年，电力市场改革进一步深化，一是推进全国现货市场实现全覆盖，跨区域电力交易机制创新，截至2025年11月，福建、湖南、辽宁、天津等20余个省份已出台实施方案，全国29个省级电网区域开展现货市场试运行或正式运行，其中南方区域实现跨省现货市场协同运营，国家电网与南方电网首次开展跨电网经营区现货交易，打破交易壁垒；二是推动新能源全面入市，同时允许差价合约、政府授权合约等场外保障机制，并建立绿证与市场电价的衔接规则，明确“纳入机制电量的绿电不重复获得绿证收益”；三是完善辅助服务机制，全国辅助服务市场基本规则出台，明确辅助服务类型和新型市场主体可平等参与辅助服务交易；“1+6”基础规则体系构建完成。2025年10月，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（以下简称“十五五”规划建议）提到，着力构建新型电力系统，坚持风光水 核等多能并举，统筹就地消纳和外送，推进煤电改造升级，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。此外“十五五”规划建议中提出的优化提升传统产业，培育壮大新兴产业和未来产业等发展目标，尤其是“数智化”等建设布局推进，将带动电力消费需求保持较快增长，并推进加快构建“四位一体”新型电力系统。 综合来看，我国电力交易机制从局部试点向“全国统一、多元协同”迈进，电力价值从以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节价值、环境价值、容量价值等多元价值体系转变，从而推进新型电力系统建设。 二、产业重塑：多元价值体系驱动电力与储能企业盈利模式重构 电力市场化改革深化推进下，电力与储能企业盈利模式将重构，其中电力企业向综合能源服务商、系统价值调节者等角色发展，储能企业逐步成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节器”。 电力市场化改革深化推进下，参与主体范围、市场化交易电量和绿电、绿证交易规模扩大，环境价值溢价提升。2024年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9%,以中长期电力直接交易电量和省内交易电量为主，省间交易电量合计为1.43万亿千瓦时，绿色电力交易电量2,336亿千瓦时，同比增长235.2%；绿证交易4.46亿个，同比增长364%。2025年1～9月，全国累计完成电力市场交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%，同比提高1.4个百分点,从交易范围看，省内交易电量占比高，跨省跨区交易电量增速较快增至1.20万亿千瓦时；从交易品种看，主要集中在中长期交易；此外绿电交易电量2,348亿千瓦时，同比增长40.6%，绿证5.29亿个（含绿色电力交易绿证1.79亿个）。 同时，跨网跨区域及中长期连续运营的市场交易机制创新，叠加现货交易市场范围扩大、分时电价机制优化，共同推动电价转向多元化价值的价格体系。在此背景下，电力与储能企业进行商业模式创新和转型升级，从单一价值依赖转向多元价值体系，电力企业向综合能源服务商、系统价值调节者等角色发展，储能企业逐步成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节者”。 1、煤电企业：从依赖单一发电的基荷电源向支撑性与调节性资源、综合能源服务商转变。 随着燃煤机组全部进入市场，以及新能源及部分燃气发电、核电和水电参与市场规模不断扩大，电力市场竞争日趋激烈；同时，新能源装机的快速布局进一步加剧了市场冲击。这使得煤电企业在市场化改革中面临利用小时下降、电价承压以及收益结构优化等复杂局面。具体来看，2024年，全国6,000千瓦及以上电厂煤电发电设备利用小时为4,628小时，同比下降；2025年前三季度，煤电发电设备利用小时3,269小时，同比下降199小时；发电利用小时的下降给煤电企业带来成本和运营压力。电价方面，2024年已转正式运行的山西、广东、山东、甘肃电力现货市场，日前市场均价分别为0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦时，普遍低于中长期交易价格，且9个省（区、市）/地区中长期交易价格低于当地煤电基准价，同时个别区域受新能源全面入市影响，阶段性出现“零电价”或“负电价”情形，现货市场电价波动较大；从多家发电企业披露的电价数据来看，2024年上网电量电价同比下行；2025年前三季度多地煤电中长期电价维持在基准电价附近，部分区域（如广东）因煤价下行，月度电价在基准价下浮20%区间运行。 电价机制方面，2024年煤电从单一制电价调整为“容量电价+电量电价”两部制电价，按照机组类型、容量规模和调节能力进行补偿标准核定，其中容量电价用于回收机组建设、折旧、运维等固定成本，电量电价则主要覆盖燃料等变动成本。容量电价的执行一定程度上可以缓解利用小时下降带来的固定成本压力以及电量电价变动带来的经营压力；2024年全国煤电机组累计获得容量电费约950亿元，折度电容量电价2.07分/千瓦时，其中主要发电企业容量电费的获取率近90%。但区域间执行存在差异，如河南等7省固定成本回收比例50%，其余省份在30%，2026年全国执行固定回收比例不低于50%（即标准提升至165元/千瓦·年），其中甘肃省2026年1月1日起（试行2年）执行330元/千瓦·年，实现固定成本100%回收。区域政策或执行差异化以及现货市场受区域供需变化等因素影响较大，导致区域煤电企业盈利分化。 此外，煤电是辅助服务的主要提供方和受益方，随着辅助服务品种日益丰富，辅助服务收益可对冲电量电价波动和煤价成本波动对煤电企业利润的影响，促进煤电企业电力收入从以单一电量电价为主转向“电量电价+容量电价+辅助服务”多元结构。2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，主要集中在发电侧，其中煤电、风电、光伏发电、核电分摊比例分别为24%、44%、19%与8%，发电侧平均度电分摊价格为0.0053元/千瓦时；分品种看，分摊费用依次为调峰、调频、备用，其中调峰费用达330.4亿元。从部分电力企业公开披露数据来看，辅助服务收入已对煤电企业利润形成一定补充，如华能国际电力股份有限公司2024年调峰调频等辅助服务收入合计27亿元，同比增长85%，2025年上半年，中国神华能源股份有限公司的火电辅助服务收入达3.2亿元（含税）。整体来看，大型煤电企业由于其装机规模容量大，辅助服务体量绝对值大但占比相对较低，中小型电力企业对辅助服务依赖度较高，同时辅助服务的调节价值的变现能力将推进煤电加快对机组的“灵活性制造”、“低碳化建设”、“合理布局清洁高效煤电”和调节性电源机组的布局，部分机组可向“虚拟电厂聚合商”进行转变。 随着新能源装机占比提升、市场化交易规模持续扩大、现货市场全面推广以及容量电价机制推进，煤电企业面临市场份额、电价与利用小时等承压的风险。但与此同时，煤电承担深度调峰、备用等系统服务的作用更加凸显，煤电正从单一发电的基荷电源向调节性和支撑性电源角色转变，其中具有规模优势、调节性能强的机组更具竞争优势。同时由于不同区域在电力供需状况、新能源渗透率和市场成熟度等方面存在差异，其在现货市场价格波动性、峰谷价差、辅助业务盈利性等方面表现差异，导致区域煤电企业盈利性分化。综上，煤电企业向综合服务商转变，通过优化“中长期+现货”、跨区域交易的协同性，同时进行多元化机组布局与区域差异化服务，收益模式向“容量保障+辅助服务+现货价差套利+新兴业务”的多元模式转变，但仍需关注燃料价格成本变动、政策变动以及改造升级成本、碳价成本提升等带来的不确定性。 2、新能源发电企业：收益模式从单一电量依赖向“电量+容量+辅助服务+绿证/碳资产”多元结构转变，从政策依赖的补充电源向新型电力系统中的电量主体与市场化系统价值调节者转变。 截至2025年9月末，全国全口径发电装机容量37.2亿千瓦，同比增长17.5%；其中，非 化石能源发电装机占比60.8%，其中并网风电和太阳能发电装机合计17.1亿千瓦，保持较快增幅，新能源发电在电力系统中角色和定位将发生转变，从补充电源、被动消纳转向电量主体、主动参与系统调节。 2025年1月，136号文明确风电、光伏等存量项目采用“机制电价＋差价结算”模式，增量项目以竞价确定机制电价，电量全面入市，新能源项目目前呈现“补贴退坡+机制创新”的双重特征。新能源因资源条件不同存在出力波动性与错位性、边际成本偏低等特点，随着补贴退坡和竞价参与比例提升，其入市价格相对偏低，同时叠加煤电地板价抢占基数电量与区域性消纳差异的影响，现货市场“零电价”或“负电价”频现，电价中枢下移且区域性及阶段性电价分化明显，光伏发电竞价力偏弱、电价普遍下行；其中山东省136号文落地后，山东此次入选电量中光伏和风电的机制电价分别为0.225元/kWh、0.319元/kWh，较煤电基准价0.3949元/kWh分别下浮43%和19%。综合来看，新能源发电企业面临电价波动与盈利不确定性风险、消纳与补贴回款压力，以及政策及技术迭代风险，比如，新能源发电企业面临电价波动与盈利不确定性风险、消纳与补贴回款压力，以及政策及技术迭代风险，比如新型主体参与辅助服务市场将重塑辅助服务市场的竞争格局，风机或叶片、光伏组件价格波动影响度电成本及折旧成本从而影响机组收益竞争力。 现货市场范围的扩大以及跨省跨区输电价格机制完善与交易市场常态化，为新能源发电企业提供现货价差套利空间，如负荷中心区域的高电价和高峰谷价差，可促进新能源向负荷中心布局就近消纳降低损电风险、获取高价差空间。同时，现货市场连续结算要求企业要精准匹配发电曲线和市场需求，为此，新能源发电企业一方面可通过AI等智能化手段布局功率预测系统和提升调度能力，消减考核偏差风险，另一方面通过提升中长期合约比例、参与现货峰谷套利、布局储能与虚拟电厂等新型主体联合参与辅助服务市场，提升市场化竞争力。此外绿证（GEC）和绿色电量交易持续增长，为新能源发电企业提供新的利润空间，同时碳市场新政进一步明确新能源作为核证自愿减排量（CCER）核心供给方，预计2027年自愿减排市场全覆盖后，风电、光伏项目的减排效益将通过CCER交易实现价值兑现，推动新能源发电企业从单一电力提供者向低碳绿色价值提供者转变，GEC和CCER将成为其收入与利润的增长极，但仍需关注相关交易制度及交易市场的完善情况。综上，新能源发电企业收入结构从“单一电量电价”转向“电量+容量+辅助服务+绿证/碳资产”多