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

政策演进与市场改革

2024年以来，电力市场化改革从局部试点向“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年为改革深化期，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。2023年《电力现货市场基本规则》出台，2024年国家发改委通过《电力市场运行基本规则》，明确经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户、储能企业等，并推行容量交易机制。2025年进一步深化，推进全国现货市场全覆盖，推动新能源全面入市，完善辅助服务机制，构建“1+6”基础规则体系。政策推动电力价值从单一电能量价值向电能量价值、调节价值、环境价值、容量价值等多元价值体系转变。

产业重塑与盈利模式重构

市场化改革下，电力与储能企业盈利模式重构。2024年，全国电力市场交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9%，其中绿电交易电量2,336亿千瓦时，同比增长235.2%。电价机制创新推动电价转向多元化价值体系，电力企业向综合能源服务商、系统价值调节者发展，储能企业成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节器”。

煤电企业转型

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。2024年，全国煤电发电设备利用小时4,628小时，同比下降；多地煤电中长期电价维持在基准电价附近。煤电执行“容量电价+电量电价”两部制电价，容量电价缓解固定成本压力。辅助服务收益对冲利润影响，2024年全国电力辅助服务市场费用402.5亿元，其中煤电占比24%。煤电企业收益模式向“容量保障+辅助服务+现货价差套利+新兴业务”转变，但面临燃料价格、政策变动等不确定性。

新能源发电企业转型

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。2025年1月，新能源项目采用“机制电价＋差价结算”模式，电量全面入市。新能源面临电价波动、消纳压力，但可通过现货价差套利、提升调度能力提升竞争力。绿证和碳市场为新能源提供新的利润空间，CCER交易推动其向低碳绿色价值提供者转变。

储能企业转型

储能企业收益模式向“容量收益+现货价差+辅助服务+绿色收益”的多元化模式转变，逐步成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节器”。2024年末新型储能装机7,376万千瓦，用户端占比28%。2025年初取消强制配储要求，储能自主参与市场交易。2024年独立储能电站平均年化收益1.2元/Wh，同比增长30%。容量电价、现货价差、辅助服务为储能提供多元收益，推动行业从“低价竞争”转向“技术与运营能力竞争”。

研究结论

电力市场化改革推动电力与储能企业盈利模式重构，电力企业向综合能源服务商、系统价值调节者发展，储能企业成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节器”。煤电、新能源、储能企业均面临转型挑战与机遇，需通过技术创新、商业模式创新提升市场竞争力。未来电力系统将呈现多元价值体系，企业需适应政策变化、技术迭代，构建可持续发展的电力生态圈。