20251211-大公国际资信评估-电力市场化改革专题研究_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_6页_867kb

报告摘要

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

核心内容

电力市场化改革正进入全面深化阶段，国家发改委、能源局等相关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”方向发展。改革的核心目标是构建适应高比例新能源接入的现代电力市场体系，推动电力价值从单一电能量价值向电能量、调节、环境、容量等多元价值体系转变。在此背景下，电力与储能企业的盈利模式将经历重构，逐步向综合能源服务商、系统调节者等角色演进。

主要观点

1. 政策演进：推动电价多元价值体系建设

2021～2025年：电力市场化改革进入深化推进期，重点在于破除省间壁垒、实现规则统一，构建适应新能源接入的市场体系。
2023年：出台《电力现货市场基本规则》，多个省份开始试运营现货市场，推动电力市场从“中长期为主”向“现货+中长期”协同发展。
2024年：国家发改委发布《电力市场运行基本规则》，明确新型经营主体（如储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商）的参与机制，推动容量交易机制建立。
2025年：改革进一步深化，包括推进全国现货市场全覆盖、新能源全面入市、绿证与市场电价衔接、完善辅助服务市场等。同时，“1+6”基础规则体系构建完成，电价机制逐步转向多元价值体系。

2. 产业重塑：多元价值体系驱动盈利模式重构

煤电企业：从依赖单一发电向支撑性与调节性资源转型，盈利模式向“容量保障+辅助服务+现货价差套利+新兴业务”多元结构转变。
新能源发电企业：收益模式从“单一电量电价”向“电量+容量+辅助服务+绿证/碳资产”多元化结构转变，逐步成为市场化系统价值调节者。
储能企业：收益模式从“容量租赁”转向“容量补偿+现货价差+辅助服务+绿色收益”，逐步成为新型电力系统中的“核心参与者+智能调节器”。

关键信息

电力市场化改革进展

现货市场：截至2025年11月，全国29个省级电网区域开展现货市场试运行或正式运行，实现跨区域交易协同。
中长期市场：支持新能源、核电企业与电力用户签订多年期购电协议（PPA），推动中长期交易机制完善。
辅助服务市场：全国辅助服务市场基本规则出台，辅助服务类型包括调峰、调频、备用等，新型市场主体可平等参与。
绿电交易：2024年全国绿电交易电量达2,336亿千瓦时，同比增长235.2%；2025年1～9月，绿电交易电量达2,348亿千瓦时，同比增长40.6%。
绿证交易：2024年绿证交易量达4.46亿个，同比增长364%；2025年1～9月，绿证交易量达5.29亿个。

电力企业盈利模式转型

煤电企业：
- 实行“容量电价+电量电价”两部制电价，缓解利用小时下降带来的固定成本压力。
- 2024年全国煤电机组获得容量电费约950亿元，部分省份（如甘肃）实现固定成本100%回收。
- 市场化交易电量占比提升，电价中枢下移，部分区域出现“零电价”或“负电价”。
- 辅助服务收入成为利润补充来源，如华能国际2024年辅助服务收入达27亿元，同比增长85%。
- 面临燃料价格、政策变动、碳价提升等不确定性。
新能源发电企业：
- 2025年1月136号文明确存量项目采用“机制电价+差价结算”模式，增量项目以竞价确定机制电价。
- 新能源发电在电力系统中的角色由补充电源向电量主体与系统调节者转变。
- 电价下行，部分区域机制电价低于煤电基准价，如山东光伏机制电价下浮43%。
- 现货市场为新能源提供价差套利空间，需提升功率预测与调度能力。
- 绿证与碳资产（CCER）成为新的利润增长点，预计2027年CCER市场全覆盖后，新能源项目将实现减排效益变现。
储能企业：
- 新型储能装机容量快速增长，2024年末达7,376万千瓦，2025年6月末达9,491万千瓦。
- 用户侧储能装机占比提升至28%，储能产业由政策驱动转向价值驱动。
- 储能企业可作为独立主体参与市场交易，收益模式包括容量补偿、现货价差、辅助服务、绿色收益等。
- 2024年独立储能电站平均年化收益达1.2元/Wh，同比增长30%。
- 储能企业面临价格波动、政策衔接、技术迭代、补贴与分摊不确定性等风险。

总结

电力市场化改革全面深化，推动电力与储能企业盈利模式重构，构建“全国统一、多元协同”的现代电力市场体系。政策层面，逐步建立多元价值的价格体系，涵盖电能量、调节、环境和容量价值。产业层面，煤电企业向综合能源服务商转型，新能源企业从政策依赖向市场化调节者转变，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”。未来，电力企业需通过优化中长期与现货市场协同、提升辅助服务能力、布局新型业务等方式增强市场竞争力。储能企业则需提升技术与运营能力，应对多元化收益模式带来的挑战与机遇。

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