中国储能网讯：当“双碳”战略的改革浪潮涌入河西走廊，甘肃再次以能源革命先行者的姿态，在西北大地掀起价格机制创新的深刻变革。

7月14日，甘肃省发改委正式印发《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，标志着我国首个省级新能源价格体系全面进入“市场定价”新纪元。这项牵动数千亿级市场的政策革新，不仅终结了延续十余年的政府定价模式，更通过“差异电价+容量补偿”的创新机制设计，为储能产业开辟出黄金发展赛道。

据行业预测，政策将直接推动甘肃储能市场规模在三年内突破800亿元，相当于再造两个酒泉级新能源基地。从祁连雪峰到黄河两岸，一场以“绿电存储”为核心的产业变革正在加速演进。

根据方案，甘肃省内所有集中式光伏、风电项目上网电量须全量参与电力市场交易，电价由供需关系决定。这一规则打破了传统保障性收购模式，将新能源发电的间歇性特征直接传导至市场端，倒逼发电侧与储能侧形成深度绑定。

以天水市为例，2025年上半年新能源发电量达10.08亿千瓦时，同比增长26.68%，装机占比已达60.66%。随着陇东、河西等地区百万千瓦级新能源基地陆续并网，储能系统在调峰填谷、频率调节中的价值将通过市场价格信号充分显现。

政策创新构建的可持续发展价格结算体系，对纳入机制的电量按0.3078元/千瓦时进行差价补偿。该价格较甘肃省燃煤基准价上浮约15%，为储能项目提供了稳定的收益预期。具体操作中，扶贫光伏、分布式项目全额纳入补偿范围，集中式项目则按风电1800小时、光伏1160小时的等效利用小时数进行结算。储能设施通过与新能源发电配套，可分享差价收益，有效对冲市场化交易风险。

同步出台的《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告明确，对合规煤电机组及电网侧新型储能给予每年每千瓦330元的容量补偿。这一政策首次将储能设施纳入容量市场，改变了过去储能仅依赖电量交易的单一盈利模式。按甘肃省2025年规划的600万千瓦新型储能装机测算，容量电价政策将每年释放约19.8亿元稳定收益，项目投资回报率显著提升。

政策特别鼓励储能技术路线创新，明确支持锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池等主流技术，并推动高温熔盐储能、压缩空气储能等长时储能技术示范应用。这一导向与甘肃省“建设西部新材料产业高地”的战略形成协同效应。金川集团28万吨/年动力电池用硫酸镍项目、白银集团高导新材料项目等，正为储能产业链上游提供关键材料支撑。

截至2025年6月，天水市新能源装机已达113.22万千瓦，占当地电源总装机的60.66%。随着全省新能源并网装机突破8000万千瓦，储能配置需求将呈指数级增长。政策设定的“2025年新型储能装机达600万千瓦、增长34%以上”目标，较2024年底新增约152万千瓦装机，直接拉动投资超200亿元。

值得注意的是，方案明确“不得将储能配置作为新能源项目核准前置条件”，通过市场化机制引导企业主动投资。同时，差价结算费用纳入系统运行费用、由全体工商业用户分摊的机制设计，遵循“谁受益、谁承担”原则，确保成本疏导的公平性。

甘肃此次电价改革以“市场化交易激活活力、差价结算化解风险、容量补偿保障稳定”的三重机制创新，构建起新能源与储能产业协同发展的生态闭环。这一政策设计不仅为西北新能源基地提供了可复制的消纳方案，更通过明确储能的价值变现路径，打开了千亿级市场的想象空间。

随着资本与技术双重涌入，甘肃正从新能源大省向新型电力系统标杆加速跃迁。其“先试先行”的改革智慧，必将为中国能源结构转型提供鲜活样本，在双碳目标下书写西北大地绿色发展的新传奇。

具体原文如下：