中国储能网讯：在新能源装机占比突破65%的背景下，2025年7月14日，甘肃省发展和改革委员会同时发布《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）》（以下简称《实施方案》）和《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》（以下简称《通知》）向社会公开征求意见。

《通知》为全国首次将电网侧新型储能与煤电一并纳入省级容量电价体系，按每年330元/千瓦标准补偿。新机制能否有效疏导新能源波动成本？将对储能、火电盈利模式产生何种影响？省内及外送电价将如何变化？甘肃的探索，或为全国高比例新能源省份提供参考。

PART.01

为储能“雪中送炭”

按照《通知》，甘肃发电侧容量电价机制实施范围包括电网侧新型储能。

截至2025年2月，甘肃新型储能装机突破450万千瓦，其中电网侧电化学储能容量达80万千瓦。甘肃电网侧新型储能以共享模式为主，占比超过80%，主要为新能源项目通过共建或租赁等方式灵活配置的储能。

《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）要求取消新能源强制配储前置条件，导致租赁收益作为重要收益的电网侧储能面临经济性挑战。西北电力设计院电网工程公司总承包事业部设计总工程师刘国华指出，这可能使包括甘肃在内的西北地区储能发展暂缓。

公开数据显示，2024年西北地区已投运新型储能装机规模占全国25.4%。刘国华认为，在过去一段时间内，西北地区储能虽然装机量大，但是实际利用率低，主要原因在于储能发展依靠新能源强制配储政策驱动，而非真实市场需求。就甘肃来说，甘肃电力现货市场峰谷价差有限，储能盈利空间有限，仅靠现货收益不足以覆盖电池损耗成本。

刘国华说，甘肃出台储能容量电价可以替代以往的租赁收益，为储能提供过渡性支持，且政策基于申报容量及设备可用性，通过有效容量公式和运行考核，可以避免无效装机套利。

一位资深从业者则认为，储能的盈利有赖于充放电价差和调用次数，若利用不足，仍然难以收回投资成本。

部分从业者认为，电网侧储能在系统灵活性调节中作用有限。“电网侧储能应定位为‘局部灵活性补充’而非系统性解决方案。”上述从业者说。

除甘肃外，新疆、内蒙古、河北等省（区）曾先后出台过针对新型储能的容量电价或补偿机制。刘国华认为，目前部分沿海省份储能或可通过现货价差实现盈利，但部分西北省份仍需政策托底。未来需加速完善电力现货市场与辅助服务市场，推动储能转向由“市场造血”，同时理性界定其在新型电力系统中的功能边界。

PART.02

给火电“锦上添花”

甘肃是新能源大省，最新数据显示，截至2025年6月底，甘肃新能源装机突破7200万千瓦，在全省电源总装机中占比达到65.64%。多位业内人士认为，甘肃电网是全国新型电力系统特征最明显的省级电网，新型电力系统建设正倒逼传统火电承担备用保供的角色。

甘肃也是电力现货“先行”省份。2024年9月甘肃电力现货市场转入正式运行，是我国第四个转入正式运行的省级电力现货市场。不止如此，在国家发展改革委、国家能源局发布136号文之前，除保障性收购电量之外，甘肃新能源电量几乎已全部“报量报价”参与电力现货市场交易，与火电同台竞价。

《实施方案》为136号文在甘肃的落地方案，规定甘肃存量项目机制电量为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时，与该省燃煤发电基准价相同，执行期限按照项目剩余寿命或20年核定；暂未公布增量项目的机制电量和机制电价上下限，规定增量项目执行期限为12年。

因为甘肃新能源此前已高比例进入现货市场，所以《实施方案》的出台虽然让甘肃省外部分从业者认为存量项目机制电量偏少，但是省内从业者却认为在意料之中。

高比例新能源入现货导致甘肃电力市场正加速向低边际成本、高系统成本转变。在甘肃兰州召开的2024年电力市场秋季论坛上，不少与会嘉宾表示，市场出清价格可能难以体现全部系统成本，增加了火电企业固定成本的回收难度。

《通知》将甘肃的合规在运煤电机组及电网侧新型储能纳入容量电价体系，按每年每千瓦330元标准执行，按贡献分配容量电费，从2026年1月开始实行，试行2年。根据甘肃省发展和改革委员会此前公布的数据，2024-2025年，甘肃煤电容量补偿标准为每年每千瓦100元，通过容量补偿回收的固定成本比例为30%左右。

不少从业者认为，甘肃此时出台发电侧容量电价“恰逢其时”。根据2023年11月国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例应提升至不低于50%。

根据《通知》，甘肃煤电机组、电网侧新型储能按照月度申报容量获得容量电费。容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数，其中容量供需系数为容量需求和有效容量的比值，数值大于1时取1。有从业者估算，当前甘肃容量供需系数约为70%-80%，也就是说拿不到每年每千瓦330元。

也有从业者表示，甘肃火电目前盈利表现良好，处于历史较好时期。背后原因包括：煤炭价格下行减轻了火电的燃料成本压力；2025年甘肃全面取消对中长期合约签约电量比例要求，火电企业可以灵活调整中长期签约比例，并在电力现货市场中通过自身可调节能力获利；甘肃火电行业集中度高，头部企业可能主导市场，行使市场力。

据甘肃电力交易中心近期发布的甘肃电力市场运营报告，截至2025年5月，甘肃火电发电设备平均利用小时数为1881小时，同比增加4.42%。甘肃省内分电源类型电能量结算价格中，火电1-5月分别为351.9元/兆瓦时、330.76元/兆瓦时、390.75元/兆瓦时、334.69元/兆瓦时、367.59元/兆瓦时，全部高于307.8元/兆瓦时的燃煤发电基准价，也高于同期风电、光伏、一体化项目的结算价格。

有观点认为，发电侧容量电价新机制将推动电能量电价下降。也有业内人士提醒，在给足容量补偿的情况下，需要关注高集中度下发电企业行使市场力带来的影响。

PART.03

用户“买单”

按照《通知》，容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源，下同）和甘肃省内全体工商业用户月度用电量比例分摊。这意味着容量电费将向用户侧传导。

甘肃省内用户不仅要分摊容量电费，还要分摊或分享新能源市场交易均价与机制电价的差额。

不少业内人士认为，甘肃省内工商业用户对终端电价上涨承受能力有限，特别是高载能企业。终端电价上涨可能影响甘肃承接东部产业转移和招商引资。也有观点认为，目前供给相对宽松，且新能源发展带来电能量市场均价下降，容量电价政策不会改变这个大方向。

甘肃还是外送大省，公开信息显示，截至2025年6月底，甘肃累计外送电量331.5亿千瓦时，较2024年同期增加85.2亿千瓦时，富余电力灵活高效送至全国26个省市。

《通知》规定，月度外送电量对应的容量电费由电源企业与受端省份协商确定。多位业内人士认为，甘肃外送电容量电费需与受端省份协商，缺乏强制机制，执行可能不到位。

据悉，在煤电容量电价的执行过程中，就有地方出现过与受端省份协商无果，被迫将部分外送电费转嫁给省内工商业用户的情况。

多位业内人士认为，解决甘肃高系统调节成本的根本路径在于进一步加快建设全国统一电力市场，完善电能量直接交易，建立全国层面的容量补偿机制，完善电力辅助服务市场，在更大范围内疏导系统成本。