中國儲能網(wǎng)訊：在新能源裝機占比突破65%的背景下，2025年7月14日，甘肅省發(fā)展和改革委員會同時發(fā)布《甘肅省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案（征求意見稿）》（以下簡稱《實施方案》）和《甘肅省關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《通知》）向社會公開征求意見。
《通知》為全國首次將電網(wǎng)側(cè)新型儲能與煤電一并納入省級容量電價體系，按每年330元/千瓦標(biāo)準(zhǔn)補償。新機制能否有效疏導(dǎo)新能源波動成本？將對儲能、火電盈利模式產(chǎn)生何種影響？省內(nèi)及外送電價將如何變化？甘肅的探索，或為全國高比例新能源省份提供參考。
PART.01
為儲能“雪中送炭”
按照《通知》，甘肅發(fā)電側(cè)容量電價機制實施范圍包括電網(wǎng)側(cè)新型儲能。
截至2025年2月，甘肅新型儲能裝機突破450萬千瓦，其中電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能容量達(dá)80萬千瓦。甘肅電網(wǎng)側(cè)新型儲能以共享模式為主，占比超過80%，主要為新能源項目通過共建或租賃等方式靈活配置的儲能。
《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）要求取消新能源強制配儲前置條件，導(dǎo)致租賃收益作為重要收益的電網(wǎng)側(cè)儲能面臨經(jīng)濟性挑戰(zhàn)。西北電力設(shè)計院電網(wǎng)工程公司總承包事業(yè)部設(shè)計總工程師劉國華指出，這可能使包括甘肅在內(nèi)的西北地區(qū)儲能發(fā)展暫緩。
公開數(shù)據(jù)顯示，2024年西北地區(qū)已投運新型儲能裝機規(guī)模占全國25.4%。劉國華認(rèn)為，在過去一段時間內(nèi)，西北地區(qū)儲能雖然裝機量大，但是實際利用率低，主要原因在于儲能發(fā)展依靠新能源強制配儲政策驅(qū)動，而非真實市場需求。就甘肅來說，甘肅電力現(xiàn)貨市場峰谷價差有限，儲能盈利空間有限，僅靠現(xiàn)貨收益不足以覆蓋電池?fù)p耗成本。
劉國華說，甘肅出臺儲能容量電價可以替代以往的租賃收益，為儲能提供過渡性支持，且政策基于申報容量及設(shè)備可用性，通過有效容量公式和運行考核，可以避免無效裝機套利。
一位資深從業(yè)者則認(rèn)為，儲能的盈利有賴于充放電價差和調(diào)用次數(shù)，若利用不足，仍然難以收回投資成本。
部分從業(yè)者認(rèn)為，電網(wǎng)側(cè)儲能在系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)中作用有限。“電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)定位為‘局部靈活性補充’而非系統(tǒng)性解決方案。”上述從業(yè)者說。
除甘肅外，新疆、內(nèi)蒙古、河北等省（區(qū)）曾先后出臺過針對新型儲能的容量電價或補償機制。劉國華認(rèn)為，目前部分沿海省份儲能或可通過現(xiàn)貨價差實現(xiàn)盈利，但部分西北省份仍需政策托底。未來需加速完善電力現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場，推動儲能轉(zhuǎn)向由“市場造血”，同時理性界定其在新型電力系統(tǒng)中的功能邊界。
PART.02
給火電“錦上添花”
甘肅是新能源大省，最新數(shù)據(jù)顯示，截至2025年6月底，甘肅新能源裝機突破7200萬千瓦，在全省電源總裝機中占比達(dá)到65.64%。多位業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，甘肅電網(wǎng)是全國新型電力系統(tǒng)特征最明顯的省級電網(wǎng)，新型電力系統(tǒng)建設(shè)正倒逼傳統(tǒng)火電承擔(dān)備用保供的角色。
甘肅也是電力現(xiàn)貨“先行”省份。2024年9月甘肅電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運行，是我國第四個轉(zhuǎn)入正式運行的省級電力現(xiàn)貨市場。不止如此，在國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布136號文之前，除保障性收購電量之外，甘肅新能源電量幾乎已全部“報量報價”參與電力現(xiàn)貨市場交易，與火電同臺競價。
《實施方案》為136號文在甘肅的落地方案，規(guī)定甘肅存量項目機制電量為154億千瓦時，機制電價為0.3078元/千瓦時，與該省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價相同，執(zhí)行期限按照項目剩余壽命或20年核定；暫未公布增量項目的機制電量和機制電價上下限，規(guī)定增量項目執(zhí)行期限為12年。
因為甘肅新能源此前已高比例進入現(xiàn)貨市場，所以《實施方案》的出臺雖然讓甘肅省外部分從業(yè)者認(rèn)為存量項目機制電量偏少，但是省內(nèi)從業(yè)者卻認(rèn)為在意料之中。
高比例新能源入現(xiàn)貨導(dǎo)致甘肅電力市場正加速向低邊際成本、高系統(tǒng)成本轉(zhuǎn)變。在甘肅蘭州召開的2024年電力市場秋季論壇上，不少與會嘉賓表示，市場出清價格可能難以體現(xiàn)全部系統(tǒng)成本，增加了火電企業(yè)固定成本的回收難度。
《通知》將甘肅的合規(guī)在運煤電機組及電網(wǎng)側(cè)新型儲能納入容量電價體系，按每年每千瓦330元標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，按貢獻分配容量電費，從2026年1月開始實行，試行2年。根據(jù)甘肅省發(fā)展和改革委員會此前公布的數(shù)據(jù)，2024-2025年，甘肅煤電容量補償標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元，通過容量補償回收的固定成本比例為30%左右。
不少從業(yè)者認(rèn)為，甘肅此時出臺發(fā)電側(cè)容量電價“恰逢其時”。根據(jù)2023年11月國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號），2026年起各地通過容量電價回收固定成本的比例應(yīng)提升至不低于50%。
根據(jù)《通知》，甘肅煤電機組、電網(wǎng)側(cè)新型儲能按照月度申報容量獲得容量電費。容量電費=申報容量×容量電價×容量供需系數(shù)，其中容量供需系數(shù)為容量需求和有效容量的比值，數(shù)值大于1時取1。有從業(yè)者估算，當(dāng)前甘肅容量供需系數(shù)約為70%-80%，也就是說拿不到每年每千瓦330元。
也有從業(yè)者表示，甘肅火電目前盈利表現(xiàn)良好，處于歷史較好時期。背后原因包括：煤炭價格下行減輕了火電的燃料成本壓力；2025年甘肅全面取消對中長期合約簽約電量比例要求，火電企業(yè)可以靈活調(diào)整中長期簽約比例，并在電力現(xiàn)貨市場中通過自身可調(diào)節(jié)能力獲利；甘肅火電行業(yè)集中度高，頭部企業(yè)可能主導(dǎo)市場，行使市場力。
據(jù)甘肅電力交易中心近期發(fā)布的甘肅電力市場運營報告，截至2025年5月，甘肅火電發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)為1881小時，同比增加4.42%。甘肅省內(nèi)分電源類型電能量結(jié)算價格中，火電1-5月分別為351.9元/兆瓦時、330.76元/兆瓦時、390.75元/兆瓦時、334.69元/兆瓦時、367.59元/兆瓦時，全部高于307.8元/兆瓦時的燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價，也高于同期風(fēng)電、光伏、一體化項目的結(jié)算價格。
有觀點認(rèn)為，發(fā)電側(cè)容量電價新機制將推動電能量電價下降。也有業(yè)內(nèi)人士提醒，在給足容量補償?shù)那闆r下，需要關(guān)注高集中度下發(fā)電企業(yè)行使市場力帶來的影響。
PART.03
用戶“買單”
按照《通知》，容量電費按照月度外送電量（不含直流配套電源，下同）和甘肅省內(nèi)全體工商業(yè)用戶月度用電量比例分?jǐn)?。這意味著容量電費將向用戶側(cè)傳導(dǎo)。
甘肅省內(nèi)用戶不僅要分?jǐn)側(cè)萘侩娰M，還要分?jǐn)偦蚍窒硇履茉词袌鼋灰拙鶅r與機制電價的差額。
不少業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，甘肅省內(nèi)工商業(yè)用戶對終端電價上漲承受能力有限，特別是高載能企業(yè)。終端電價上漲可能影響甘肅承接?xùn)|部產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移和招商引資。也有觀點認(rèn)為，目前供給相對寬松，且新能源發(fā)展帶來電能量市場均價下降，容量電價政策不會改變這個大方向。
甘肅還是外送大省，公開信息顯示，截至2025年6月底，甘肅累計外送電量331.5億千瓦時，較2024年同期增加85.2億千瓦時，富余電力靈活高效送至全國26個省市。
《通知》規(guī)定，月度外送電量對應(yīng)的容量電費由電源企業(yè)與受端省份協(xié)商確定。多位業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，甘肅外送電容量電費需與受端省份協(xié)商，缺乏強制機制，執(zhí)行可能不到位。
據(jù)悉，在煤電容量電價的執(zhí)行過程中，就有地方出現(xiàn)過與受端省份協(xié)商無果，被迫將部分外送電費轉(zhuǎn)嫁給省內(nèi)工商業(yè)用戶的情況。
多位業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，解決甘肅高系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本的根本路徑在于進一步加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場，完善電能量直接交易，建立全國層面的容量補償機制，完善電力輔助服務(wù)市場，在更大范圍內(nèi)疏導(dǎo)系統(tǒng)成本。
