电力及公用事业：甘肃首创“火储同补”容量电价机制 确立系统调节性电源价值

　　事件：近日，甘肃省发改委发布两份重要文件：《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》、《建立发电侧容量电价机制的通知》。
　　存量稳、增量竞，分类施策助力新能源平稳入市。对于新能源存量项目，纳入机制的电量规模为154 亿千瓦时，执行0.3078 元/千瓦时的固定电价，机制期限按项目剩余合理小时或20 年取早执行。扶贫、特许经营、分布式光伏及光热发电项目全额纳入该机制；其余项目则分类定额或等比例分配。项目需每年申报参与机制的电量，逾期视为放弃。对于新能源增量项目，其年机制电量规模与非水电消纳责任权重动态挂钩，单个项目的机制电量上限为其上网电量的80%。增量项目的电价通过“低价优先，最高入选”原则竞价确定，执行期限为12 年；若项目延期投产超过6 个月，将被取消资格并暂停3年竞价权。
　　首推发电侧容量电价机制，系统调节性电源价值全面提升。甘肃省实施的发电侧容量电价机制精准聚焦系统调节能力建设，旨在支撑“沙戈荒”大型清洁能源基地建设、推动煤电向基础保障与系统调节并重转型、促进新型储能规模化发展和强化电网调节能力。该机制对煤电机组及电网侧新型储能提供容量电价支持，电价标准暂定为330 元/千瓦·年，执行期限2 年，2026 年1 月1 日起执行。执行期满后，将根据市场运行情况和机组运行成本等重新测算确定实现动态调整。产生的容量电费纳入系统运行费下属“发电侧容量电费”科目，按月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例进行分摊。
　　煤电获全额容量补偿，储能获得与火电同等的系统容量主体地位。政策深化火电“容量保障+电量辅助”的双轨制经营模式，保障其全成本回收及公用事业属性回归。储能项目获得全额容量补偿，叠加现货市场上下限调整带来的电量价差收益，将显著提升其盈利性。政策从根本上重构了火电与储能的系统价值定位：火电承担基荷容量支撑，储能为系统级灵活性资源，共同保障高比例新能源电网的稳定运行。
　　为新能源高渗透率省份提供容量机制案例。政策源于甘肃新能源装机高占比与消纳率不足的矛盾，以及负荷峰值创新高伴随的有效容量缺口现状，其普适性体现在两类省份：高弃电率地区（如青海、宁夏）可参考“动态容量核定+有效容量核算”机制，解决新能源高渗透率导致的消纳问题；外送枢纽省份（如内蒙古、新疆）可参考容量电费“外送协商+省内工商业分摊”模　　式，各省电源结构特性可能带来容量机制政策的区域性差异。
　　风险提示：用电需求增长失速风险、负荷曲线恶化风险、政策执行偏差预期、辅助服务成本传导风险。
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