甘肃重磅发布 136 号文！

甘肃重磅发布136号文！容量电价+新能源电价改革，电力市场格局将迎巨变？ 甘肃新能源电价市场化改革：电力交易调整全景解析在新能源装机占比突破65%的西北能源大省甘肃，一场影响深远的电力体制改革正在悄然推进。2025年7月，甘肃省发改委连续发布两份重磅文件——《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》和《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）》，正式拉开了发电侧容量电价机制与新能源电价市场化改革的序幕。这两份文件不仅是对国家发改委136号文的落地响应，更标志着甘肃在构建新型电力系统、推动能源绿色转型的道路上迈出了关键一步。作为全国首个将容量电价机制扩展到电网侧新型储能的省份，甘肃此次改革涵盖煤电、储能等多类电源，同时通过分时电价调整、绿电交易创新等组合拳，试图破解高比例新能源并网带来的系统调节难题。对于电力交易从业者而言，这一系列政策将重塑市场参与规则，带来前所未有的机遇与挑战。 一、政策背景：高比例新能源倒逼机制创新 （一）能源结构的革命性转变截至2025年5月，甘肃新能源装机已达7062.46万千瓦，占全省总装机的65%以上，发电量占比近40%。这一数据背后，是甘肃近年来在河西走廊、陇东等地大规模推进风光基地建设的成果。然而，新能源的快速发展也带来了新的挑战：2024年春节期间，甘肃新能源最大出力达2038万千瓦，同比增长28%，但电网调峰压力显著增大。传统煤电机组因利用小时数下降，面临"发得越多、亏得越多"的困境，而储能等调节资源尚未形成规模，系统灵活性不足的问题日益凸显。 （二）火电转型的现实压力甘肃现有煤电装机约3400万千瓦，承担着全省70%以上的调峰任务。然而，在新能源挤压下，煤电利用小时数已从2020年的4800小时降至2024年的3800小时左右，部分机组年利用小时数不足3000小时。传统单一制电价机制下，煤电企业固定成本回收困难，2024年省内火电企业平均亏损面超过50%。容量电价机制的建立，正是为了缓解这一矛盾，通过将煤电固定成本与变动成本分离，保障其基础收益，从而稳定电力供应。（三）国家政策的落地要求2025年1月，国家发改委、能源局发布136号文，明确要求推动新能源上网电价全面由市场形成，同时建立"全面入市+差价托底"的过渡机制。甘肃作为新能源大省，率先出台实施方案，既是响应国家政策号召，也是探索高比例新能源省份市场化改革路径的必然选择。 二、核心内容：两大机制重塑市场格局 （一）发电侧容量电价机制：从煤电到储能的突破实施范围与标准本次征求意见稿将容量电价实施范围从煤电扩展到电网侧新型储能，标准暂定为每年每千瓦330元，执行期限2年。这一标准与国家发改委核定的煤电容量电价一致，体现了甘肃对储能作为系统调节资源的重视。以一座10万千瓦的储能电站为例，每年可获得3300万元的容量补偿，显著提升其投资回报预期。成本分摊与结算容量电费由全体工商业用户按用电量比例分摊，外送电量对应的容量电费由受端省份承担。煤电机组和储能需按月申报容量，未达标出力将扣减费用（如月度非停三次则扣减当月容量电费）。这一设计既保障了电源侧的合理收益，又通过市场化方式分摊成本，避免了单一用户承担过重负担。现货市场联动实施容量电价后，甘肃现货市场申报价格下限设为0.04元/千瓦时，上限设为1元/千瓦时。对于必开机组，当现货价格低于运行成本时，将通过成本补偿机制给予差额补贴。这一措施既保留了市场价格信号，又防止煤电因价格波动陷入经营困境，实现了"保供"与"市场"的平衡。 （二）新能源电价市场化改革：全面入市与差价托底全面入市的刚性要求所有新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，通过中长期、现货等交易形成价格。分布式光伏可独立或聚合参与市场，未参与者默认按现货市场加权均价结算。这一规定打破了传统新能源"保障性收购"模式，倒逼企业提升市场竞争力。存量与增量的差异化安排存量项目：154亿千瓦时机制电量按0.3078元/千瓦时结算，执行期限至项目全生命周期或投产满20年。扶贫类、特许经营权类项目全额纳入，其他项目按利用小时数或装机容量分配。增量项目：每年新增机制电量不超过增量上网电量的80%，通过竞价确定入选项目，机制电价原则上为最高报价且不高于上限。2025年首次竞价分两批次组织，覆盖6月至12月并网项目。绿电交易与绿证协同甘肃明确绿电交易需单独申报电能量价格和绿证价格，机制内电量不重复获得绿证收益。绿证收益按"合同电量、机制外电量、用户用电量三者取小"原则结算，对应绿证划转至省级专用账户，由全体工商业用户共持。这一设计既避免了重复补贴，又通过绿证价值显性化，激励新能源项目参与市场。 三、市场影响：多维度重构电力交易生态 （一）对火电企业：从"亏损泥潭"到"调峰主力"容量电价机制实施后，甘肃煤电企业每年可获得约34亿元的容量补偿（按3400万千瓦煤电计算），覆盖30%的固定成本。以甘肃电投常乐电厂为例，其4×100万千瓦机组每年可获得4亿元容量电费，显著改善现金流。同时，火电企业需承担更多调峰责任：若月度非停三次，将扣减当月容量电费；未按调度指令提供最大出力，多次违约将面临全额扣减。这一"奖惩分明"的机制，倒逼火电企业提升设备可靠性和调峰能力，加速向"系统调节者"角色转型。 （二）对新能源企业：市场化挑战与机遇并存收益结构的根本性转变新能源全面入市后，电价波动风险显著增加。以甘肃某集中式光伏项目为例，其2024年通过保障性收购获得0.28元/千瓦时的电价，而2025年参与现货市场后，日间电价可能降至0.15元/千瓦时，夜间甚至出现负电价。但另一方面，机制电量的托底保障（如存量项目0.3078元/千瓦时）为企业提供了收益下限，避免因市场波动导致亏损。竞争策略的精细化升级增量项目需通过竞价获得机制电量，报价低者优先入选。企业需综合考虑资源禀赋、成本结构、市场预期等因素，制定差异化报价策略。例如，河西地区光伏项目因资源条件优越，可适当降低报价以争取更多机制电量；而陇东地区项目则需权衡报价与收益，避免因过度竞争导致利润空间压缩。此外，分布式光伏聚合商的出现（如售电公司代理分布式项目参与市场），将重构中小用户的交易模式。 （三）对电力用户：成本传导与用能优化工商业用户的成本压力容量电费分摊和分时电价调整（峰谷价差扩大至3.6:1）将增加工商业用户电费支出。以某高耗能企业为例，其月用电量1000万千瓦时，若峰段用电量占比40%，则每月电费可能增加约20万元。但另一方面，用户可通过调整生产班次、配置储能等方式，将用电转移至谷段，降低综合成本。绿电需求的爆发式增长甘肃绿电交易规模持续扩大，2025年已与7省市达成426.77亿千瓦时多年期交易，其中2025年交易量99.66亿千瓦时，居国家电网首位。数据中心、半导体等对绿电需求迫切的企业，可通过直接交易锁定低价绿电，同时满足ESG要求。例如，甘肃某数据中心与新能源企业签订10年期绿电合同，电价较普通电降低0.05元/千瓦时，年节约成本超5000万元。（四）对电网与储能：调节资源的价值重估电网调度的复杂性提升新能源全面入市后，电网需实时平衡波动的新能源出力与刚性的用电需求。甘肃通过优化分时电价时段（高峰7小时、平段11小时、低谷6小时），引导用户在午间（10:00-16:00）增加用电，与光伏出力高峰匹配，缓解弃光压力。同时，电网侧新型储能的容量补偿机制（330元/千瓦・年）将加速储能项目落地，预计2025年甘肃新型储能装机将突破600万千瓦，显著提升系统调节能力。储能盈利模式的多元化储能可通过容量补偿、峰谷套利、辅助服务等多渠道获利。以某10万千瓦/20万千瓦时储能项目为例，每年可获得3300万元容量补偿，同时通过参与现货市场（峰谷价差0.5元/千瓦时），年套利收益约1500万元。此外，储能还可通过提供调频服务（甘肃调频辅助服务市场补偿标准约0.3元/千瓦时）进一步增加收入。 四、实施路径：挑战与应对策略 （一）市场主体的适应性难题火电企业的转型阵痛容量电价虽缓解了火电企业的现金流压力，但并未解决其长期生存问题。甘肃煤电装机占比仍高达32%，远超全国平均水平，未来需通过"三改联动"（节能降碳、供热、灵活性改造）和"火电+储能"模式，提升机组调节能力。例如，甘肃电投金昌电厂通过加装熔盐储热系统，实现了"热电解耦"，调峰深度从50%提升至70%，年调峰收益增加2000万元。新能源企业的能力短板市场化交易要求新能源企业具备精准的功率预测、报价策略制定和风险管理能力。目前，甘肃多数新能源企业仍依赖电网代购电，缺乏专业交易团队。建议企业引入第三方服务机构，通过大数据分析优化报价曲线，同时利用金融工具（如电力期货、差价合约）对冲价格波动风险。 （二）机制设计的潜在冲突容量电价与现货市场的协同甘肃将现货市场价格下限设为0.04元/千瓦时，但若煤电必开机组在现货价格低于成本时获得补偿，可能导致市场价格信号失真。需建立动态调整机制，根据电力供需和燃料成本变化，适时调整补偿标准，避免过度干预市场。机制电量与市场电量的平衡存量项目154亿千瓦时机制电量占甘肃2024年新能源发电量的23%，增量项目机制电量比例不超过80%，可能导致市场流动性不足。建议逐步缩减机制电量规模，例如2026年后将增量机制电量比例降至60%，引导更多电量参与市场化竞争。 （三）跨省交易的通道瓶颈甘肃虽已建成陇电入鲁、祁韶直流两条特高压通道，但外送能力仍受制于通道容量和受端市场需求。2025年上半年，甘肃外送电量331.5亿千瓦时，其中绿电占比不足30%。需加快陇电入浙、陇电入川等通道建设，同时探索"新能源+储能+外送"捆绑交易模式，提升绿电外送比例。例如，中核新奥新能源玉门"光热储能+"项目，通过光热储能的稳定出力，实现了绿电的全天候外送，为跨区交易提供了示范。 五、未来展望：西北模式的全国启示 （一）容量电价的扩展效应甘肃将容量电价覆盖储能的做法，为全国提供了可复制的经验。国家能源局已明确"十四五"期间新型储能装机目标3000万千瓦，容量电价机制的推广将加速这一目标实现。未来，甘肃可能进一步将抽水蓄能、需求响应等纳入容量补偿范围，构建多能互补的调节资源体系。 （二）新能源市场化的深化方向分时电价的精准化甘肃可借鉴湖南经验，将午间12:00-14:00设为低谷时段，与光伏出力高峰重合，进一步扩大峰谷价差至0.8元/千瓦时以上，激励用户调整负荷。绿电交易的标准化目前甘肃绿电交易仍以双边协商为主，建议引入集中竞价、挂牌交易等模式，形成统一的绿电价格体系。同时，探索绿电溢价收益反哺新能源项目的机制，例如将绿证交易溢价的30%用于支持分布式光伏发展。 （三）区域市场的协同发展甘肃可依托西北电网，推动跨省容量市场和现货市场联合运行。例如，与宁夏、青海共建"西北容量市场"，统一核定容量需求和补偿标准，实现调节资源的跨省优化配置。同时，深化与中东部负荷中心的绿电交易合作，通过"陇电入浙"、"陇电入川"等通道，将甘肃绿电输送至长三角、成渝等地区，助力全国"双碳"目标实现。