甘肃省容量电价机制创新 - 甘肃省发布全国首个省级独立容量电价机制，提出"全容量补偿+火储同补"模式，煤电机组和电网侧新型储能暂按每年每千瓦330元执行，期限2年 [2] - 机制创新点在于对煤电固定成本实现100%补偿（原为30%），并将风电、光伏等纳入适用范围，根据容量支撑贡献给予差异化系数 [3] - 该政策旨在解决新能源高渗透率下电力系统稳定性问题，同时保障煤电转型和储能发展 [2][3] 灵活性调节资源需求 - 甘肃新能源装机占比高，但风光发电在用电高峰时段供电能力有限，抽蓄电站建设尚未成熟，因此优先纳入煤电和电网侧新型储能 [3] - 政策推动容量电价与电能量电价解耦，明确电能量、辅助服务、容量电价的边界，平衡市场长期稳定与短期效率 [3] - 煤电功能定位从主力电源转向基础保障和系统调节，利用小时数持续下降背景下需新机制保障投资回报 [3] 新型储能政策突破 - 首创"火储同补"模式，赋予新型储能（锂电、液流电池等）与煤电同等容量主体地位，执行相同330元/千瓦标准 [4] - 截至2023年6月，全国新型储能装机近1亿千瓦（超过抽蓄），但仅靠现货市场价差和辅助服务难以覆盖成本，容量电价可提供稳定现金流 [4] - 政策通过有效容量折算系数和容量供需系数避免非理性投资，稳定行业预期 [5] 用户成本影响分析 - 容量电费按工商业用电量分摊，甘肃电网侧新型储能规模约100万千瓦（有效容量45万千瓦），分摊后用户成本增加不足0.001元/千瓦时 [6][7] - 煤电容量成本全覆盖后，电能量价格传导燃料可变成本，叠加新能源入市，甘肃电能量价格预计下降，整体用电成本无明显波动 [6] - 现货市场申报上限从0.65元/千瓦时下调至0.5元/千瓦时，进一步限制电价上涨空间 [7] 区域差异化与市场前景 - 新疆、山东等地已探索储能补偿机制，新疆等新能源高比例地区侧重放电量补偿，甘肃等顶峰保供地区更适合容量补偿 [8] - 国家层面规划过渡期采用容量补偿机制，远期建立容量市场，通过竞争发现价格反映资源稀缺性 [8] - 未来需通过有效容量折算实现发电侧、储能等资源公平竞价，对长时储能等技术可给予初期倾斜 [9][10]