甘肃版“136号文”正式落地，蕴含国内首个创新！

8月12日，甘肃省发改委联合多部门正式印发《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》（甘发改价格〔2025〕516号，简称“136号文”），首次将电网侧新型储能纳入省级容量电价机制，与煤电机组统一执行330元／千瓦·年的固定补偿标准，执行期暂定2年。

这一“火储同补”模式打破传统电源分类壁垒，赋予储能与火电同等的系统容量主体地位，成为全国首个省级独立容量电价机制的重大创新。

《实施方案》中增量项目自2025年6月1日起执行，存量项目自2026年1月1日起执行。

存量项目2025年6月1日以前投产的新能源存量项目

机制电量纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。

扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目（不含“沙戈荒”基地项目）上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号批复的风电项目、保障性平价项目（指省内2021年12月31日前核准的不享有财政补贴的新能源并网项目）按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。

机制电价0．3078元／千瓦时。

执行期限执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。

新能源项目以核准（备案）容量全部建成并网时间作为投产时间。其中集中式光伏、集中式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网日期作为投产时间；分布式光伏项目以电网企业营销系统的并网日期作为投产时间；分散式风电项目以电网调度机构认定的试运行结束时间作为投产时间。

鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。

增量项目2025年6月1日起投产的新能源增量项目

年度机制电量每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。

超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。

单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80％。

机制电价已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。新能源企业在省发展改革委制定的价格上、下限内申报电量和电价进行竞价，按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。

存在两个以上项目按机制电价入选，则根据申报电量比例分配；申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配。

执行期限确定为12年。

原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。省发展改革委会同省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办于每年9月底前发布机制电量规模、机制电价竞价上下限等规定要求。2025年度竞价工作分两个批次组织2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日期间建成并网的新能源项目。

此次政策核心，是储能跻身容量保障“主力军”。

甘肃此次改革将锂离子电池、液流电池、压缩空气、氢储能等电网侧新型储能纳入补偿范围，覆盖技术路线之广属全国首创。补偿标准与煤电完全一致，凸显储能作为灵活性资源的系统价值。

根据测算，甘肃当前电网侧储能有效容量约45万千瓦，按此标准年补偿总额近1．5亿元，为储能项目提供稳定现金流支撑。

储能收益率跃升是直接利好。以典型2小时储能项目为例，容量补偿可将其基准收益率提升，叠加现货价差收益更高，显著缓解待建项目观望情绪。煤电转型同步加速，收入结构转向“容量电价覆盖固定成本＋电量电价覆盖边际成本”，从电量主体蜕变为“容量保障＋调节支撑”双功能电源。用户成本影响微乎其微——容量电费分摊至工商业用户及外送电量，度电成本增加不足0．001元；而煤电固定成本覆盖后，现货市场电价可能下行，形成成本对冲。

政策快评

甘肃136号文不仅是补偿机制的突破，更是新型电力系统价值认定范式的变革。对储能行业，330元／千瓦·年提供“保底收益”，撬动社会资本投入；对能源转型，通过容量定价承认各类电源的“系统角色”，为风光高渗透率铺路；对全国市场，省级独立容量机制破冰，为新型电力系统建设提供关键制度样本。随着新能源全面入市，甘肃以“容量＋电量”双轨制有望重塑能源价值链条。