0.3078元/千瓦时！甘肃省深化新能源上网电价市场化改革：存量与增量项目分类施策

《征求意见稿》明确，存量项目（2025年6月1日前投产）的机制电量规模为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时。

执行期限按以下原则确定：

按剩余全生命周期合理利用小时数：若项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份早于投产满20年对应年份，则按前者确定执行期限；

按投产满20年确定：若全生命周期合理利用小时数无法确定，则按投产满20年确定执行期限。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中减除。

纳入机制电量的具体范围：

全额纳入：扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目上网电量全额纳入机制电量范围；

按发电利用小时数纳入：分散式风电及国家能源局批复的风电项目、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；

等比例分配：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。

财政补贴政策衔接：享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准继续执行原有规定。

《征求意见稿》提出，增量项目（2025年6月1日起投产）的机制电价通过市场化竞价方式确定，执行期限为12年。

电量规模：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：入选时已投产的项目起始时间按入选项目公示竞价周期首月确定；入选时未投产项目起始时间按项目申报的投产时间确定。若入选项目未按期投产，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，并取消该项目投资企业所有新能源项目未来3年竞价资格。

竞价时间：原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。

详情如下：

附件

（征求意见稿）

各市（州）发展改革委、兰州新区经发局，国网甘肃省电力公司、甘肃省电力交易中心有限公司、有关发电企业、电网侧新型储能：

为完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定运行，按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》（发改能源〔2024〕1803号）等文件要求，结合我省电力市场运行情况，现就建立甘肃省发电侧容量电价机制及有关事项通知如下。

一、总体思路

为支持“沙戈荒”大基地建设，适应新型电力系统能源安全和绿色转型的发展需要，支持煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，推动新型储能有序发展，充分发挥支撑调节作用，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价。坚持系统设计，深入改革，凡是能放给市场的坚决放给市场，防止电价大幅波动；坚持完善市场，稳定预期，构建中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等多层次电力市场体系，稳定发电侧市场预期；坚持公平公正、责任共担，对发电侧系统容量按贡献予以补偿，全体工商业用户公平承担。基于我省电力现货市场已正式运行，建立发电侧容量电价机制。

二、实施范围

本机制适用于不同类型机组，考虑到风电、光伏在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽水蓄能电站尚处于建设初期，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。

合规在运的公用煤电机组清单根据《国家能源局综合司关于明确煤电容量电价使用范围有关事项的暂行通知》（国能综通电力〔2023〕141号）要求，由省能源局会同省工信厅、省发展改革委负责认定并书面告知相关发电企业和国网甘肃省电力公司，同时抄报国家发展改革委、国家能源局，抄送国家能源局甘肃监管办公室，并适时对清单进行动态调整。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。电网侧新型储能清单由国网甘肃省电力公司负责梳理汇总后，书面报送省能源局审核认定发布，清单抄报国家能源局甘肃监管办公室，并适时对清单进行动态调整。

三、容量需求和有效容量核定

（一）容量需求。容量需求按当年系统净负荷曲线（省内用电负荷加外送电量减去风电、光伏出力、可中断负荷容量，下同）的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量计算确定。

（二）有效容量。有效容量为煤电机组、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和。煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定。电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后后确定。风电、光伏机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后的7%、1%确定。水电机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后，蓄水式按98%、径流式按32%确定。

（三）容量供需系数。容量供需系数为容量需求与有效容量的比值，数值大于1时取1。

四、容量电价标准

市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。

五、容量电费分摊

容量电费按照月度外送电量（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分摊，由国网甘肃省电力公司按月发布、滚动清算。其中，月度外送电量（不含直流配套电源）对应的容量电费由电源企业与受端省份协商确定；省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。其中：省内工商业用户对应的容量电费由国网甘肃省电力公司负责收取，实行单独归集、单独反映。容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用下设“发电侧容量电费”科目。

六、容量电费结算

煤电机组、电网侧新型储能按照月度申报容量获得容量电费。容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数。煤电机组、电网侧新型储能按月向国网甘肃省电力公司申报，申报容量不得超过其有效容量。国网甘肃省电力公司计算容量电费并按月结算。新建煤电机组、电网侧新型储能自投运次月起执行容量电价机制。

七、容量电费清算

为科学精准体现发电侧对电力系统提供的容量支撑作用，确保容量补偿的有效性，根据补偿的容量电费上限最小值，按年对煤电机组、电网侧新型储能已发生的容量电费进行清算。单台容量电费补偿上限取当年净负荷达到最大净负荷90%以上时段对应可调出力最小值。清算的容量电费在次年平滑逐月分摊。

八、容量电费考核

煤电机组、电网侧新型储能运行期间，月内发生三次非停，扣减当月容量电费；全年有三个月发生，扣减全年容量电费。

九、调整现货市场价格机制

实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时。现货市场限价根据国家政策调整和我省电力市场运行实际动态调整。

十、核定煤电机组成本补偿价格

省发展改革委牵头制定煤电机组发电成本核定办法，对于煤电机组因参与电能量市场产生且无法在电能量市场中回收的成本，基于“补偿发电成本”原则，合理确定补偿价格。成本补偿费用由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。

启动成本。以煤电机组申报为准，申报上限考虑启动过程中消耗的燃料、厂用电以及机组寿命折损费用等，通过成本调查确定。

机组空载成本。以煤电机组申报为准，申报上限按照空载燃料消耗量、机组性能系数、总燃料成本乘积方法，通过成本调查、燃料成本变动情况等按月调整。

必开机组成本。必开机组（不含供热必开）运行期间，现货市场价格不足以覆盖机组运行平均变动成本时予以补偿，通过成本调查、燃料成本变动情况等按月调整。

上抬补偿。对煤电机组参与调频市场或接受调度指令，无法执行电能量市场出清结果，电能量收益无法覆盖平均变动成本产生的亏损予以补偿，通过成本调查、燃料成本变动情况等按月调整。

十一、加强工作协同

由省发展改革委牵头，会同电力监管机构、能源主管部门、电力运行主管部门、国网甘肃省电力公司成立发电成本调查专项工作小组，开展机组相关成本核定和监测工作。相关部门和企业应指定专人担任联络员，定期组织召开专项工作例会，对工作开展情况、遇到的各类问题及时沟通协调、跟踪解决，确保成本调查和容量电价机制平稳实施。

十二、建立工作机制

省发展改革委按月发布全省电煤到厂加权平均价格。发电企业应定期向省发展改革委、电力监管机构提交机组燃料耗量特性、燃料到厂价格、运营与维护成本等相关成本数据，按月报送燃料到厂价格、运维成本等变化较频繁的成本数据，按年报送机组燃料耗量曲线及启动成本等一定周期内无明显变化的成本数据。燃料耗量特性可通过测试不同工况和出力水平下的实际燃料耗量确定，由省发展改革委委托第三方机构对发电企业报送的各类成本数据进行评估和审核，发布省内典型机组的燃料耗量特性曲线、机组启动成本、空载成本等标准，并定期更新。

十三、强化市场监管

电力监管机构会同省发展改革委，开展容量电价机制执行情况和电能量市场申报价格监管。国网甘肃省电力公司应在发电成本调查结果的基础上，建立全省各发电企业成本数据库，按照省发展改革委发布的全省电煤到厂加权平均价格，在电能量市场出清阶段，对比机组申报价格和理论成本，对是否存在通过行使市场力来抬高价格、获取超额收益情况进行预判。如发现申报价格明显高于理论成本的，立即向省发展改革委、电力监管机构上报机组名称、所属企业、申报价格及理论成本等信息，经批准后实行报价替换措施（以理论成本替换该机组申报价格）。省市场监管局、电力监管机构按职能对违规的发电企业进行约谈和处罚，并公开披露问题企业名单。

十四、及时宣传引导

各相关政府部门、电力市场管理委员会、国网甘肃省电力公司、发电企业、售电公司要加强政策解读和宣传引导，向电力用户充分阐释建立容量电价机制对发挥煤电和新型储能支撑调节作用、促进能源绿色低碳转型的重要意义，积极回应社会关切，确保政策有序执行。各相关政府部门和国网甘肃省电力公司要密切跟踪政策执行情况，及时处理政策执行中遇到的重大问题。

本通知自2026年1月1日起执行，试行期2年。现行政策与本通知不符的，以本通知为准。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。《甘肃省发展和改革委员会 国家能源局甘肃监管办公室关于实施煤电容量电价机制有关事项的通知》（甘发改价格〔2024〕14号）同步废止。