12月31日，甘肃省发展和改革委员会甘肃省工业和信息化厅甘肃省能源局国家能源局甘肃监管办公室发布《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》。文件提出：

  1、补偿范围：对电力系统确有需要并在全年系统顶峰时段能持续稳定供电的机组，建立发电侧可靠容量补偿机制，根据其可靠容量进行补偿。补偿范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能，均不含直流配套电源。

  其中，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（如国家有新的政策规定，从其规定）。

  2、补偿标准：煤电机组、电网侧独立新型储能每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积。可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元（按发改价格〔2024〕1501号规定），自2026年1月1日起执行。

  可靠容量=煤电机组可靠容量+电网侧独立新型储能可靠容量+风电可靠容量+光伏（含光热）可靠容量+水电可靠容量。

  前不久，国家发改委印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，明白准确地提出对合乎条件的光热发电容量按可靠容量给予补偿，并鼓励相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法。

  甘肃率先将光热发电纳入本地可靠容量核算体系，为光热发电的价值释放提供了重要契机。

  3、容量电费考核与清算：煤电机组、电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。

  各市（州）发展改革委，兰州新区经发局，国网甘肃省电力公司，甘肃电力交易中心有限公司，甘肃省电力市场管理委员会，各有关市场主体：

  按照《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）、《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）、《国家发展改革委国家能源局关于印发的通知》（发改能源〔2025〕1171号）等文件精神及国家完善发电侧容量电价机制部署要求，结合我省电力市场运作情况，经省政府同意，现就建立发电侧可靠容量补偿机制及有关事项通知如下。

  为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，充分的发挥支撑调节作用，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。坚持系统模块设计，深入改革，凡是能放给市场的坚决放给市场，防止电价大幅度波动；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，保障电力安全稳定供应；坚持公平公正，责任共担，对发电侧可靠容量按贡献予以补偿，全体工商业用户公平承担。

  对电力系统确有需要并在全年系统顶峰时段能持续稳定供电的机组，建立发电侧可靠容量补偿机制，根据其可靠容量进行补偿。

  （一）补偿范围。补偿范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能，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，抄送甘肃能源监管办，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，不执行发电侧可靠容量补偿机制。

  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（如国家有新的政策规定，从其规定）。电网侧独立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，清单抄报甘肃能源监管办，并适时对清单进行动态调整。

  新建煤电机组、电网侧独立新型储能自转商用次月起执行发电侧可靠容量补偿机制。公用煤电机组、新型储能退出两个清单后，自退运之日起不再纳入发电侧可靠容量补偿范围。

  （二）补偿标准。煤电机组、电网侧独立新型储能每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积。可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元（按发改价格〔2024〕1501号规定），自2026年1月1日起执行。

  （三）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。每月25日前，煤电机组、电网侧新型储能向国网甘肃省电力公司提供次月申报容量，申报容量不允许超出其可靠容量。供热期煤电机组可靠容量不应超过甘肃能源监管办核定的每台供热机组最大发电出力对应的上网电力。

  每年1月15日前，国网甘肃省电力公司测算发布上年度容量供需系数，作为当年容量电费月度结算依据，同步发布各类电源厂用电率、可靠容量系数、全年系统顶峰时段等信息，报省发展改革委、省工信厅、省能源局和甘肃能源监管办备案。

  （四）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）对应的容量电费由获得容量电费的电源企业在送受电协议中明确或包含在送电价格中；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的成本，在系统运行的成本下设“发电侧容量电费”科目。

  （五）容量电费考核与清算。煤电机组、电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。

  同时，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，根据系统顶峰时段煤电机组、电网侧新型储能向电力用户实际提供的容量（当年系统顶峰时段上网出力最小值）按年进行清算。初期，每台机组可于每年1月底前，申请一次免除清算的时段，申请时段必须为连续时段且不超过24小时。原则上，清算的容量电费在次年逐月平滑向全体工商业用户分摊。

  （一）调整现货市场行情报价机制。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。现货市场行情报价机制自2026年1月1日起执行，后续依照国家最新政策和我省电力市场运行实际动态调整。

  （二）规范煤电机组现货市场成本补偿费用。煤电机组现货市场成本补偿分为启动成本、空载成本、边际电能成本三部分。按日计算参与市场出清机组的启动成本、空载成本和边际电能成本总和，与现货实时市场收入相比较，当现货实时市场收入低于启动成本、空载成本和边际电能成本总和时，差额部分给予补偿，补偿费用由全体工商业用户分摊。由于供热等机组自身原因必开的机组，其启动成本、空载成本和最小出力及以下的电能成本不再补偿。

  （三）开展煤电机组变动成本测算。省发展改革委会同省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办及国网甘肃省电力公司开展煤电机组变动成本测算核定、监测及信息发布工作。煤电机组变动成本由电煤价格与燃料耗量特性曲线的乘积确定。国网甘肃省电力公司对煤电机组燃料耗量特性曲线、机组启动成本、空载成本等组织开展试验，结果报省发展改革委、省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办共同审核后，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，并根据煤电机组申请开展单机修正。煤电机组应定期向省发展改革委、甘肃能源监管办报送电煤到厂价格。省发展改革委按月发布全省电煤价格。

  （四）加强煤电机组现货市场行情报价申报监测。甘肃能源监管办会同省发展改革委、省工信厅开展电能量市场不正当竞争、串通报价等违反相关规定的行为监管。国网甘肃省电力公司应在发电成本调查的最终结果的基础上，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，对可能通过行使市场力来抬高价格、获取超额收益情况分析研判；如申报价格明显高于理论成本，应即向省发展改革委、省工信厅、甘肃能源监管办上报机组名称、所属企业、申报价格及理论成本等信息，经三部门同意后实行报价替换措施（以理论成本替换该机组申报价格）。省市场监督管理局、甘肃能源监管办按职能对违规的发电公司进行约谈和处罚，并公开披露问题企业名单。

  各地各部门要高度认识建立发电侧可靠容量补偿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，认真组织实施，做好政策解读和宣传引导，促进发电行业健康发展。政策执行过程中如遇重大问题及时向省发展改革委、省工信厅、省能源局和甘肃能源监管办报告。

  本通知试行期限截止2027年12月31日。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。

  1.容量需求=系统净负荷曲线最大值所在时刻对应的省内用电负荷+外送容量需求+备用容量之和－外来电力－可中断负荷容量。其中：外送容量需求不含配套电源的送电容量。

  2.电力系统净负荷=省内用电负荷+（外送电力－外来电力）－季调节及以下水电－风电－光伏出力－可中断负荷容量。

  3.可靠容量=煤电机组可靠容量+电网侧独立新型储能可靠容量+风电可靠容量+光伏（含光热）可靠容量+水电可靠容量。

  其中：煤电机组可靠容量=全网统调煤电机组铭牌容量×(1-厂用电率）。水电机组可靠容量=全网统调水电机组铭牌容量×(1-厂用电率）×可靠容量系数。电网侧独立新型储能可靠容量=全网统调电网侧独立新型储能最大放电功率×(1-厂用电率）×可靠容量系数。风电可靠容量=全网统调风电装机容量×(1-厂用电率）×可靠容量系数。光伏可靠容量=全网统调光伏装机容量×(1-厂用电率）×可靠容量系数。

  水电、风电及光伏可靠容量系数按前一年该类电源年平均负荷率和全年系统顶峰时段平均负荷率较小值确定。平均负荷率=平均出力/铭牌容量。电网侧独立新型储能可靠容量系数=上限功率发电持续时长/系统净负荷高峰持续时长，最大不超过1，系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时。厂用电率依据各类机组近三年运行数据确定。

  1.可靠容量。指电源在电力系统要时能够持续、稳定地提供的可用容量，用于衡量电源对保障系统供电可靠性的能力，而非其铭牌标注的额定容量。

  2.季调节。水库调节性能一般划分为无调节（径流式）、日调节、周调节、月调节、季调节、不完全年调节、年调节和多年调节。我省刘家峡、九甸峡具备年调节以上能力，碧口具备季调节能力，其余水库均小于季调节。

  3.可中断负荷容量。本文所称的可中断负荷指在用电需求高峰时段，用户根据电力系统需求可随时中断的负荷。考虑到现阶段非紧急状况下，我省用电负荷管理仍需依赖提前要约完成，可中断负荷容量暂取0。

  4.备用容量。电力系统用以平衡负荷、新能源引起的功率波动或发生意外事故后在规定时间内可供调用的电源容量。在我省容量电价机制中，备用取不小于电力系统单一设备跳闸导致的最大有功功率缺额，为1300兆瓦。

  6.启动成本。煤电机组由停机状态变为具备并入大电网状态的过程中所消耗的各种成本，一般还应包括机组寿命折损费用。按冷态、热态、极热态分为三档。

  7.空载成本。并网煤电机组为维持同步转速，功率输出为0时所消耗的各种成本。

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