财π新闻 甘肃从2026年起正式实施容量电价加电能量交易加调频辅助服务的独立储能收益模式，其中容量电价占总收益的50%，电能量交易占比为40%，调频辅助服务占比为10%。作为全国首个落地独立储能容量电价制度的省份，甘肃明确给予独立储能电站每年每千瓦330元的容量补偿电价，同时划定明确的运营约束规则，若电站未按调度指令运行，将直接面临扣减对应容量电费的惩罚，以此保障独立储能资源能够按照电网整体运行需求提供可靠的容量支撑。这一制度的落地，彻底改变了此前甘肃独立储能电站主要依赖电能量交易与调峰辅助服务获取收益的单一模式，为整个行业搭建起了结构清晰、权责明确的全新收益框架，也为全国其他省份探索独立储能市场化收益路径提供了可参考的先行样本。

受近期大风天气及风电大发的直接影响，甘肃河西地区电力现货市场价格持续走低，不同时段的电价价差不断缩小，直接导致区域内百兆瓦级独立储能电站日均收益减少数万元。原本依靠低电价时段充电、高电价时段放电实现套利的常规运营策略，在现货价差大幅收窄的背景下，能够获取的电能量交易收益空间被明显压缩，不少电站此前测算的预期收益目标难以顺利达成。与此同时，甘肃电力系统运行费的标准也出现了明显上调，该费用从2025年的每度电0.0273元，上涨至2026年8月的每度电0.09498元，这一变化直接导致独立储能电站的充放电价差每度电减少0.07元，进一步挤压了电能量交易环节原本就已收窄的盈利空间，不少电站的日常运营收益压力随之显著上升。

调频辅助服务作为独立储能收益结构中占比10%的组成部分，其收益获取情况高度依赖电网调度的实际安排，电站的调频性能综合指标K值直接决定了其能够获得的优先调度权与对应的补偿费用额度。这里的K值并非单一参数，而是由调节速率、调节精度和响应时长三个核心维度共同决定的综合评价指标，这也就意味着独立储能电站要想获得更高的调频辅助服务收益，必须对站内的PCS、EMS和BMS三类核心设备的性能提出极高要求，任何一类设备的性能短板都可能直接拉低K值表现，进而影响电站在调频辅助服务市场中的竞争力。从整体市场规模来看，2026年甘肃调频辅助服务月度费用的区间稳定在4500万至7000万元之间，整个调频辅助服务市场的收益总量保持在相对可观的水平，但不同电站之间的收益分配差异极大，核心的分配依据就是各电站的K值表现，性能更优、响应更稳定的电站能够获得更多的调度机会，进而拿到更高比例的调频补偿费用。

从更大的区域电力运行格局来看，西北地区的用电负荷与新能源资源呈现出明显的空间错配特征，加之地形整体狭长导致电网输送通道容易出现堵塞情况，不同节点之间的电价水平存在十分显著的差异，这也直接造成了甘肃省内不同区域独立储能电站的收益结构和收益水平出现明显分化。具体到甘肃省内的河东与河西两大区域，河西地区的电能量交易收益整体水平要高于河东地区，但对应的收益波动幅度也更大，电站的日常运营收益稳定性相对较差；而河东地区的调频辅助服务收益水平则表现突出，最高可达河西地区调频辅助服务收益的3倍，这也使得不同区域的独立储能电站需要结合自身所处的节点特性，针对性调整运营策略，最大化适配所在区域的收益获取优势。

面对当前电力市场信息透明度不足、整体收益波动幅度较大的行业现状，甘肃本地的电力市场中已经衍生出了软兜底的新型商业模式，由专业的电力交易服务商通过开具履约保函，或是以服务费赔偿的方式，为合作的独立储能电站保障约定的基础收益水平，帮助电站对冲部分市场波动带来的收益不确定性，降低日常运营的收益风险。而在投融资领域，当前甘肃储能行业正处于项目数量较多但参与的投资人相对较少的特殊阶段，不少有意向布局独立储能赛道的投资人并没有盲目进场，而是选择通过持续收集不同区域、不同节点的实际运营数据，反复测算不同位置的节点电价长期走势，以此来精准评估项目的投资确定性，尽可能降低投资决策的风险，确保投入的资金能够获得稳定合理的回报。

(编辑：曹凤芹)