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储能行业专题报告：价格机制加快理顺，甘肃新型储能增长动能强劲。甘肃电力现状：新能源外送大省，储能发展初具规模。甘肃 2024 年底 发电装机超 9000 万千瓦，新能源占比超 60%。甘肃是典型的外送省， 当前外送电量占比已达 28.0%。适应于新能源大规模发展，甘肃具有 较大的新型储能装机规模，位列全国第五。甘肃新型储能参与电力现货 市场和辅助服务市场，初步实现了市场化运行。

甘肃锂电池储能成本：日均一充一放，测算 LCOS 为 0.29 元/千瓦时。 根据《2024 年度中国电力市场发展报告》，甘肃储能基本实现日均一 充一放，部分日期实现两充两放。我们取全年充放电 360 次。经 LCOS 公式法测算，甘肃锂电池储能 LCOS 为 0.29 元/千瓦时。

甘肃储能收入：现货市场价差、辅助服务和容量电价形成多维收入体 系。（一）现货市场价差：现货市场价差：2025 年快速走扩，达 0.27 元/千瓦时。过去几年，河西地区现货价差小幅缩窄，河东地区下降幅 度较大。2025 年上半年峰谷价差转为拉阔趋势，主要系火电抬升整体 报价、新能源出力提升拉低谷时电价。容量电价新规降低了现货报价上 限，但影响较小。（二）辅助服务收入：25 年甘肃辅助服务市场规模扩 大，测算典型的 100MW 储能电站平均年调频收入为 170 万元。当前 主要包括调峰容量市场、需求响应市场、调频辅助服务市场，未来将主 要包括调频辅助服务市场。2024 年甘肃储能辅助服务收益为 1.2 亿元， 2025 年甘肃调频市场辅助服务空间快速增长，主要系新能源发电占比 增加。（三）容量电价：容量租赁、容量补偿机制升级容量电价，电网 侧储能可获 38.5 元/（千瓦时·年）容量电价。我们分析该容量电价机 制具备两方面特征：一方面，容量电费总盘子规模可控，易于落地执 行；另一方面，对提供容量支撑的电源引入竞争机制，促进优中选优。

测算甘肃独立储能资本金 IRR 超 9%，2026 年新型储能装机有望继续 高增 60%。以 100 兆瓦 / 200 兆瓦时储能项目为例，测算甘肃电网侧 储能资本金 IRR 为 9.9%。考虑到当前甘肃光伏消纳压力很大，预计 2026 年甘肃储能需求有望达到 12GWh，增速有望达到 60%。