马年春节之际，河西走廊上的张掖市依旧寒意料峭。记者走出甘州机场，疾驰在通往山丹县的高速公路上，窗外的风景已悄然蜕变，曾经被风沙刻下贫瘠印记的戈壁滩，如今遍地是光伏板阵列；风机叶片在风中划着重复的弧线，却成为这片土地上最引人注目的风景。
与亲人围炉闲谈时，一条消息引起记者高度关注：若巴丹吉林沙漠(张掖)基地项目成功纳入国家规划，它将成为首个以张掖为主要输出端的特高压外送通道，使张掖从“能源通道”跃升为“能源起点”，在“一带一路”绿色能源合作中扮演枢纽角色。届时，这里不仅会崛起一条千亿级新能源产业集群，其“多能互补+柔性输电”的创新模式，更会为全国沙漠、戈壁地区的新能源开发提供可复制的“张掖样板”。
1501号文VS114号文
“1月份的114号文还没忙完，2月份关于全国统一电力市场体系建设的利好又公布了，我最近一直忙着向那些春节期间还咨询备案储能电站的企业解释情况。虽然国家政策利好，但只能抱歉地告诉他们，张掖真不能新增项目备案了。2023年至2024年已经备案了很多项目，2025年储能赛道突然火爆，前期备案的多个项目要么已建成，要么还在建。现在我们真正忙的是督促在建项目尽快完工，并保证让它们成功并网，目前真的不缺投资……”在张掖市政府部门工作朋友的这番话，完全出乎记者的意料。
进入2026年，电力市场的政策红利一个接一个。1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号，即“114号文”)，首次将电网侧独立新型储能纳入容量电价与可靠容量补偿机制，进一步打通了储能企业的盈利路径，张掖市迎来了政策绝对利好。
该政策意在推动煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能四大发电侧的调节性电源的电价机制从“电量补偿”向“电量+容量”双轨制补偿转型。明确自2026年起，各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例将提升至不低于50%，这标志着自2024年1月1日建立的煤电容量电价机制进入深化实施阶段。
要想理解114号文，首先要明白什么是容量电价。过去，我国对煤电实行单一制电价，即煤电厂只有真正发了电，把电送上电网，才能赚到钱。但随着风电、光伏等新能源发电占比快速提升，电力系统的波动性加大，就需要煤电像“应急部队”一样，随时待命、快速顶上，保障电网不崩溃。
可新问题来了：如果这些煤电机组大部分时间都“备而不用”，一年到头发电的次数很少，光靠卖电根本收不回建厂、维护等固定成本，企业就会亏本，谁还愿意留着这些“保命电源”？
在此背景下，国家推出了容量电价。2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号，即“1501号文”)，决定自2024年1月1日起实施两部制电价。它将煤电企业的收入拆分为两部分：电量电价和容量电价。电量电价即通过卖电方式形成，为实际发出的电付费，是“多劳多得”的“绩效工资”。容量电价即由政府核定，为随时可用的发电能力付费，是保障基本收入的“基础工资”。
2024年—2025年过渡期，容量电价回收固定成本比例约30%(部分转型快地区达50%)。而114号文的核心，就是将这份底薪的比例大幅提高。
2023年1501号文与2026年114号文容量电价政策对比表制表：黄锋
除了114号文，2月11日，国务院办公厅又发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确提出，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系。
密集的政策“红包雨”砸下来，种种迹象显示，张掖储能即将迎来黄金发展期，可是他们为什么不急着招商引资？
控制增量VS优化存量
“电力市场系列政策出台后，外界普遍预期我们将通过吸引更多投资来扩大产能，但实际情况恰恰相反，114号文出台后，我们反而需要从源头上收紧项目备案数量。虽然储能赛道已被视为未来的‘现金奶牛’，但从光伏扩产导致过剩产能的教训表明，只有从源头上严格控制新增项目规模，才能保障存量客户的盈利空间。具体而言，一个储能电站的容量和补贴额度均有固定上限，若短期内集中备案大量项目，势必会引发多重问题。”张掖市发展改革委工作人员向记者分析道。
首先，过多储能电站接入电网，引发过度饱和，会直接影响电站利用率。因为变电站和输电线路的承载能力有限，多个项目同时申请并网，必然导致排队、限流，甚至出现“接入难”现象；其次，容量电价补贴总量固定，项目数量激增会直接摊薄单个项目收益；再者，可能扰乱“低充高放”价格，导致市场收益下滑。储能电站的盈利核心在于“低充高放”的电价差，如果张掖原有储能电站核定数量为10家，扩建后突然增至20家，会直接造成夜间“低充”时多家“抢电”的局面，让谷电价成本从0.1元/度升至0.3元/度。同样，白天“高放”时又会出现“抢卖”潮，从而压低峰电价，原本能卖1元/度的电，最后可能只能卖到0.5元/度以下，最终压缩了所有参与者的利润。
“我们控制增量，就是为了保护存量，必须在短期投资热情与长期收益可持续性之间做好平衡。”该工作人员称，张掖已经将储能发展重心从“重建设”转向“重运营”。关于如何开拓好存量客户，张掖市的对策为全国提供了可借鉴的“防过剩”范式。比如，为了避免无序建设，其于2024年发布了《张掖市新型储能发展规划(2024—2030年)》及实施方案；顶层设计方面，明确“六储三区两源一带”发展主线，防止低水平重复投资。此外，加强政策倒逼，创新性地将配储比例与电价政策挂钩，形成“建设—运营—收益”的闭环。还要求“十四五”新能源项目必须按比例配储(第一批20%、2小时，第二批15%、4小时)，倒逼存量项目提升运营效率。
最重要的是，张掖市早在2024年就率先鼓励储能电站积极参与电力市场交易，这与2026年2月11日国务院办公厅发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》不谋而合。张掖市此前就鼓励独立共享储能电站可通过租赁模式服务多个新能源企业，提高资产周转率。据悉，2025年，张掖市储能项目参与电力市场交易的比例达70%，较2023年翻了一番。
“绿色电谷”VS统一市场
张掖储能电站产业已经有了先发竞争力。截至2025年，张掖市电力装机总规模达1027万千瓦，新能源装机占比超过80%。为匹配高比例新能源接入，该市目前已建成的并网储能达208万千瓦，电网侧已投运独立共享储能电站8座，总规模达134.25万千瓦/424.5万千瓦时；电源侧(风光发电配建)储能已投运28座，规模达73.75万千瓦/210.5万千瓦时；在建储能项目3座，总规模90万千瓦，预计6月前建成投运。
乐观预计，到2026年年末，张掖市新型储能装机预计将达到298万千瓦以上，甚至有望突破400万千瓦，成为甘肃省储能装机量名副其实的“排头兵”。在全省已投运及在建储能项目中，张掖占据多个“首个”和“最大”：临泽板桥羊台山300MW/1200MWh独立储能电站，是甘肃省目前规模最大的独立储能工程，也是“2030智能电网科技重大项目”示范工程，该项目已于2025年12月22日正式并网。国家层面看，张掖的储能发展也是佼佼者，若巴丹吉林沙漠(张掖)基地项目成功纳入国家规划，张掖储能将实现从“通道”向“枢纽”的战略跃迁。
记者了解到，在114号文颁布前，张掖市已前瞻性地布局了储能产业，于2024年率先出台《张掖市新型储能发展规划(2024—2030年)》及《张掖市新型储能产业发展实施方案(2024—2026年)》。
从项目进展来看，张掖市的储能发展已从“零星试点”迈步到了“集群爆发”阶段。当前，张掖市在建项目3项，包括临泽平川小口子300MW/1200MWh独立储能电站、华能景顺300MW/1200MWh独立储能电站及辉通300MW/1200MWh独立储能电站；7个项目正开展前期手续办理，即甘州区卓耀400MW/1600MWh储能电站(二期)、甘肃建业恒源平山湖200MW/800MWh独立储能电站、甘肃建业恒源南滩200MW/800MWh独立储能电站、肃南县50MW/200MWh构网型独立储能电站项目、甘肃汇盛山丹东乐北滩200MW/800MWh独立储能电站项目、甘州区能特平山湖300MW/1200MWh独立储能项目、甘肃汇优临泽板桥100MW/400MWh独立储能项目；同时，天楹张掖17MW/68MWh重力储能项目已复工建设。
储能多条技术路线都可以在张掖找到发展样本。在已经成熟的项目中，甘州区卓耀400MW/1600MWh储能电站(二期)采用的是“虚拟电厂”协同运行模式，该电站被誉为最精准高效的“能源管家”，能在毫秒级时间内完成电力资源的动态调配；肃南县50MW/200MWh构网型独立储能电站具备“自组网”能力，当电网发生故障或中断时，可迅速独立建网，持续为医院、通信基站等关键负荷提供电力支撑，成为戈壁深处永不熄灭的“能源灯塔”。
从整个国家战略看，这些储能项目更像是在戈壁滩建起的巨型绿电银行，而张掖就是甘肃省的“绿色电谷”。它们不仅具备大规模存储绿电的能力，还承担调峰、调频、应急备用等功能。随着2030年全国统一电力市场体系建设推进，张掖储能将不再局限于本地调峰，而是作为灵活性资源参与跨省跨区辅助服务交易，可实现“一地投资、全国获利”的市场化运营新模式。
10万千瓦规模VS年增收千万
对企业而言，最关心的问题莫过于：投资一笔储能电站，到底能赚多少钱？
“114号文件公布前，我就调研过当地3家储能企业，虽然各家测算的结果不同，但大体都是盈利的。”张掖市发展改革委另一位工作人员向记者分析道，近年来，各省份都在自行探索储能参与市场的规则和补偿标准，但在国家统一机制尚未完全建立的情况下，造成了市场规则不统一的现象，增加了跨省交易的复杂性和不确定性，间接影响了配套储能项目的投资节奏。如果没有容量补偿，独立储能电站收益根本无法覆盖成本。鉴于此，甘肃省探索出台《关于建立发电侧容量电价机制的通知》，明确可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元，执行期2年，自2026年1月1日起实施。
以张掖市某家10万千瓦/40万千瓦时独立储能电站为例，项目总投资4.8亿元(1.2元/Wh)，年运维成本200万元，年充电量约1.32亿千瓦时(年循环330次×单次放电400MWh)，充电成本2112万元(按新能源上网电价0.16元/千瓦时测算)；现货市场套利收益为3060万元(40万千瓦时×年调用300次×甘肃省峰谷价差0.3元/千瓦时×85%)，调峰辅助收益为900万元(100MW×300天×甘肃省调峰补偿价格300元/MW.日)，调频服务收益为1584万元(100MW×40次×330天×12元/MW)，不算容量补偿，总收益为5544万元(调峰辅助收益+现货市场套利收益+调频服务收益)，扣除每年成本，净利润3232万元。在114号文容量电价补偿机制政策出台后，初步计算，10万千瓦规模独立储能电站收益可达6532万元，成本回收期约8年，符合当前储能市场实际。
《国际金融报》记者梳理发现，未来储能电站的回报主要包括以下几方面：
其一，稳定的容量补偿收益，即国家和甘肃省给的“基础工资”。按照甘肃330元/千瓦时的补贴标准，投资建设一座100MW的储能电站，每年的收益就有3300万元，几乎可以覆盖70%以上的固定成本。
其二，峰谷价差套利收益，相当于“绩效工资”。甘肃作为新能源大省，午间风光发电旺盛，电价偏低，低谷电价约为0.28元/千瓦时，而晚高峰电价可达0.81元/千瓦时。按照每天放电1次，充放电效率90%计算，一座100MW/200MWh的电站，每年这一部分收入能达到2000万元—2500万元。
其三，辅助服务收益，这是额外的增收渠道。甘肃电网晚高峰时段，调峰需求旺盛，每度电调峰补偿可达0.3元—0.5元，每年能带来500万元—800万元的收益。
其四，政策补贴与税收优惠也可以降低成本增加收益。甘肃省对电网侧储能项目实施企业所得税三免三减半政策，增值税施行即征即退政策。同时，部分地区还有建设补贴，进一步提升了企业盈利空间。
深度布局VS带动就业
多重利好之下，记者了解到，此前已经在张掖投资过储能产业链的企业，今年还在追加投资。以上市公司易事特（300376）为例，1月28日，该公司发布公告称，易事特全资子公司计划用自有资金6.432亿元，在甘肃省张掖市民乐县三墩滩330千伏汇集站南侧，投资建设一座200MW/800MWh的电网侧独立储能电站。该项目总占地面积约2.5855公顷，预计建设周期为6个月。
近年来，易事特先后在张掖市临泽县、民乐县投资建设30万千瓦风电等7个重点项目，累计投入资金近40亿元。早在2022年，易事特就在张掖市临泽县投建了一条PACK智能化生产线，已于2024年试产成功。为了进一步健全产业链，易事特还在2024年10月启动总投资10亿元的二期项目，这是一条自动化电芯生产线，已于2025年9月中旬试生产，预计在2026年全面达产。二期项目建成后，将推动企业从PACK组装向“电芯—模组—PACK—系统集成”全链条延伸。
产业发展的红利不仅利于外地投资者，也正切实惠及张掖老百姓。依托国家大型风光电基地与河西走廊清洁能源基地建设，张掖市以“六储三区两源一带”战略布局，逐步构建起“材料—电芯—系统集成—电站运营”全产业链。磷酸铁锂、全钒液流、重力储能、抽水蓄能等多技术路线协同发展的储能产业格局已现雏形，并直接带动了就业市场。比如，临泽县锂电池项目(22亿元)预计创造600个就业岗位；盘道山、肃南皇城抽水蓄能电站每年可带动3000余人就业。目前15个存量新能源项目已吸纳1800余人次就业，全部开工后还将新增1400余个岗位，老百姓真切感受到产业带动的实惠。
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