7月14日，甘肃省发改委同步发布《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》与《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》两份重磅文件。

其中新能源上网电价市场化改革征求意见，通过“差异电价+容量补偿”的创新机制设计，为储能产业开辟出前所未有的价值实现通道，标志我国首个省级新能源价格体系全面转向市场化机制。

明确全面告别政府定价，所有集中式/分布式光伏、风电、光热等项目上网电量原则全量进入电力市场，电价由市场交易形成。对于存量与增量项目，通过差异化机制强化了储能在系统中的调节价值：

 更具突破性的是配套出台的容量电价机制。该方案首次将电网侧新型储能正式纳入容量电价补偿机制，容量电价标准提升至330元/千瓦·年，并给予2年的执行期，标志着在国家层面提出建立容量电价机制后，省级层面在精准激励长时调节能力方面实现了最具突破性和导向性的实践。

除提升容量电价标准上限外，文件规定，电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6x额定功率并扣除厂用电后确定，该计算公式下，6小时以上的储能项目在获得容量电价方面，将获得一定的优势。精准回应了新型电力系统对“长期容量充裕度与灵活性”的核心需求，尤其为6h以上长时储能技术提供了明确的收益预期。

 在这一政策框架下，液流电池技术的特性与政策诉求展现出高度契合性，迎来重大发展机遇。以一座100MW/600MWh（6小时）的液流电池储能电站为例：

其年容量电费收益在容量供需系数为1的情况下可达近3000万元/年，显著改善项目经济性。叠加现货市场套利机会（出清价格上限达1元/kWh）及辅助服务市场潜在收益，液流电池项目的综合收益模式更为多元和可持续。

政策特别鼓励储能技术路线创新，明确支持锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池等主流技术，并推动高温熔盐储能、压缩空气储能等长时储能技术示范应用，这一导向与甘肃省“建设西部新材料产业高地”的战略形成协同效应。在甘肃等风光资源富集但消纳压力较大的区域，6小时以上长时储能可有效衔接光伏“午间出力高峰”与风电“夜间出力补充”，平滑电力输出曲线，显著提升新能源利用率。可见，随着政策红利的持续释放，6小时长时储能将在新能源消纳、电网调峰、保障电力系统稳定运行中扮演愈发关键的角色，成为我国新型电力系统转型中最具活力的增长之一。