2022年9月20日，甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）。在征求意见稿中，甘肃省推出了调峰容量市场交易。继华北区域在2021年推出调峰容量市场交易后，甘肃成为全国第二个推出这一交易品种的地区。

根据征求意见稿，调峰容量市场交易是针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投资建设成本，按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易，补偿费用由发电侧和市场化用户共同分摊。在推出调峰容量市场交易的同时，新规则取消了深度调峰交易，这意味着待新规则实施后，市场主体将不再像目前一样按照调峰电量的多少来获取补偿。

2021年10月，华北能源监管局印发《华北电力调峰容量市场运营规则（暂行）》，首先在京津唐电网组织试运行调峰容量市场交易。在华北，调峰容量市场推出的最主要目的是促进火电灵活性改造，因此起步阶段仅允许火电机组参加。原有的调峰辅助服务市场和调峰容量市场同时存在，按照华北能监局发布的政策解读文章，前者体现“为调峰效果付费”，后者体现“为调峰能力付费”。

与华北区域不同，甘肃省电力现货市场2022年开始实施完整年结算试运行，调峰电量的价值可以通过现货市场体现，因此原有的调峰交易不再保留。同时，除了火电外，甘肃省也允许电网侧储能参与调峰容量市场交易，为储能通过电力市场获利提供了一条新途径。

为促进新能源消纳，过去几年甘肃在推进火电灵活性改造上力度一直很大。据eo此前报道，2021年底时甘肃火电出力全网平均已可以降到33%，一些30万千瓦的机组可以将出力压到8万千瓦。但甘肃调峰需求仍然迫切，《国家电网报》2022年4月的报道显示，“十四五”时期，甘肃新能源消纳难度进一步加大，一方面甘肃新能源装机规模增速远超省内用电负荷及电力外送规模的增速，另一方面甘肃电网调峰能力有限，对新能源消纳造成影响。

因此，调峰容量市场的推出，既是给完成灵活性改造的火电机组提供回收成本的途径，也是激励市场主体为电力系统提供更多调节资源，推动进一步的灵活性改造，鼓励对新型储能的投资。

根据征求意见稿的表述，允许参与调峰容量市场的电网侧储能可以由发电企业、售电企业、电力用户、辅助服务提供商等投资，电站须以独立主体身份接受电网统一调度。出租了容量的独立共享储能电站仍然可以全容量参与调频市场，出租后的剩余容量如果能满足独立运行条件，也可以参与到调峰容量市场。

相比较而言，新能源侧配套储能的收益渠道有限。根据规则，在新能源场站计量出口内配建的储能设施，在符合相关条件的情况下也可以选择作为独立主体，但只能参与调频，不能参与调峰容量市场。

预计未来甘肃会有更多独立共享储能电站出现，通过向新能源场站出租部分容量获得保底收入，再通过辅助服务市场竞价获取部分收入。按照征求意见稿，独立储能参与调峰容量市场的补偿标准上限300元/兆瓦·日，这一市场开启后实际的出清价格也可能会为新能源企业租赁共享储能提供价格参考。

另外，在山东允许储能参与电力现货市场后，储能参与其他省区现货市场也成为业内人士讨论的话题。目前甘肃电力现货市场结算的价格区间为40—650元/兆瓦时。甘肃电力现货价格虽然日内波动大，但是价差空间有限，过去两年报价和结算上下限几经调整。最近一次是将上限800元/兆瓦时调低至目前的650元/兆瓦时。甘肃最新市场方案中已经包含了电网侧储能参与现货交易的内容，但还没有储能实际参与到现货市场中，储能参与现货市场的收益还很难预测。