导语

7月7日，青海省发改委、国家能源局西北监管局、青海省能源局联合印发《青海省发电侧可靠容量补偿机制》及配套考核细则，自即日起执行，有效期5年。该政策在省级层面率先推行全电源统一容量补偿标准，将光热发电与电网侧独立储能纳入补偿清单，并以8小时顶峰考核倒逼调节电源提质，为西北地区容量电价改革提供新范本。

正文

政策核心：打破分电源定价 推行统一补偿标准

长期以来，国内容量电价多按煤电、气电等单一电源类型分别核定，补偿标准差异较大，调节型电源参与系统保供的积极性不足。此次青海新政紧跟国家发改委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）要求，将煤电、燃气、光热、独立储能四类合规电源纳入统一补偿框架，2026年度补偿标准定为185元/千瓦·年，不再区分电源类型分别定价，实现各类调节电源在同口径下公平竞争。

据政策文件显示，已享受其他政策补贴的电源、风光电站、新能源配储项目及外送配套电源均被排除在补偿清单之外，避免重复补贴。抽水蓄能电站将按照国家政策另行纳入补偿机制。

8小时顶峰时长门槛 倾斜长时储能赛道

新政针对不同电源类型制定差异化可靠容量核算公式，其中系统净负荷高峰持续时长固定为8小时，直接抬高储能和光热项目的时长门槛。

具体核算方式为：光热和独立储能的可靠容量等于最大放电功率乘以（1-综合厂用电率）乘以满功率放电时长与8小时之比的最小值。这意味着只有实现8小时满功率放电，项目才能获得足额可靠容量补偿；4小时储能项目仅能获得约50%的补偿额度。光热项目综合厂用电率核定为21.53%，独立储能为10.39%。

此前行业征求意见稿中高峰时长为4小时，最终落地版本拉长至8小时，政策导向全面倾斜长时储能赛道。业内分析认为，此举将引导资本加速投向8小时及以上长时储能和长时间储热光热项目，助力青海打造西北长时储能产业高地。青海也成为国内省级层面将光热发电纳入容量电价补偿的先行省份。

严格考核机制 建立缺口容量扣罚闭环

配套《青海省发电侧可靠容量补偿费用考核实施细则》同步实施，构建"按可靠容量补偿+顶峰出力考核"的完整闭环。每年1月，调度机构选取上一年度系统净负荷前3%时段作为全年顶峰考核时段，并至少提前8小时发布用电缺口预警，方便储能、光热项目提前完成充电储热。

对于火电和燃气机组，日前主动缩减出力按0.5系数叠加缺口容量，顶峰时段无故不开机按全额核定容量计算缺口。对于储能和光热项目，按实际上网电量对比额定放电量核算顶峰出力，荷电状态无法实时监测的储能项目直接取消全部补偿资格。

扣减费用按月结算、年度清算，罚金全额返还给省内工商业用户与外送购电主体，降低用户用电成本。考核结果每年在电力交易平台公示5个工作日，发电企业可提交异议复核申请。

费用分摊：外送电量与工商业用户双向承担

容量电费总费用分为两部分分摊：外送电量部分按照外送电量占比分摊，费用计入外送交易电价，向外购电省份疏导成本；省内剩余费用由所有工商业用户按月度用电量比例分摊。电网企业单独设立"发电侧容量补偿电费"科目，接受监管部门核查，所有数据定期公开。

2026年度系统容量供需系数经测算确定为0.92，基于2020至2025年全省系统总容量需求20920兆瓦、系统总可靠容量22788兆瓦的数据核定。

行业影响：可复制的西北容量电价改革样板

此次改革标志着青海从传统煤电容量电价全面转向全电源统一可靠容量补偿模式。185元/千瓦·年的统一标准叠加8小时顶峰时长与严格考核，一方面盘活光热、独立储能等长时调节资源，另一方面压实传统火电保供责任，完善"风光新能源+长时储能+灵活火电"的电源结构。

对于电力交易和储能行业而言，该政策为甘肃、宁夏、新疆等西北省份提供了可参考的容量电价改革路径。随着全国统一电力市场建设加速推进，容量补偿机制的省级落地经验将有助于构建更加完善的新型电力市场体系，也为工商业用户参与电力市场化交易、优化用电成本结构提供了新的政策环境。

结语

中高集团深耕电力交易、工商业光伏及储能、电力建设及运维等核心业务领域，持续关注全国电力市场化改革与容量电价政策动态。集团依托覆盖全国的服务网络和专业的电力工程资质体系，致力于为工商业客户提供电力交易咨询、储能系统集成、电力设施运维等综合能源服务，助力企业把握政策红利，优化用电成本结构，提升能源使用效率。