在2026年初国家层面发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》后，首个省级细化政策迅速落地。2月25日，青海省发展和改革委员会发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确2026年全省统一容量补偿标准为165元/（千瓦·年）。此举不仅为调节性电源提供了稳定的“保底收入”，更首次将电网侧独立新型储能正式纳入省级容量补偿框架，被业内视为储能商业模式跑通的关键一步。
政策核心：统一标准下的“差异化”补偿
根据青海省发改委发布的征求意见稿，该机制适用于全省合规在运的公用燃煤发电、燃气发电、未纳入补贴的光热发电，以及服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站。值得注意的是，虽然各类电源实行统一的165元/（千瓦·年） 补偿标准，但最终获得的容量电费并非简单按装机容量计算，而是由机组申报容量、容量供需系数和容量补偿标准三者乘积决定。
其中，有效容量的认定是决定补偿金额差异的关键。文件对不同类型电源的有效容量计算方式做出了明确规定：火电机组需扣除厂用电率；光热和新型储能则需根据其满功率放电时长与系统净负荷高峰持续时长的比值（可靠容量系数）进行折算。经测算，2026年青海省系统净负荷高峰时段取近3年高峰前0.2%时段的最大持续小时数，即4小时，这直接利好能够覆盖该时长的长时储能技术。
此次政策的最大亮点在于，首次在省级层面明确将电网侧独立新型储能纳入容量补偿范围。这对于长期面临盈利模式困境的独立储能项目而言，意味着在电能量市场、辅助服务市场之外，增加了第三块稳定的收入来源——容量电价。
根据政策公式，储能电站的容量电费与其满功率连续放电时长直接挂钩。青海设定的4小时系统高峰时长，意味着放电时长达到或超过4小时的储能技术（如钒液流电池、部分锂电储能）有望获得全额或接近全额的容量补偿。业内测算显示，在合理的价差和投资成本下，叠加容量电费后，部分优质储能项目的全投资内部收益率（IRR）有望突破7%，跨过经济性拐点。
从“保供”到“同工同酬”，电力市场深改迈出关键一步
青海政策的快速落地，不仅是执行国家顶层设计，更是中国电力市场机制从“电量价值”向“容量价值”深度演进的重要标志。其深远意义在于三点：
首先，它正式确立了调节性资源的“商品”属性。 在新能源成为主体电源的背景下，电力系统的价值正从“发了多少电”向“关键时刻能提供多少可靠电力”转变。容量补偿机制实质上是为系统的安全稳定“购买保险”，让煤电、气电、储能这些“替补队员”即使不上场也能获得基本薪酬，确保其留在市场中随时待命。
其次，开启了“同工同酬”的公平竞争新时代。 过去不同电源补偿机制各异，新型储能缺乏明确路径。新机制以“可靠容量”为统一标尺，不同技术路线同台竞技，按实际顶峰贡献获取报酬。这不仅能激励各类调节资源技术创新、提升性能，更能通过市场手段优化电源结构，避免无效投资。
最后，为新型储能，尤其是长时储能，注入了强心剂。 政策明确向放电时长看齐，直接利好4小时及以上长时储能技术。这不仅是经济账，更是战略账。随着新能源渗透率不断提升，解决跨日、跨周甚至更长时间的电力平衡问题，必须依赖长时储能。青海政策通过价格信号，精准引导投资流向这一关键领域。
然而，新政落地仍面临挑战。一是成本传导机制，容量电费最终由工商业用户分摊，需警惕对实体经济用电成本的潜在影响。二是监管考核，如何精准计量和考核各类机组的“可靠容量”与顶峰表现，防止“躺赢”，考验着监管智慧。三是区域协同，各省补偿标准、高峰时长认定不一，可能影响资源的跨省优化配置。
总体而言，青海打响了2026年容量电价改革落地的“第一枪”。新型电力系统的建设，正在从依赖行政命令和补贴，转向依靠成熟、精细的市场化机制来驱动。接下来，更多省份的跟进与细化，将共同塑造一个更安全、更高效、也更绿色的未来能源图景。
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