（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，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）》。此次公开征求意见自2026年2月25日起，至3月5日结束。

通知指出：对发电侧系统容量按贡献予以补偿，全体工商业用户公平承担，建立发电侧容量补偿机制。全省合规在运公用燃煤发电，燃气发电，未纳入可持续发展价格结算机制、不含新能源补贴的光热发电，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均适用于该机制。

对于容量补偿的对象，通知指出：强化项目清单管理。本机制适用的发电类型具体项目清单，由电网企业负责梳理汇总，报省发展改革委、省能源局审核认定后发布，同时抄报国家能源局派驻监管机构。省发展改革委、省能源局对项目清单进行动态调整。因此新型储能要获得容量补偿，需进入相关清单，同时管理机构也可借助清单的管理，控制容量补偿的市场总额。

具体的补偿方式及标准如下。

容量电费=

机组申报容量×容量供需系数×容量补偿标准

容量补偿标准：通知确定的2026年青海省统一的容量补偿标准为165元/（千瓦·年）。

申报容量：发电机组按月向电网申报容量，申报容量不得超过其有效容量，电网企业计算容量电费并按月结算。

容量供需系数：系统容量供需系数=系统总容量需求/系统总可靠容量。2026年度全省容量供需系数为1.04。

系统总容量需求=省内负荷+外送容量需求＋备用容量-可中断负荷容量。为系统净负荷最大值时段的容量。

其中：采取独立控制区（频率守口子）送电的，电力电量纳入受端电网平衡，不计入送端容量需求；以其他方式送电的，按送受电协议明确的最大送电电力或输电通道的额定容量的较小值计入计算送端外送容量需求。

系统总可靠容量=各类机组可靠容量+外受通道可靠容量。

其中：外受通道可靠容量=合同约定的通道落地点最大受电容量×MIN（3-5年该通道系统净负荷高峰时段平均负荷率）。

经统计测算，2023-2025年全省系统总容量需求22102.96兆瓦，全省系统总可靠容量21167.93兆瓦，现明确2026年度全省容量供需系数为1.04。

新型储能的有效容量=最大放电功率×（1－厂用电率）×可靠容量系数。其中：

新型储能厂用电率暂按10.39%计算。

可靠容量系数=MIN（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%）。

系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前0.2%时段最大持续小时数4小时计算。

由计算公式也可以看出，在新型储能的有效容量计算中，满功率放电时长4小时的储能系统，在计算中最为占优。小于4小时，则可靠容量系数将小于100%，大于4小时，则可靠容量系数也仅能按100%计算。

按照计算公式，以100MW/400MWh的新型储能电站为参考，则其有效容量为89.61MW，可获得的容量电费为1537.7万元。实际折合为每千瓦的年度补偿价格为153.77元/（kW·年）。

100MW/400MWh新型储能可靠容量系数=MIN（4h/4h,100%）=100%。

100MW/400MWh新型储能有效容量=100MW×（1-10.39%）×100%=89.61MW。

100MW/400MWh新型储能容量电费=89.61MW×1.04×165元/（kW·年）=1537.7万元。

各类型电源的有效容量说明如下：

火电机组有效容量。有效容量=机组额定容量×（1－厂用电率）。

经统计测算，现明确2026年燃煤发电、天然气发电厂用电率分别暂按6.05%、3.75%计算。

光热、新型储能有效容量。有效容量=最大放电功率×（1－厂用电率）×可靠容量系数。

可靠容量系数=MIN（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%）。

其中，系统净负荷=省内负荷（含线损）+外送需求+备用容量-省内风光出力-季调节及以下水电出力-外购电力-可中断负荷；系统净负荷高峰时段为系统净负荷最大高峰持续时段。

经统计测算，现明确2026年光热、新型储能厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前0.2%时段最大持续小时数4小时计算。

容量电费分摊方面：按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。其中，月度外送电量（不含直流配套电源）对应的容量电费由电源企业与受端省份协商确定；省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业负责收取。分摊容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用科目中下设“市场化容量补偿电费”项，实行单独归集、单独反映。

对于新型储能，通知明确了考核方式：光热和新型储能按日统计系统净负荷高峰时段内平均上网时长能力，按月度进行考核。平均上网时长能力=可靠容量×Min（实际荷电量/铭牌/额定放电时长，1）。月度考核时，取当月平均上网时长能力的最小值，对不足可靠容量的部分对应的容量电费进行扣减。不具备荷电状态实时监测的不予补偿。

参与配储的新型储能电站不纳入容量补偿范围，平等参与电力市场交易。

原则上按年制定公布容量补偿标准、容量供需系数、各类电源有效容量等相关参数，执行期内电力供需形势等发生重大变化时，予以适时调整。

通知原文如下：

为持续推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力经济社会绿色发展，根据国家发展改革委、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）相关要求，结合省情实际，省发展改革委牵头起草了《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知》（详见附件），现面向全社会公开征求意见，欢迎社会各界踊跃参与，积极建言献策。根据省人民政府工作时序要求，此次公开征求意见自2026年2月25日起，至3月5日结束。相关意见建议，请于3月5日18时前通过电子邮件方式反馈我委（价格处）。

联系人：赵明奇

联系方式：0971-6305741

电子邮箱：qhsfgwjgc@163.com

关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知

（公开征求意见稿）

为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快构建新型电力系统，完善主要由市场决定价格的机制，保障电力系统安全稳定运行，按照国家发展改革委 国家能源局《关于建立煤电容量补偿机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（发改能源〔2025〕1645号）、《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）等文件要求，结合我省电力市场运行情况，现就建立青海省发电侧容量补偿机制及有关事项通知如下。

一、总体思路

坚持市场化改革方向，加快推进电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的电价机制，支持可调节型电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，充分发挥支撑调节作用，推动新型储能有序发展和能源绿色低碳转型。坚持公平公正、责任共担，对发电侧系统容量按贡献予以补偿，全体工商业用户公平承担，建立发电侧容量补偿机制。

二、实施范围

本机制适用全省合规在运公用燃煤发电，燃气发电，未纳入可持续发展价格结算机制、不含新能源补贴的光热发电，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。

三、全省容量供需系数

系统容量供需系数=系统总容量需求/系统总可靠容量。系统总容量需求为系统净负荷最大值时段的容量，具体为，省内负荷+外送容量需求＋备用容量-可中断负荷容量。其中：采取独立控制区（频率守口子）送电的，电力电量纳入受端电网平衡，不计入送端容量需求;以其他方式送电的，按送受电协议明确的最大送电电力或输电通道的额定容量的较小值计入计算送端外送容量需求。系统总可靠容量=各类机组可靠容量+外受通道可靠容量，其中：外受通道可靠容量=合同约定的通道落地点最大受电容量×MIN（3-5年该通道系统净负荷高峰时段平均负荷率）。

经统计测算，2023-2025年全省系统总容量需求22102.96兆瓦，全省系统总可靠容量21167.93兆瓦，现明确2026年度全省容量供需系数为1.04。

四、各类型电源有效容量

（一）火电机组有效容量。有效容量=机组额定容量×（1－厂用电率）。经统计测算，现明确2026年燃煤发电、天然气发电厂用电率分别暂按6.05%、3.75%计算。

（二）光热、新型储能有效容量。有效容量=最大放电功率×（1－厂用电率）×可靠容量系数。可靠容量系数=MIN（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%）。其中，系统净负荷=省内负荷（含线损）+外送需求+备用容量-省内风光出力-季调节及以下水电出力-外购电力-可中断负荷；系统净负荷高峰时段为系统净负荷最大高峰持续时段。

经统计测算，现明确2026年光热、新型储能厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前0.2%时段最大持续小时数4小时计算。

五、容量补偿标准

各类电源实行统一的容量补偿标准。初期，容量补偿标准参考《关于建立煤电容量补偿机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）确定，2026年我省统一容量补偿标准按165元/（千瓦·年）执行。后期，容量补偿标准按照回收边际机组全部或一定比例固定成本计算确定，由省级价格主管部门根据市场运行情况、机组建设成本等调整确定。

六、容量电费结算

（一）计算方式。容量电费按机组申报容量、容量供需系数和容量补偿标准三者乘积确定。发电机组按月向电网申报容量，申报容量不得超过其有效容量，电网企业计算容量电费并按月结算。

（二）分摊方式。容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。其中，月度外送电量（不含直流配套电源）对应的容量电费由电源企业与受端省份协商确定；省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业负责收取。分摊容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用科目中下设“市场化容量补偿电费”项，实行单独归集、单独反映。

（三）费用考核。火电机组月内发生一次非停，扣减当月容量电费；全年有三个月发生非停，扣减全年容量电费。非停情况由电网企业按月统计、公布、滚动清算。光热和新型储能按日统计系统净负荷高峰时段内平均上网时长能力，按月度进行考核。平均上网时长能力=可靠容量×Min（实际荷电量/铭牌/额定放电时长,1）。月度考核时，取当月平均上网时长能力的最小值，对不足可靠容量的部分对应的容量电费进行扣减。不具备荷电状态实时监测的不予补偿。

七、保障机制

（一）强化政策协同。直流配套电源容量不纳入我省发电侧容量补偿机制。纳入可持续发展价格结算机制等获得其他保障的容量不纳入我省发电侧容量补偿机制。燃煤、天然气发电现行补偿容量调整为本通知明确的有效容量。参与配储的新型储能电站不纳入容量补偿范围，平等参与电力市场交易。抽水蓄能电站建成后，按国家政策有序纳入容量电价机制。

（二）强化成本价格监测。省发展改革委构建成本调查机制与价格监测机制。定期测算公布各类电源固定成本及度电成本。统筹开展电价水平监测，根据发电成本变化、系统供需情况以及社会经济承受能力，建立健全容量补偿机制。原则上按年制定公布容量补偿标准、容量供需系数、各类电源有效容量等相关参数，执行期内电力供需形势等发生重大变化时，予以适时调整。电网企业及第三方专业咨询机构配合做好评估工作。

（三）强化项目清单管理。本机制适用的发电类型具体项目清单，由电网企业负责梳理汇总，报省发展改革委、省能源局审核认定后发布，同时抄报国家能源局派驻监管机构。省发展改革委、省能源局对项目清单进行动态调整。

（四）强化市场监督管理。省发展改革委会同国家能源局西北监管局、省能源局，开展容量补偿机制执行情况和电能量市场申报价格监管，定期组织开展电力现货市场仿真和成本核定，动态监测发电成本回收情况。

（五）强化政策宣传落实。各市州发展改革委、电网企业、发电企业、售电公司要加强政策解读和宣传引导，向电力用户充分阐释建立容量补偿机制对可调节性电源支撑调节作用、促进能源绿色低碳转型的重要意义，积极回应社会关切，确保政策有序执行。

本通知自2026年 月 日起执行，现行政策与本通知不符的，以本通知为准。

青海省发展和改革委员会

青海省能源局

2026年 月 日