青海发电侧容量补偿落地：2026年按165元/千瓦·年执行
21世纪经济报道记者雷椰 北京报道
2026年初，煤电、气电、抽水蓄能等调节性电源的电价机制迎来新规。国家发展改革委、国家能源局联合对外发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿。
在国家政策明确方向之后，地方的发电侧容量电价机制也在逐步落地。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）》（以下简称《征求意见稿》）。
根据《征求意见稿》安排，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年青海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。
北京大学能源研究院高级分析师吴迪向21世纪经济报道记者表示，从表面看，各类电源的补偿标准一致，但需要强调的是，机组最终获得的容量电费并非简单按照装机容量乘以165元计算，而是由机组有效容量、容量供需系数以及容量补偿标准共同决定。也就是说，虽然“补偿单价统一”，但“实际获得金额”会因资源特性不同而存在差异。其中，机组有效容量的认定方式尤为关键。不同电源在出力稳定性、可用率、顶峰能力等方面存在明显差异，其有效容量通常需按一定规则进行折算。有效容量计算方式的不同，决定了各类资源最终获得的容量电费水平具有差异化特征。
吴迪进一步表示，结合青海新能源占比高、调节需求大、系统灵活性要求不断提升的电网特点，这种“统一标准+差异化有效容量认定”的制度安排具有较强的现实适配性。一方面，统一补偿标准有利于降低制度复杂度，稳定市场预期；另一方面，通过有效容量核定机制，使补偿结果更加贴近各类电源对系统可靠性的实际贡献，有助于引导具备高可用性和高顶峰能力的电源发展，避免简单按装机容量平均分配补偿所带来的激励扭曲。整体来看，该机制在当前阶段更侧重于夯实容量保障基础，同时为未来进一步细化和市场化改革预留了空间。
价格水平也是综合评估后的结果。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向21世纪经济报道表示，165元/（千瓦·年）的定价既要能够起到鼓励投资的作用，也要考虑成本最终会通过系统运行费用传导出去，需要平衡各方的承受能力。对于储能项目的业主来说，补偿标准当然是越高越好，但现实层面不可能无限拔高，因为成本最终是需要全社会分摊的。个人认为，该定价应是经过多轮沟通、在各方诉求之间取得一个相对合理的平衡点。
值得注意的是，在青海之前，甘肃、宁夏等地已陆续出台了类似的发电侧容量电价或可靠容量补偿相关政策。例如，2025年12月31日，甘肃发布了《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》，明确可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元（按发改价格〔2024〕1501号规定），自2026年1月1日起执行。
吴迪向21世纪经济报道记者表示，从时间节奏看，青海属于较早响应国家政策部署并形成具体实施方案的地区之一。青海的政策定位更准确地说是“积极跟进、系统落地”，体现了新能源大省在国家顶层制度框架明确后的快速响应和细化落实。
“需要指出的是，地方探索并非脱离中央政策框架。”吴迪进一步表示，早在2023年国家建立煤电容量电价机制时，就明确提出电力现货市场连续运行的地区，可在此基础上研究建立适应本地市场运行情况的发电侧容量电价机制。2025年9月出台的《电力现货连续运行地区市场建设指引》再次强调建立容量评估机制，要求各地探索构建发电机组可靠容量评估体系，综合考虑机组类型、出力特性、厂用电率、检修停机等因素，科学确定容量系数，客观反映各类电源及新型储能对系统容量充裕度的实际贡献。“因此，部分省份‘先行一步’，本质上是对既有中央政策导向的主动落实和细化实践，也为国家2026年进一步完善发电侧容量电价机制积累了经验、奠定了基础。”吴迪说道。
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