陕青同日落地容量电价新政：西北储能市场迎来制度性拐点

7月7日陕西、青海两省同日正式印发容量电价政策文件，叠加7月2日云南落地省级共享储能项目清单并绑定容量电价准入，2026年国内储能容量电价机制已从顶层设计加速进入省级规模化落地阶段。

本次西北两省集中落地具备三大标志性意义：一是电网侧独立储能“容量保底+市场增益”的商业模式在新能源高渗透区域完成闭环，项目投资回报确定性显著提升；二是政策通过时长折算机制明确导向长时储能，将倒逼行业技术配置从4小时向6-8小时加速迭代；三是西北作为新能源消纳压力最大的区域率先完成制度补位，将成为2026下半年至2027年国内储能装机增长的核心引擎。

7月7日，陕西省发改委正式发布《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924号），政策自2026年8月1日起执行，期限暂定3年，是国内少数针对独立储能出台专项容量电价的省份。核心政策要点：

• 补偿基准：容量电价按165元/千瓦・年（含税）执行，与当地煤电容量电价基准持平，严格遵循国家发改价格〔2026〕114号文“同价同责”的定价原则。

• 折算规则：补偿额度与电站顶峰能力挂钩，折算比例=电站满功率连续放电时长÷陕西电网全年最长净负荷高峰持续时长（暂定为6小时），折算比例上限为1。即6小时及以上长时储能可拿全额补偿，4小时储能仅能获得约67%（110元/千瓦・年），2小时储能仅33%（55元/千瓦・年）。

• 准入范围：严格限定为服务陕西电网安全运行、未参与新能源配储的电网侧独立新型储能电站，实行清单制动态管理；发电侧配储、用户侧储能、虚拟电厂聚合储能均不纳入补偿范围。此前6月24日陕西已公示第一批清单，共15个项目总规模2.02GW/6.08GWh，要求2026年底前并网方可享受政策。

• 考核机制：较征求意见稿放宽容错空间，月内发生2次未按调度指令提供申报容量的，扣减当月50%容量电费；发生3次及以上扣减当月全部；自然年内累计3次全额扣减的，取消容量电费获取资格。

• 费用分摊：容量电费纳入系统运行费用，由全省工商业用户按月度用电量比例分摊，电网企业按月发布、滚动清算。

同日，经青海省政府常务会议审议通过，省发改委、国家能源局西北监管局、省能源局联合印发《青海省发电侧可靠容量补偿机制》，政策自印发之日起执行，有效期5年，是全国首个实现煤电、气电、光热、独立储能“同工同酬”的省级全品类容量补偿体系。对比2月征求意见稿的165元基准，正式版补偿标准上调至185元/千瓦・年，体现出青海对系统调节资源的迫切需求。核心政策要点：

• 统一补偿标准：2026年所有符合条件的调节电源执行统一补偿标准185元/（千瓦・年），不再分品类定价；后续按边际电源未回收固定成本、电力供需形势每年动态调整。

• 可靠容量核算：补偿基数为“可靠容量”而非额定容量，针对不同电源类型设定差异化核算规则：

• 储能、光热等时长约束型电源：可靠容量=最大放电功率×(1-综合厂用电率)×Min(满功率放电时长÷8小时，100%)；其中独立储能综合厂用电率核定为10.39%，系统净负荷高峰基准时长定为8小时。即8小时及以上长时储能可拿足额补偿，4小时储能仅能获得50%可靠容量折算。

• 煤电、气电等持续调节电源：按额定容量扣除厂用电率后核算，结合顶峰时段实际出力考核。

• 风电、光伏：按高峰时段实际负荷率核算，因新能源顶峰出力极低，基本无法获得容量补偿，政策资源明确向调节性电源倾斜。

• 分摊机制创新：采用“外送+省内”双向分摊模式。外送电量对应部分计入外送交易电价，向购电省份疏导成本；剩余部分由省内工商业用户按用电量分摊。这一设计契合青海“西电东送”能源基地定位，避免容量成本全部压在本地用户身上。

• 准入与排除：独立新型储能、光热发电均纳入补偿范围，但新能源配套储能、已享受其他电价补贴的电源、外送配套电源均明确排除在外，不重复享受政策红利。

7月2日，云南省发改委、能源局印发《2026年云南省新型共享储能项目清单》，发布13个项目总规模1.9GW/7.6GWh，明确只有纳入省级清单的共享储能项目方可享受容量电价政策，同时可参与现货市场、辅助服务市场，标志着云南容量电价的准入机制正式闭环。

值得注意的是，本次清单项目全部采用全钒液流电池与钠离子电池技术路线，无磷酸铁锂项目，是国内首个省级层面规模化布局长时储能技术的实践，侧面印证了容量电价机制下长时储能的政策适配性更强。

7月7日，山东省能源局印发《山东省虚拟电厂建设运行管理办法》，全面规范省内虚拟电厂建设、运营、交易、安全及退出全流程管理，该办法将于2026年8月1日起正式施行。市场交易方面，虚拟电厂应根据《山东电力市场规则（试行）》以及国家相关法律法规，参与电能量、辅助服务、需求响应等市场交易。

虚拟电厂聚合单元及其聚合用户在同一时间内不得以同一调节行为重复获取电能量、辅助服务、需求响应等不同类型市场收益。运行管理方面，参与日前市场的虚拟电厂应具备与调度系统或负荷系统的信息交互功能，且信息交互时间应为分钟级，可接收并执行日前计划曲线，响应调度指令。

陕青两省政策均严格遵循国家114号文的顶层设计，但基于本省电源结构、电网定位与系统需求的差异，走出了两条不同的落地路径，核心差异如下表：

1. 补偿标准差异源于调节资源稀缺性：青海新能源装机占比更高，系统顶峰调节能力更为稀缺，因此给出了更高的补偿标准；陕西煤电装机基数较大，系统调节资源相对充足，储能容量电价与煤电持平，体现“同价同责”的市场化原则。

2. 覆盖范围差异源于改革进度不同：青海一步到位建成全品类容量补偿体系，是电力市场化改革的深度推进，通过统一价格倒逼各类电源提升顶峰能力；陕西采取“分步走”策略，先从独立储能专项突破，后续逐步扩容至其他电源类型，改革节奏更为稳健。

3. 分摊机制差异源于电网定位不同：青海是典型的外送型能源基地，电力大量输送至中东部省份，因此采用外送分摊机制，体现“谁受益、谁承担”；陕西以省内负荷消纳为主，成本由省内工商业用户承担，契合本地电力供需格局。

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