储能电价落地｜陕西独立储能容量政策

   统一容量补偿｜青海全域电源补偿机制

   绿电直连管理｜山东规范就近消纳项目

陕西省发改委《关于完善发电侧容量电价机制的通知》

省内缺少统一独立储能容量价值补偿标准，储能仅依靠现货充放电套利收益单薄，短时长储能顶峰保供激励不足，项目投资回报预期不稳，难以充分调动储能支撑电网高峰负荷调节能力，无法匹配国家完善发电侧容量电价机制的改革要求。

陕西省发改委印发容量电价通知，8 月 1 日起执行，仅对未配套新能源、服务电网安全的独立储能实行清单制管理；统一基准容量电价 165 元 /kW?年，以 6 小时净负荷高峰为折算基准，按储能满功率放电时长折算补贴，政策暂定执行 3 年；容量电费按月由工商业用户用电量分摊、电网滚动清算；建立严格履约考核，未按调度顶峰出力将梯度扣减容量电费，年度三次全额扣减直接取消补贴资格；储能充放电价格完全由现货市场形成，配套差异化输配电价计费规则。

旨在量化独立储能顶峰调节价值，稳定长时储能项目投资收益预期，通过折算机制引导 6 小时及以上长时储能布局；刚性履约考核倒逼储能电站落实顶峰保供责任，完善陕西容量补偿与电能量市场联动体系，补强迎峰度夏电网调节资源。

青海省《发电侧可靠容量补偿机制》

省内电源类型多元，火电、光热、储能、风光调节能力差异显著，原有容量补偿标准不统一，各类电源容量价值无法公平体现，风光顶峰可靠出力偏低，系统保供支撑电源激励不足，需落实国家容量电价文件建立全省统一、分类型核算的容量补偿制度。

新机制下全省燃煤、燃气、光热、合规独立储能纳入补偿范围，配套新能源配储不重复享受政策；2026 年统一补偿标准 185 元 /kW?年，引入容量供需系数 0.92 核算实际补偿金额，按月申报、按月结算；区分各类电源可靠容量核算规则，以 8 小时净负荷高峰为储能、光热折算基准，风光按历史高峰负荷率核定低可靠容量；容量电费由外送电量与省内工商业用户共同分摊，建立分类缺口考核、项目清单动态管理、年度参数调整、用户承受能力评估等配套保障机制。

旨在实现全省各类调节电源容量价值统一量化补偿，政策资源向长时储能、光热、火电等保供电源倾斜，弱化风光低效容量补贴；明确容量成本分摊路径，健全 “电量市场 + 容量补偿” 双层电价体系，夯实青海电网高峰可靠供电基础，推动新能源与调节电源协同发展。

山东省能源局《关于加强和规范绿电直连发展的通知》

省内企业绿色用电、出口降碳、算力园区就近消纳需求持续增长，原有绿电直连项目分类管理模糊、适用场景受限，源荷配比无统一约束标准，部分项目自发自用比例偏低、反向送电加剧电网调峰压力，新能源就近消纳潜力未充分释放。

能源局出台管理文件，对绿电直连、绿证交易、虚拟电厂三类项目实施分类分级管理；拓宽单一用户、多用户直连适用场景，覆盖新增负荷、自备电厂清洁能源替代、出口企业、算力港口、闲置未并网新能源项目；明确刚性源荷配比红线，项目自发自用发电量占比不低于 60%，总用电量绿电占比 2030 年前不低于 35%，常规项目上网电量上限 20%，海上风电直连项目放宽至 40%，弃电时段禁止向公网反送电；鼓励配套储能、柔性负荷优化源荷匹配，降低电网调节压力。

旨在清晰划分各类就近消纳项目管理边界，大幅拓宽绿电直连适用主体与场景，刚性源荷配比约束提升新能源就地消纳比例；规范项目并网送电行为，减少公网调峰负担，满足出口、算力、园区企业绿色低碳用能需求，完善省内新能源就地消纳市场化路径。