文 | 预见能源
预见能源了解到，近日，青海和陕西出台了容量电价细则。
青海给的是185元/千瓦·年，陕西给的是165元/千瓦·年。数字差不大，但掰开算账，差距让人笑不出来——同样是4小时的储能系统，在青海折算下来只能拿到76.26元，在陕西能拿到110.55元。同一套设备，换个省落地，每年少拿三成。
这不是个别现象。
从1月30日“114号文”出台到现在，吉林、新疆、辽宁（征求意见稿）、陕西、青海五个省先后拿出了细则。加上此前已经探索的湖北、甘肃、宁夏等8个省，全国已有13个省出台了新型储能容量补偿或容量电价政策。
储能终于拿到“底薪”了。但拿到手才发现，这底薪怎么发、发多少，各省的算法差得不是一星半点。
370、330、165、185， 谁在认真给储能发工资？
让我们先来看一组数字，370、330、165、185。这分别代表了四个省份的容量电价水平。
辽宁和吉林，一个370元/千瓦·年，一个330元/千瓦·年。而且煤电和独立储能同等标准，4小时储能系统折算下来均在165元/千瓦以上。有券商研报直言这“改变了储能行业的收入模式，改善了储能项目的投资回报率，预计将带动国内储能需求加速上装”。
新疆和陕西都是165元/千瓦·年。青海185元/千瓦·年。光看名义标准，青海还略高于新疆和陕西。但算上折算，青海4小时系统实际只有76.26元——比新疆和陕西的4小时系统拿得少得多。
问题出在折算基准上。
“114号文”的公式写得清楚，容量电价 = 当地煤电容量电价 ×（放电时长 ÷ 全年最长净负荷高峰持续时长）。分子是储能自己能决定的，分母是各省定的。
青海定的分母是8小时。陕西是6小时。吉林也是8小时。新疆是6小时。
分母越大，同样时长的储能拿到的比例就越小。在8小时基准下，4小时储能只能拿一半；6小时基准下，能拿三分之二。
河北、甘肃、湖北此前公布的折算时长上限分别是4小时、6小时、10小时。2小时级储能在这些省份能拿到的容量电价分别只有全额的五分之一到二分之一。
据中信建投证券研报测算，165到330元/千瓦·年的容量电价水平，约能折算0.08到0.16元/千瓦时的度电收益提升，各省储能项目全投资IRR可增长3到4个百分点。
但这是“全额拿到”的情况下。实际能拿多少，得看各省的分母怎么定。
“底薪”有了， 但考核比上班还狠
但拿到容量电价不等于躺着收钱。
各省都配套了严格的考核机制。陕西规定，月内两次不达标扣50%，三次扣100%；年度内三次全额扣减直接取消资格。吉林是月内两次不达标扣10%，四次及以上全额扣减。湖北要求四次未达98%申报值就扣当月全部。
也就是说，储能电站每个月得先报自己下个月能扛多大功率、扛多久，电网按照这个标准来进行调度。如果到时候顶不上去，扣钱。而顶不上去的次数多了，连拿容量电费的资格都没了。
预见能源认为，这不是“给了就给了”的补贴，是“按效付费”的合同。储能从“装上了就能拿钱”变成了“真顶上去才能拿钱”。
“114号文”本质上是在做一件事，那就是承认储能作为“容量资源”的存在价值——即使不实际发电，只要能随时响应电网召唤、在顶峰时段稳定供电，就能获得补偿。但“能随时响应”这个前提，把一大批项目挡在了门外。
2小时储能的黄昏
综合各省细则及征求意见稿来看，“114号文”最狠的一刀，其实砍在了2小时储能身上。
目前占据市场半数以上的2小时级储能，在容量电价折算标准面前大打折扣。青海8小时基准下，2小时系统只能拿到38元/千瓦·年。陕西6小时基准下，2小时系统只能拿到55元。
有机构测算，2小时储能系统对应的容量电价收入可能只有55元/千瓦。4小时系统能拿到110元。翻倍。
如果说过去十年储能的发展逻辑是“跟着新能源走”，那么从2026年起，储能开始跟着“容量电价”和“可靠容量”走。
4小时是及格线。6到8小时才是优等生。达不到4小时的技术路线，正在被市场淘汰。
这不是某一个人的判断，这是多个省份写在纸面上的规则。容量电价实质上成了一把“耐力尺”——量的不是功率多大，而是能扛多久。
半年， 只是一个开始
从1月30日到7月7日，五省落地。速度不算慢，但距离全国统一还有距离。目前仅十余个省份做出动作，仍有大量省份在观望。
更关键的是，“114号文”提出了一个更远的图景：电力现货市场连续运行后，要建立“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。也就是说，现在的容量电价只是过渡，未来要切换到“可靠容量补偿”的新轨道。
储能行业正在经历一场从“补贴依赖”到“市场定价”的转型。容量电价给了储能一个“底薪”，但底薪怎么算、能不能拿到、能拿多少，每个省都不一样。
对于投资方来说，这意味着一件事：不能再拿一个统一的模型去套所有省份了。青海的76元和陕西的110元，差的不是政策文件，而是实打实的现金流。
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