青海机制电价：存量0.2277-0.3127元/kWh，适时有序建立独立新型储能容量补偿机制

9月8日，青海省发展和改革委员会发布《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》征求意见建议的公告，《方案》提到，健全完善合规在运的公用火电（燃煤、燃气）机组容量补偿机制。统筹考虑电力系统建设时序、容量需求、工商业用户承受能力等因素，适时有序建立独立新型储能、抽水蓄能、光热发电、水电等市场化发电机组容量补偿机制。直流配套电源（不含新能源）外送容量不纳入我省发电侧容量补偿机制。非市场化电源容量补偿标准由省发展改革委单独核定。

电源有效容量按发电特性进行分类，其中：持续调节性电源主要包括火电、可调节水电（原则上为季调节及以上水电）；不可持续调节性电源主要包括抽水蓄能、新型储能、光热发电；不可调节性电源主要包括风电、光伏、不可调节水电（原则上为季调节以下水电）。

适当放宽现货限价，申报价格上、下限分别考虑工商业用户尖峰电价、新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。

强化与良好营商环境的协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

存量项目机制电价按现行保障性收购价格政策执行，执行期限按照相关政策保障期限确定。扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行；“金太阳”项目按照青海省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行；分布式光伏、光热项目按照现行价格政策执行。

增量项目竞价电价：竞价上限根据同类型电源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争设定竞价下限，具体参考同类型电源发电成本、支持新能源发展需要等因素确定。竞价上下限在每年竞价通知中发布。