12月15日，青海省發改委公示了該省新能源機制電價非分布式存量項目清單，其中，光熱項目8個，共160萬千瓦。

如上表所示，清單明確了每個項目的年機制電量規模，機制電價，同時明確了電價執行期限：已投產的，自2026年1月1日執行；未投產的，自投產之日起執行。保障期25年。

這為上述項目的收益提供了有效保障。納入上述存量清單的光熱項目有什么特點？其機制電價和機制電量是如何確定的？青海省內全部的光熱項目都被納入了嗎？CSPPLAZA對此淺析如下。

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入選的光熱項目簡介

據CSPPLAZA梳理，入選存量清單的光熱項目覆蓋國家首批多能互補示范項目、國家風光基地一體化項目以及青海省2024年光熱發電示范（試點）項目三類，具體如下：

▌國家首批多能互補項目魯能格爾木多能互補一期50兆瓦光熱電站

該項目是世界上首個集風光熱儲調荷于一體的多能互補科技創新項目——魯能海西多能互補集成優化國家級示范工程的組成部分。

該項目于2018年5月8日開工建設，2019年9月19日并網發電，是我國首個儲熱時長最長、可實現24小時連續穩定發電的塔式光熱電站。

▌國家風光基地一體化項目

1、三峽格爾木海西基地100兆瓦光熱電站

該項目位于格爾木市烏圖美仁光伏光熱基地，采用光熱光伏深度耦合一體化模式，鏡場采光面積達74.755萬平方米，配備8小時熔鹽儲熱系統。2025年5月9日，該電站帶負荷連續穩定運行6小時，實現全系統投運發電。

2、中能建江蘇設計院共和100萬千瓦源網荷儲項目（10萬光熱）

該項目位于青海省海南州共和縣綠色產業發展園區光伏園區，總裝機容量為1000兆瓦，包含900兆瓦光伏與100兆瓦光熱，同步配套100兆瓦/200兆瓦時電化學儲能，于2025年4月23日正式開工。

3、中電建共和100萬千瓦光伏光熱項目（10萬光熱）

該項目位于青海省海南州共和縣海南生態太陽能發電園區內。項目包括900兆瓦光伏與100兆瓦光熱，其中100兆瓦光熱電站采用熔鹽塔式技術，鏡場總采光面積約50萬平方米，吸熱器熱功率260兆瓦，等效儲熱時長達8小時。

2025年5月25日，光熱電站吸熱塔順利封頂；同年6月30日，汽輪機扣蓋作業圓滿完成。

4、中廣核太陽能德令哈100萬千瓦光伏光熱項目（20萬光熱）

該項目位于青海海西州德令哈市光伏（光熱）產業園區，總裝機容量200萬千瓦，其中光伏160萬千瓦、光熱40萬千瓦，儲能時長6小時。此次納入清單的是一期800MW光伏+200MW熔鹽塔式光熱發電項目。

2025年7月20日，20萬千瓦光熱項目發電機轉子穿入定子一次成功；同年9月，項目停機變倒送電一次成功。

▌青海省2024年光熱發電示范（試點）項目

1、格爾木35萬千瓦塔式光熱發電示范（試點）項目

該項目是全球單體規模最大、儲能時間最長的光熱發電項目，采用三塔一機設計方案，配置14小時熔鹽儲熱系統，鏡場總面積約330萬平方米，計劃于2027年9月底前全容量并網發電。

11月20日，項目三座吸熱塔基礎混凝土澆筑全部完成，順利實現三座吸熱塔基礎“出零米”目標。

2、德令哈35萬千瓦光熱發電示范（試點）項目

該項目由浙江中光新能源科技有限公司投資建設，采用全球領先的塔式光熱發電技術，配置14小時儲能系統。

2025年3月13日至14日，項目可行性研究報告專家評審會順利召開。2025年10月14日，獲得2億元政策性金融工具貸款，由中國進出口銀行浙江省分行管理，專用于補充項目資本金。

3、中廣核格爾木35萬千瓦光熱發電示范（試點）項目

該項目由中廣核海西太陽能開發有限公司主導開發，裝機350MW，是青海省重點推進的清潔能源項目。

目前，該項目已完成可研報告編制，電力消納及市場分析報告編制等相關工作正在推進。

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機制電價與機制電量怎么定的？

2025年10月，青海省發展和改革委員會、國家能源局西北監管局、青海省能源局聯合印發《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》，在附件2《青海省新能源存量項目機制電價實施細則》中明確存量光熱項目的機制電量按項目類型確定年利用小時數，機制電價按照現行價格政策執行的核心原則。

▌機制電量

（1）第一類標準：2025年5月31日前并網且不帶新能源補貼的光熱項目，納入機制電量的年利用小時數1520小時，計算公式為：

機制電量＝裝機容量×1520h

上述8個項目中，僅魯能格爾木多能互補一期50兆瓦光熱電站符合該條件，因此其年機制電量=5萬kW×1520h=0.76億kWh。

（2）第二類標準：已納入2021、2022年全省新能源開發建設方案本地消納的光熱項目、已納入2024年至2028年底全省年度光熱發電示范開發計劃的光熱項目，納入機制電量的年利用小時數根據設計儲熱時長及單位儲熱時長年利用小時數確定，其中，單位儲熱時長年利用小時數為190小時，計算公式為：

機制電量=設計儲熱時長×190小時×裝機容量

清單內其余7個項目均適用此標準，具體核算結果如下：

▌機制電價

（1）0.3247元/千瓦時

2021年6月，國家發改委價格司發布《關于新能源上網電價政策有關事項的通知》，2021年起，新核準（備案）光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。

根據青海省五部門2023年發布的《關于推動“十四五”光熱發電項目規模化發展的通知》，進一步明確納入2021-2022年新能源開發建設方案的“風光熱一體化項目”，光熱部分執行青海本地煤電基準價，即0.3247元/千瓦時。

清單內4個國家風光基地一體化項目適用該價格標準。

（2）0.55元/千瓦時

根據青海省發展和改革委員會發布的《關于青海省光熱發電上網電價政策的通知》，2024年至2028年年底，納入全省年度光熱發電示范（試點）開發計劃，履行基本建設程序并單獨建設的光熱發電項目，自投入商業運營之日起，上網電價按每千瓦時0.55元（含稅）執行。

清單內3個350兆瓦省級示范（試點）項目適用該價格標準。

（3）0.86元/千瓦時

魯能格爾木多能互補一期50兆瓦光熱電站的機制電價顯著高于其他項目。該價格的核定源于項目的“歷史成本補償+示范項目定位”雙重屬性：

該項目與國內首批光熱示范項目同期建設，但卻非首批示范項目，因此未能享受到1.15元/kWh的標桿電價；該項目建設時關鍵設備依賴進口，成本高昂，且作為全球首個多能互補科技創新項目，承擔多項技術攻關任務，因此特別給予該項目更高的機制電價。

一個關鍵問題是，上述項目未納入機制電價的電量執行什么政策？例如三峽格爾木海西基地100兆瓦光熱電站設計年利用小時數約為2271小時，年均發電量22713.8萬千瓦/時，而納入機制電量僅1.52億千瓦時，按照青海省136號文的規定，未納入機制電價的電量，直接執行市場交易形成的價格。

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一體化項目的光伏部分，電價如何？

清單中的4個大型風光大基地項目中，光伏部分已確定機制電價的共3個。

根據《青海省新能源存量項目機制電價實施細則》，扶貧、特許經營權、光伏應用“領跑者”、分散式風電、不帶新能源補貼項目機制電價水平按照青海省新能源補貼基準價0.2277元/千瓦時執行。上述三個項目均適用該價格標準。

執行年限方面，不帶新能源補貼的光伏、風電項目執行期6年，自2026年1月1日起計。因此一體化項目中的光伏部分機制電價執行期均為2026年1月1日-2031年12月31日。

機制電量方面，2021年1月1日以后投產且不帶新能源補貼的光伏項目按裝機容量等比例分45億千瓦時機制電量，上述項目的機制電量由此確定。

至于中能建江蘇設計院共和100萬千瓦源網荷儲項目的光伏部分因尚未投產，因此未納入此次存量項目清單。

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未納入存量清單的光熱項目

據CSPPLAZA統計，除了上述8個存量項目，青海省目前投運、在建及2025年有關鍵推進動態的項目還有6個【不含國家首批光熱示范項目，見下表】：

這幾個項目未納入存量清單獲批機制電價的原因大概分兩類情況：

（1）青豫直流1、2、3標段為特高壓外送項目，根據《青海省2026年電力中長期交易方案》規定，青豫直流配套光伏、風電、光熱電站原則上不參與省內交易，因此，即使3標段在2025年5月31日之前并網，也未納入存量清單中。據CSPPLAZA了解，其光熱上網電價執行青海本地燃煤發電基準價0.3247元/kWh，風電、光伏上網電價按照青海省新能源補貼基準價0.2277元/kWh執行。據悉，相對納入機制電價范圍內的項目，特高壓外送項目可享受全額電量上述電價，不必參與市場化交易。

（2）其余幾個項目則因尚處于前期開發階段，未納入清單。

在國家發改委“136號文”發布之后，光熱發電項目到底執行什么樣的電價政策？在多個地區都缺乏明確的說法，成為阻礙光熱市場發展的一大障礙。此前發布的青海省省級“136號文”對此問題予以了初步回應，此次存量光熱項目清單機制電價的公示，則是對此的正式通告，這一清晰明確的信息傳達，顯然有利于青海省未來的光熱發電市場發展，CSPPLAZA也呼吁其他更多省份能對此給出更加明確的說明。