2月25日，青海省發改委發布《關于建立青海省發電側容量電價機制的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《通知》），首次將光熱發電納入省級容量補償體系，明確了光熱發電可靠容量的計算規則與考核標準。

這是全國范圍內首個明確對光熱發電予以容量補償的省級政策，這對在青海開發光熱發電項目將產生何種影響？CSPPLAZA對此分析如下，如有紕漏，敬請指正。

誰能享受補償？

《通知》明確，適用該機制的光熱發電項目必須同時滿足兩個條件：未納入可持續發展價格結算機制以及不含新能源補貼。

據此，青海此前已獲得國家電價補貼（首批示范項目）與機制電價保障的光熱項目（青海省發改委此前公示的納入機制電價清單的8個光熱項目）不適用此政策【詳見下表】。

比較特殊的是：青豫直流1、2、3標段為特高壓外送項目，其光熱上網電價執行青海本地燃煤發電基準價0.3247元/kWh，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。因此應也不適用于此政策。

那么，究竟哪些項目能享受容量補償？

《通知》指出，本機制適用的發電類型具體項目清單，將由電網企業負責梳理匯總，報省發展改革委、省能源局審核認定后發布，同時抄報國家能源局派駐監管機構。省發展改革委、省能源局負責對項目清單進行動態調整。

因此，到底哪些光熱項目適用于該容量電價政策，仍需待青海省發改委、省能源局的審核認定。

容量電費怎么算？

光熱電站年容量電費=機組申報容量×容量供需系數×容量補償標準。其計算方式為：

第一步：確定“機組申報容量”

《通知》規定，發電機組按月向電網申報容量，申報容量不得超過其有效容量。計算公式為：

有效容量=最大放電功率×（1-廠用電率）×可靠容量系數

其中：

廠用電率：2026年光熱電站暫按21.53%計算；

可靠容量系數=MIN（滿功率放電時長÷系統凈負荷高峰持續時長，100%）；

系統凈負荷高峰持續時長：取近3年凈負荷高峰前0.2%時段的最大持續小時數，確定為4小時。

由可靠容量系數的計算公式可知，儲能≥4小時的同等裝機光熱電站的有效容量是等同的。

以100MW/8小時儲能的光熱電站為例，其有效容量等于：

100MW×（1-21.53%）×MIN（8÷4，100%）=78.47MW

因此，該電站可申報的最大容量就是78,470千瓦。

第二步：確定“容量供需系數”

《通知》測算，2026年度全省容量供需系數為1.04。

這個系數大于1，意味著青海電網存在容量缺口，需要通過容量電價機制激勵電源提供支撐能力。

第三步：計算“容量電費”

《通知》明確，2026年青海省統一容量補償標準為165元/千瓦·年。接上例，若電站按有效容量78,470千瓦申報，則

年容量電費=78,470千瓦×1.04×165元/千瓦≈1346.5萬元/年

這筆收益由電網企業按月結算，先計算、后分攤，納入系統運行費用，由全體工商業用戶公平承擔。

能拿多少補償，看考核結果

但業主并不能就此躺著賺錢，《通知》設置了以高峰支撐能力為核心的嚴格考核與扣減機制。

1、考核指標：平均上網時長能力

《通知》規定，光熱電站按日統計系統凈負荷高峰時段內平均上網時長能力，按月度進行考核。計算公式如下：

平均上網時長能力=可靠容量×Min（實際荷電量/銘牌/額定放電時長，1）

仍以100MW/8小時儲熱的光熱電站為例：

該電站可靠容量為78.47 MW；銘牌功率100 MW；額定放電時長為8小時；實際荷電量是當前儲熱系統儲存的熱量折算成的電量。

若是滿儲狀態（實際荷電量=800 MWh），那么平均上網時長能力等于：

78.47 MW×Min（800MWh/100MW/8h，1）=78.47 MW×1=78.47MW

若是半儲狀態（實際荷電量=400 MWh），那么平均上網時長能力等于：

78.47MW×Min（400MWh/100MW/8h，1）=78.47MW×0.5=39.235 MW

2、扣減規則

《通知》規定，月度考核取當月平均上網時長能力的最小值，對不足可靠容量的部分扣減相應容量電費。這意味著，只要每月有一天在高峰時段掉鏈子，整月的容量電費都會受損。

假設該100MW電站當月平均上網時長能力的最小值為39.235 MW，是可靠容量的一半，那么容量電費需抵扣：

39,235kW×1.04×13.75元/kW≈56.1萬元

相當于損失一半月度容量收益。

必須強調的是，考核錨定的是可靠容量而非申報容量！

可靠容量是政府根據電站的物理參數和系統需求核定的、電站應該具備的持續支撐能力，是一個客觀技術指標。此舉可有效防止業主通過低申報容量規避考核，保障電力系統可靠運行。

3、硬性門檻：荷電狀態實時監測

《通知》明確，不具備荷電狀態實時監測的不予補償。

電站必須投資建設符合電網要求的高精度實時監測系統，電站的儲熱狀態、放電能力對調度機構完全透明，數據不可靠或監測不合規，直接失去補償資格。

光熱電站該如何運營？

青海容量電價機制的盈利核心是可靠支撐能力，與多發多收的電量收益邏輯是不同的收益邏輯。

對于業主來說，要足額拿到容量電費，電站運營需優先保障4小時高峰時段可用，必要時主動放棄部分非高峰發電，提前“囤熱儲電”。

如何在電量收益與容量收益之間找到最優平衡點？提升荷電狀態精準監測、儲放熱精細化調控、高峰時段響應能力，實現電站整體收益最大化，將成為運營團隊的核心課題。

一個光熱電站每年的容量電費收益，理論上的賬很容易算清，但能不能拿到手，最終要看高峰4小時的表現。

另外，從儲能時長來看，政策明確系統凈負荷高峰為4小時，可靠容量系數按此計算，這意味著儲熱時長4小時便是及格線，更長的儲能在容量系數上不額外加分。

而目前光熱電站的儲熱時長基本都在8-14小時，當然，更長的儲熱時長意味著更高的運行靈活性，更能保障在每日高峰時段滿儲滿發，獲得全額容量收益，同時在現貨市場中獲取更高的高峰發電收益。

對光熱電站投資有何影響？

青海省容量電價政策適配的是青海省無補貼、未納入可持續發展價格結算機制、完全市場化運作的公用光熱發電項目。

這類光熱發電項目的收益將由三部分組成：電能量市場收益+容量電價收益+輔助服務市場收益。

那么，在當前容量電價的加持下，完全市場化情境下，在青海投資光熱發電項目的經濟性究竟如何？

以100MW/8小時儲能的光熱電站為例，年發電量按2億kWh保守計算，假設拿最高容量補償1346.5萬元/年，折合度電為0.07元/kWh。

由此來看，青海容量電價政策對光熱發電項目的加持并不大，僅能降低度電成本約7分錢。

在電量收益和輔助服務市場收益方面，光熱電站可通過中長期合約、現貨市場頂峰發電、輔助服務等方式獲取。

而當前光熱發電的度電成本約0.55元/千瓦時，對于投資方來說，在青海投資光熱發電項目，要覆蓋投資成本并獲得6%以上的IRR，仍較為困難。

但更重要的一點是，容量電價收益與電站的頂峰支撐能力直接掛鉤。過去，部分投資商為控制投資成本傾向于減配（縮小鏡場面積、采用低質低價設備等）而忽視了電站的質量和穩定運行能力。未來，如果想要拿到這份容量電價的保底收益，必須重視電站的建設質量和運維能力，這將有利于優化光熱發電的產業鏈生態，從根源上解決“劣幣驅逐良幣”的不良現象。