2月25日，青海省发改委发布《关于建立青海省发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》（以下简称《通知》），首次将光热发电纳入省级容量补偿体系，明确了光热发电可靠容量的计算规则与考核标准。

这是全国范围内首个明确对光热发电予以容量补偿的省级政策，这对在青海开发光热发电项目将产生何种影响？CSPPLAZA对此分析如下，如有纰漏，敬请指正。

谁能享受补偿？

《通知》明确，适用该机制的光热发电项目必须同时满足两个条件：未纳入可持续发展价格结算机制以及不含新能源补贴。

据此，青海此前已获得国家电价补贴（首批示范项目）与机制电价保障的光热项目（青海省发改委此前公示的纳入机制电价清单的8个光热项目）不适用此政策【详见下表】。

比较特殊的是：青豫直流1、2、3标段为特高压外送项目，其光热上网电价执行青海本地燃煤发电基准价0.3247元/kWh，相对纳入机制电价范围内的项目，特高压外送项目可享受全额电量上述电价，不必参与市场化交易。因此应也不适用于此政策。

那么，究竟哪些项目能享受容量补偿？

《通知》指出，本机制适用的发电类型具体项目清单，将由电网企业负责梳理汇总，报省发展改革委、省能源局审核认定后发布，同时抄报国家能源局派驻监管机构。省发展改革委、省能源局负责对项目清单进行动态调整。

因此，到底哪些光热项目适用于该容量电价政策，仍需待青海省发改委、省能源局的审核认定。

容量电费怎么算？

光热电站年容量电费=机组申报容量×容量供需系数×容量补偿标准。其计算方式为：

第一步：确定“机组申报容量”

《通知》规定，发电机组按月向电网申报容量，申报容量不得超过其有效容量。计算公式为：

有效容量=最大放电功率×（1-厂用电率）×可靠容量系数

其中：

厂用电率：2026年光热电站暂按21.53%计算；

可靠容量系数=MIN（满功率放电时长÷系统净负荷高峰持续时长，100%）；

系统净负荷高峰持续时长：取近3年净负荷高峰前0.2%时段的最大持续小时数，确定为4小时。

由可靠容量系数的计算公式可知，储能≥4小时的同等装机光热电站的有效容量是等同的。

以100MW/8小时储能的光热电站为例，其有效容量等于：

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

因此，该电站可申报的最大容量就是78,470千瓦。

第二步：确定“容量供需系数”

《通知》测算，2026年度全省容量供需系数为1.04。

这个系数大于1，意味着青海电网存在容量缺口，需要通过容量电价机制激励电源提供支撑能力。

第三步：计算“容量电费”

《通知》明确，2026年青海省统一容量补偿标准为165元/千瓦·年。接上例，若电站按有效容量78,470千瓦申报，则

年容量电费=78,470千瓦×1.04×165元/千瓦≈1346.5万元/年

这笔收益由电网企业按月结算，先计算、后分摊，纳入系统运行费用，由全体工商业用户公平承担。

能拿多少补偿，看考核结果

但业主并不能就此躺着赚钱，《通知》设置了以高峰支撑能力为核心的严格考核与扣减机制。

1、考核指标：平均上网时长能力

《通知》规定，光热电站按日统计系统净负荷高峰时段内平均上网时长能力，按月度进行考核。计算公式如下：

平均上网时长能力=可靠容量×Min（实际荷电量/铭牌/额定放电时长，1）

仍以100MW/8小时储热的光热电站为例：

该电站可靠容量为78.47 MW；铭牌功率100 MW；额定放电时长为8小时；实际荷电量是当前储热系统储存的热量折算成的电量。

若是满储状态（实际荷电量=800 MWh），那么平均上网时长能力等于：

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

若是半储状态（实际荷电量=400 MWh），那么平均上网时长能力等于：

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

2、扣减规则

《通知》规定，月度考核取当月平均上网时长能力的最小值，对不足可靠容量的部分扣减相应容量电费。这意味着，只要每月有一天在高峰时段掉链子，整月的容量电费都会受损。

假设该100MW电站当月平均上网时长能力的最小值为39.235 MW，是可靠容量的一半，那么容量电费需抵扣：

39,235kW×1.04×13.75元/kW≈56.1万元

相当于损失一半月度容量收益。

必须强调的是，考核锚定的是可靠容量而非申报容量！

可靠容量是政府根据电站的物理参数和系统需求核定的、电站应该具备的持续支撑能力，是一个客观技术指标。此举可有效防止业主通过低申报容量规避考核，保障电力系统可靠运行。

3、硬性门槛：荷电状态实时监测

《通知》明确，不具备荷电状态实时监测的不予补偿。

电站必须投资建设符合电网要求的高精度实时监测系统，电站的储热状态、放电能力对调度机构完全透明，数据不可靠或监测不合规，直接失去补偿资格。

光热电站该如何运营？

青海容量电价机制的盈利核心是可靠支撑能力，与多发多收的电量收益逻辑是不同的收益逻辑。

对于业主来说，要足额拿到容量电费，电站运营需优先保障4小时高峰时段可用，必要时主动放弃部分非高峰发电，提前“囤热储电”。

如何在电量收益与容量收益之间找到最优平衡点？提升荷电状态精准监测、储放热精细化调控、高峰时段响应能力，实现电站整体收益最大化，将成为运营团队的核心课题。

一个光热电站每年的容量电费收益，理论上的账很容易算清，但能不能拿到手，最终要看高峰4小时的表现。

另外，从储能时长来看，政策明确系统净负荷高峰为4小时，可靠容量系数按此计算，这意味着储热时长4小时便是及格线，更长的储能在容量系数上不额外加分。

而目前光热电站的储热时长基本都在8-14小时，当然，更长的储热时长意味着更高的运行灵活性，更能保障在每日高峰时段满储满发，获得全额容量收益，同时在现货市场中获取更高的高峰发电收益。

对光热电站投资有何影响？

青海省容量电价政策适配的是青海省无补贴、未纳入可持续发展价格结算机制、完全市场化运作的公用光热发电项目。

这类光热发电项目的收益将由三部分组成：电能量市场收益+容量电价收益+辅助服务市场收益。

那么，在当前容量电价的加持下，完全市场化情境下，在青海投资光热发电项目的经济性究竟如何？

以100MW/8小时储能的光热电站为例，年发电量按2亿kWh保守计算，假设拿最高容量补偿1346.5万元/年，折合度电为0.07元/kWh。

由此来看，青海容量电价政策对光热发电项目的加持并不大，仅能降低度电成本约7分钱。

在电量收益和辅助服务市场收益方面，光热电站可通过中长期合约、现货市场顶峰发电、辅助服务等方式获取。

而当前光热发电的度电成本约0.55元/千瓦时，对于投资方来说，在青海投资光热发电项目，要覆盖投资成本并获得6%以上的IRR，仍较为困难。

但更重要的一点是，容量电价收益与电站的顶峰支撑能力直接挂钩。过去，部分投资商为控制投资成本倾向于减配（缩小镜场面积、采用低质低价设备等）而忽视了电站的质量和稳定运行能力。未来，如果想要拿到这份容量电价的保底收益，必须重视电站的建设质量和运维能力，这将有利于优化光热发电的产业链生态，从根源上解决“劣币驱逐良币”的不良现象。