近日，青海省发改委发布关于再次公开征求《青海省发电侧可靠容量补偿机制（征求意见稿）》（以下简称《通知》）意见建议的公告。
一、 补偿标准与计算公式
本机制适用全省合规在运公用燃煤发电，燃气发电，未纳入可持续发展价格结算机制且不含新能源补贴的光热发电，服务于电力系统安全运行且未参与配储的电网侧独立新型储能电站。补偿费用核心计算公式如下：《通知》根据不同电源的运行特性，细化了可靠容量的核定标准：
（一）火电机组可靠容量核定
可靠容量=机组额定容量×可靠容量系数。
可靠容量系数=（1－综合厂用电率）。
2026年燃煤发电、天然气发电综合厂用电率分别暂按6.05%、3.75%计算。
（二）光热、抽水蓄能、新型储能可靠容量核定
可靠容量=最大放电功率×可靠容量系数。
可靠容量系数=（1－综合厂用电率）×MIN（满功率放电时长/系统净负荷高峰持续时长，100%）。
其中，系统净负荷高峰时段为系统净负荷最大高峰持续时段。2026年光热、新型储能综合厂用电率暂按21.53%、10.39%计算，系统净负荷高峰时段取近3年净负荷高峰前3%时段最大持续小时数8小时计算。
（三）大中型水电可靠容量核定
可靠容量=机组额定容量×可靠容量系数
可靠容量系数=（1－综合厂用电率）
2026年我省大中型水电综合厂用电率按0.44%计算。
（四）风电、光伏、水电（季度调节及以下）可靠容量核定。
可靠容量=额定容量×可靠容量系数。
可靠容量系数=（1－综合厂用电率）×MIN
（前3%-5%最高净负荷时段平均负荷率，3-5年年平均负荷率）。2026年风电、光伏、水电（季度调节及以下）综合厂用电率分别按0.65%、0.49%、0.44%计算，5年前3%最高净负荷时段平均负荷率分别为26.87%、0.08%、9.85%，5年年平均负荷率分别为12.77%、8.56%、5.52%。
可靠容量电费纳入系统运行费用，实行单独归集、单独反映。
分摊方式： 容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。其中，省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业负责收取。分摊容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用科目中下设“发电侧容量补偿电费”项，其下增设“新型储能容量电费度电水平”“缺口容量电费返还度电水平”子科目，现行“燃煤容量电费度电水平”“气电容量电费度电水平”科目归并至“发电侧容量补偿电费”下，实行单独归集、单独反映。
配套细则明确了考核流程：
缺口容量定义：指机组在“全年系统顶峰时段”内，因自身原因未能按调度指令提供核定可靠容量的不足额度。
考核时段：调度机构回溯上一年度实际数据，选取全年系统净负荷前3% 的时段作为顶峰时段。
扣减容量费用计算：
扣减容量费用=当年缺口容量×当年容量补偿标准×当年容量供需系数
缺口容量豁免：
因下列非发电主体自身原因，导致在全年系统顶峰时段内无法按调度要求履约的，经发电主体申报、省电力调度机构核实确认，省发展改革委同意后，该时段缺口容量可计为0：
（1）执行调度机构批准的计划检修；
（2）因电网安全约束、输配电设施故障等电网原因被限制出力；
（3）遭遇不可抗力（如地震、冰灾等自然灾害）；
（4）机组正常启动后8小时内和计划停运前8小时内。
《通知》强调了政策的系统性与排他性：
强化政策协同：外送配套电源容量不纳入本省发电侧容量补偿范围。已纳入可持续发展价格结算机制等享受其他政策保障的容量，不再纳入本省发电侧容量补偿机制。燃煤发电、天然气发电现行补偿容量统一调整为本机制确定的有效容量。参与配套储能的新型储能电站不纳入容量补偿范围，按规定平等参与电力市场交易。抽水蓄能电站建成投运后，按照国家政策规定有序纳入容量电价机制。
强化成本价格监测：省发展改革委定期开展各类电源固定成本、度电成本测算工作并向社会公布。统筹推进电价水平常态化监测，综合考量发电成本变动、电力系统供需形势及社会经济承受能力，建立健全容量补偿机制。容量补偿标准、容量供需系数、各类电源有效容量等相关参数，原则上按年度制定并公布；执行期间，如电力供需形势等发生重大变化，将及时予以调整。电网企业及第三方专业咨询机构应积极配合，做好相关评估工作，保障机制平稳运行。
建立电价评估制度：省发展改革委会同省能源局建立用户经济承受能力评估制度，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准，制定电力系统调节能力及新能源和新型储能发展规划、方案等，核准抽水蓄能、光热等新增调节性电源项目的重要依据。未开展用户经济承受能力评估的相关项目，不纳入规划及核准，不给予可靠容量补偿。
本机制自2026年5月 日起执行，相关政策与本机制不符的，以本机制为准。
