青海省发电侧可靠容量补偿机制旨在通过市场化手段，引导调节性电源规范有序发展，保障电力系统安全稳定运行。以下是对该机制的详细介绍：
一、机制背景与目标
背景：随着能源转型的推进，新能源在电力系统中的占比逐渐提高，但新能源的间歇性和波动性给电力系统的稳定运行带来了挑战。为了保障电力系统的安全稳定运行，需要建立一种能够反映电源容量价值的电价机制。
目标：通过建立发电侧可靠容量补偿机制，对发电侧系统容量按贡献予以补偿，激励调节性电源的建设和发展，提升电力系统的灵活性和可靠性。
二、适用范围
该机制适用于全省合规在运的公用燃煤发电、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，以及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。
三、容量供需系数与可靠容量核定
容量供需系数：系统容量供需系数=系统总容量需求/系统总可靠容量。其中，系统总容量需求为系统净负荷最大值时段的容量，具体为省内负荷+外送容量需求+备用容量-可中断负荷容量；系统总可靠容量=各类机组可靠容量+外受通道可靠容量。
可靠容量核定：
火电机组：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。
光热、抽水蓄能、新型储能：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%)。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。
大中型水电：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。
风电、光伏、水电（季度调节及以下）：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)。
四、容量补偿标准与计算方式
容量补偿标准：初期容量补偿标准参考《关于建立煤电容量补偿机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），衔接现行燃煤燃气实际补偿标准确定。2026年统一容量补偿标准按185元/（千瓦·年）执行。后期，容量补偿标准将按照回收边际机组全部或一定比例固定成本计算确定，由省级价格主管部门根据市场运行情况、机组建设成本等调整确定。
计算方式：容量电费按机组申报容量、容量供需系数和容量补偿标准三者乘积确定。发电机组按月向电网申报容量，申报容量不得超过其可靠容量，电网企业计算容量电费并按月结算。
五、分摊方式与费用考核
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，实行单独归集、单独反映。
费用考核：健全可靠容量补偿机制后，从严强化考核约束。结合各类机组出力特性，分类制定缺口容量电费核算办法，规范优化考核流程，做到考核结果公开透明、有效运用。对未达到考核要求的机组，依规扣减可靠容量补偿费用，倒逼机组提升生产运行质效，增强顶峰保供能力。
六、保障措施与监管机制
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。
强化市场监督管理：省发展改革委会同国家能源局西北监管局、省能源局，强化对容量补偿机制执行情况及电能量市场申报价格的监管力度，定期组织开展电力现货市场仿真模拟等工作，动态监测发电成本回收进度与成效。
