青海储能容量补偿开闸：100兆瓦电站年补381万元

记者 王雅洁

7月13日，青海省发改委挂出一份公示名单，14个电站入围全省首批发电侧可靠容量补偿项目。其中包括4个燃煤项目、1个燃气项目、8个光热项目，以及1个储能项目——格尔木宏储源100兆瓦共享储能电站。

这是新型储能第一次被纳入青海省的容量补偿体系。

根据青海省发改委7月7日印发的《青海省发电侧可靠容量补偿机制》，纳入补偿范围的电源，每年可领取一笔固定电费，用以弥补其承担电网顶峰保供任务的固定成本。这笔费用不随电价波动，相当于调节电源的“保底收入”。

格尔木宏储源项目获得的补偿金额是可计算的，包括年度容量电费=申报可靠容量22400千瓦×容量供需系数0.92×补偿标准185元/千瓦·年=381.248万元。

公示数据同时显示，这个装机容量100兆瓦的电站，核定可靠容量仅为22.4兆瓦。

按照青海省的折算规则，2小时储能在8小时电网高峰需求面前，有效保供容量好比打了七五折，100兆瓦只认了22.4兆瓦。

西北地区一位储能项目开发负责人李振华认为，储能拿到了“入场券”，但短时长的储能，在青海这套新规则里并不占优。

而政策明确排除配套新能源配储项目、仅限独立共享储能申报的规定，也让大量配建储能资产面临价值重估。

8小时算法

格尔木宏储源项目2023年并网，位于格尔木光伏园区，由中电国际、海博思创、新源智储三方共建。电站满功率放电时长2小时，这是过去几年西北地区共享储能的主流配置。

青海省地方政府一位人士对经济观察报记者解释了22.4兆瓦这个数字的由来。

该人士说：“我们的折算规则基于客观现实，青海电网最缺电的时段，是每晚8点到次日凌晨4点，连续8个小时。”

这8个小时里，光伏出力为零，风电出力随机，系统需要各类调节电源持续支撑负荷。2小时储能只能覆盖四分之一时段，无法全程承接电网顶峰需求。因此，政策设计了一套量化折算公式：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%）。

带入格尔木宏储源项目的数据，综合厂用电率10.39%（全省独立储能电站实测均值），系统净负荷高峰持续时长8小时，2小时放电时长。计算结果是，可靠容量系数=（1-10.39%）×（2÷8）=0.224，即100兆瓦装机折算为22.4兆瓦可靠容量。

该人士同时澄清了一个市场误解，他表示，行业内4小时储能全额折算容量的说法存在误区，4小时储能对应折算系数仅44.8%，8小时储能方可达到89.61%，政策折算逻辑以储能顶峰支撑时长作为核定依据。

这一折算规则对所有储能一视同仁。

未来如果有电站配置4小时储能，可靠容量系数为44.8%。配置8小时，系数可达89.61%。补偿收益与放电时长呈线性正相关。

至于两个关键参数的设定，该人士也做了说明。185元/千瓦·年的补偿标准，是在国家要求的煤电容量成本回收底线165元基础上，叠加青海高海拔地区储能、光热设备温控、土建、运维成本上浮约12%后综合确定。0.92的全省容量供需系数，则是根据近三年全省顶峰最大净负荷与各类电源可提供可靠总容量测算得出，反映当前青海可靠容量供给略大于顶峰需求的供需格局。

清单则实行动态管理。

上述人士表示，凡是独立并网、不绑定新能源配储、具备完整并网备案手续的独立共享储能，均可分批次申报。目前全省已备案在建的多个4小时、6小时储能项目，后续满足条件后将陆续纳入补偿清单。

同台核算

在青海这份14个项目清单中，储能与煤电、气电、光热同池核算。

青海新能源装机占比超过85%，是全国新能源渗透率最高的省份之一。白天光伏大发时电力富余，晚间8小时无光出力的缺口长期存在。过去，这一缺口主要依靠火电和光热填补。

此次将独立储能纳入容量补偿，也表示政策层面正式认定电化学储能和传统电源一样，具备系统保供的容量价值。

上述地方政府人士向记者表示，将独立储能纳入补偿体系有多层面的考量：一是适配青海电力系统需求，通过固定保底收益兑现储能的系统保供价值；二是实现各类调节电源“同工同酬”，打破此前只有火电、光热享有容量保障红利的制度壁垒；三是通过差异化折算机制引导市场布局长时段储能，避免两小时储能无序扎堆。

不过，容量补偿并非没有门槛。

政策明确排除配套新能源配储项目，仅限独立共享储能申报。

该人士解释，独立共享储能以独立市场主体并网，调度权归属全省电网统一统筹，服务全省负荷缺口。而配套新能源配储的建设初衷仅为平抑对应风光场站出力波动，服务对象局限于单一新能源项目，且其成本已通过风光项目电价机制获得分摊。

二者功能定位和受益主体不同，分类准入防止政策红利重复叠加。

同时，补偿也不是白拿。机制设置了顶峰出力考核条款，在电网公布的8小时系统顶峰时段，纳入补偿的储能须按调度指令足额放电。若实际顶峰出力低于核定可靠容量，对应缺口部分的容量电费将按比例扣减；未安装荷电状态实时在线监测系统的，取消全部年度补偿资格。

李振华对记者表示，他所在的企业在甘肃和宁夏持有三个共享储能项目，其中两个是两小时配置，目前正在评估是否申报青海的补偿清单。他说：“青海这个规则出来之后，我们自己盘过账。两小时储能进去，每年拿到的补偿比预期大概少了将近四分之三。但我们更关心的是，甘肃和宁夏会不会跟进同样的时长折算逻辑。”

李振华说，如果西北各省普遍采用8小时基准，整个行业的投资模型都需要调整。过去大家算账，主要看峰谷价差和调峰次数的预期收益，容量补偿被当作一个额外的利好。现在青海把利好摆出来了，但同时附加了一个条件，你要想拿到全额，就得配到8小时。这等于在说，未来的储能不是越大越好，而是越长越有价值。

他同时关注到配套配储被排除在外的条款。比如他所在的企业，也有几个配建在风光项目边上的储能站，这次在青海省是不能申报的。如果其他省也这么规定，这部分资产就拿不到容量收益。这可能会让行业重新思考，以后新项目是做“私家车库”还是做“公共停车场”？

李振华预判，独立共享储能的优势会被进一步放大。

公开资料显示，青海省是首个同时覆盖煤电、气电、光热、独立储能四类电源的省级容量补偿方案落地省份。

上述地方政府人士表示，对于储能行业而言，这套规则带来的影响是结构性的。存量两小时储能项目在青海的容量补偿收益将显著低于此前市场预期，未来新建项目若要获取更高补偿，需配置4小时乃至8小时以上时长。而独立共享储能与配套配储在补偿资格上的分化，也可能加速储能资产从配套建设向独立运营的方向演变。

7月17日公示期结束后，这份清单将正式生效。

对于格尔木宏储源项目而言，381万元的年度容量补偿将在原有租赁和辅助服务收益之外，提供一笔可预期的固定现金流。

而对于整个储能行业，这只是全国容量电价改革在地方落地的第一个省级样本，更多省份的细则正在路上。