12月15日，青海省发改委公示了该省新能源机制电价非分布式存量项目清单，其中，光热项目8个，共160万千瓦。

如上表所示，清单明确了每个项目的年机制电量规模，机制电价，同时明确了电价执行期限：已投产的，自2026年1月1日执行；未投产的，自投产之日起执行。保障期25年。

这为上述项目的收益提供了有效保障。纳入上述存量清单的光热项目有什么特点？其机制电价和机制电量是如何确定的？青海省内全部的光热项目都被纳入了吗？CSPPLAZA对此浅析如下。

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入选的光热项目简介

据CSPPLAZA梳理，入选存量清单的光热项目覆盖国家首批多能互补示范项目、国家风光基地一体化项目以及青海省2024年光热发电示范（试点）项目三类，具体如下：

▌国家首批多能互补项目鲁能格尔木多能互补一期50兆瓦光热电站

该项目是世界上首个集风光热储调荷于一体的多能互补科技创新项目——鲁能海西多能互补集成优化国家级示范工程的组成部分。

该项目于2018年5月8日开工建设，2019年9月19日并网发电，是我国首个储热时长最长、可实现24小时连续稳定发电的塔式光热电站。

▌国家风光基地一体化项目

1、三峡格尔木海西基地100兆瓦光热电站

该项目位于格尔木市乌图美仁光伏光热基地，采用光热光伏深度耦合一体化模式，镜场采光面积达74.755万平方米，配备8小时熔盐储热系统。2025年5月9日，该电站带负荷连续稳定运行6小时，实现全系统投运发电。

2、中能建江苏设计院共和100万千瓦源网荷储项目（10万光热）

该项目位于青海省海南州共和县绿色产业发展园区光伏园区，总装机容量为1000兆瓦，包含900兆瓦光伏与100兆瓦光热，同步配套100兆瓦/200兆瓦时电化学储能，于2025年4月23日正式开工。

3、中电建共和100万千瓦光伏光热项目（10万光热）

该项目位于青海省海南州共和县海南生态太阳能发电园区内。项目包括900兆瓦光伏与100兆瓦光热，其中100兆瓦光热电站采用熔盐塔式技术，镜场总采光面积约50万平方米，吸热器热功率260兆瓦，等效储热时长达8小时。

2025年5月25日，光热电站吸热塔顺利封顶；同年6月30日，汽轮机扣盖作业圆满完成。

4、中广核太阳能德令哈100万千瓦光伏光热项目（20万光热）

该项目位于青海海西州德令哈市光伏（光热）产业园区，总装机容量200万千瓦，其中光伏160万千瓦、光热40万千瓦，储能时长6小时。此次纳入清单的是一期800MW光伏+200MW熔盐塔式光热发电项目。

2025年7月20日，20万千瓦光热项目发电机转子穿入定子一次成功；同年9月，项目停机变倒送电一次成功。

▌青海省2024年光热发电示范（试点）项目

1、格尔木35万千瓦塔式光热发电示范（试点）项目

该项目是全球单体规模最大、储能时间最长的光热发电项目，采用三塔一机设计方案，配置14小时熔盐储热系统，镜场总面积约330万平方米，计划于2027年9月底前全容量并网发电。

11月20日，项目三座吸热塔基础混凝土浇筑全部完成，顺利实现三座吸热塔基础“出零米”目标。

2、德令哈35万千瓦光热发电示范（试点）项目

该项目由浙江中光新能源科技有限公司投资建设，采用全球领先的塔式光热发电技术，配置14小时储能系统。

2025年3月13日至14日，项目可行性研究报告专家评审会顺利召开。2025年10月14日，获得2亿元政策性金融工具贷款，由中国进出口银行浙江省分行管理，专用于补充项目资本金。

3、中广核格尔木35万千瓦光热发电示范（试点）项目

该项目由中广核海西太阳能开发有限公司主导开发，装机350MW，是青海省重点推进的清洁能源项目。

目前，该项目已完成可研报告编制，电力消纳及市场分析报告编制等相关工作正在推进。

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机制电价与机制电量怎么定的？

2025年10月，青海省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局、青海省能源局联合印发《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，在附件2《青海省新能源存量项目机制电价实施细则》中明确存量光热项目的机制电量按项目类型确定年利用小时数，机制电价按照现行价格政策执行的核心原则。

▌机制电量

（1）第一类标准：2025年5月31日前并网且不带新能源补贴的光热项目，纳入机制电量的年利用小时数1520小时，计算公式为：

机制电量＝装机容量×1520h

上述8个项目中，仅鲁能格尔木多能互补一期50兆瓦光热电站符合该条件，因此其年机制电量=5万kW×1520h=0.76亿kWh。

（2）第二类标准：已纳入2021、2022年全省新能源开发建设方案本地消纳的光热项目、已纳入2024年至2028年底全省年度光热发电示范开发计划的光热项目，纳入机制电量的年利用小时数根据设计储热时长及单位储热时长年利用小时数确定，其中，单位储热时长年利用小时数为190小时，计算公式为：

机制电量=设计储热时长×190小时×装机容量

清单内其余7个项目均适用此标准，具体核算结果如下：

▌机制电价

（1）0.3247元/千瓦时

2021年6月，国家发改委价格司发布《关于新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年起，新核准（备案）光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

根据青海省五部门2023年发布的《关于推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》，进一步明确纳入2021-2022年新能源开发建设方案的“风光热一体化项目”，光热部分执行青海本地煤电基准价，即0.3247元/千瓦时。

清单内4个国家风光基地一体化项目适用该价格标准。

（2）0.55元/千瓦时

根据青海省发展和改革委员会发布的《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》，2024年至2028年年底，纳入全省年度光热发电示范（试点）开发计划，履行基本建设程序并单独建设的光热发电项目，自投入商业运营之日起，上网电价按每千瓦时0.55元（含税）执行。

清单内3个350兆瓦省级示范（试点）项目适用该价格标准。

（3）0.86元/千瓦时

鲁能格尔木多能互补一期50兆瓦光热电站的机制电价显著高于其他项目。该价格的核定源于项目的“历史成本补偿+示范项目定位”双重属性：

该项目与国内首批光热示范项目同期建设，但却非首批示范项目，因此未能享受到1.15元/kWh的标杆电价；该项目建设时关键设备依赖进口，成本高昂，且作为全球首个多能互补科技创新项目，承担多项技术攻关任务，因此特别给予该项目更高的机制电价。

一个关键问题是，上述项目未纳入机制电价的电量执行什么政策？例如三峡格尔木海西基地100兆瓦光热电站设计年利用小时数约为2271小时，年均发电量22713.8万千瓦/时，而纳入机制电量仅1.52亿千瓦时，按照青海省136号文的规定，未纳入机制电价的电量，直接执行市场交易形成的价格。

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一体化项目的光伏部分，电价如何？

清单中的4个大型风光大基地项目中，光伏部分已确定机制电价的共3个。

根据《青海省新能源存量项目机制电价实施细则》，扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、不带新能源补贴项目机制电价水平按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行。上述三个项目均适用该价格标准。

执行年限方面，不带新能源补贴的光伏、风电项目执行期6年，自2026年1月1日起计。因此一体化项目中的光伏部分机制电价执行期均为2026年1月1日-2031年12月31日。

机制电量方面，2021年1月1日以后投产且不带新能源补贴的光伏项目按装机容量等比例分45亿千瓦时机制电量，上述项目的机制电量由此确定。

至于中能建江苏设计院共和100万千瓦源网荷储项目的光伏部分因尚未投产，因此未纳入此次存量项目清单。

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未纳入存量清单的光热项目

据CSPPLAZA统计，除了上述8个存量项目，青海省目前投运、在建及2025年有关键推进动态的项目还有6个【不含国家首批光热示范项目，见下表】：

这几个项目未纳入存量清单获批机制电价的原因大概分两类情况：

（1）青豫直流1、2、3标段为特高压外送项目，根据《青海省2026年电力中长期交易方案》规定，青豫直流配套光伏、风电、光热电站原则上不参与省内交易，因此，即使3标段在2025年5月31日之前并网，也未纳入存量清单中。据CSPPLAZA了解，其光热上网电价执行青海本地燃煤发电基准价0.3247元/kWh，风电、光伏上网电价按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/kWh执行。据悉，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。

（2）其余几个项目则因尚处于前期开发阶段，未纳入清单。

在国家发改委“136号文”发布之后，光热发电项目到底执行什么样的电价政策？在多个地区都缺乏明确的说法，成为阻碍光热市场发展的一大障碍。此前发布的青海省省级“136号文”对此问题予以了初步回应，此次存量光热项目清单机制电价的公示，则是对此的正式通告，这一清晰明确的信息传达，显然有利于青海省未来的光热发电市场发展，CSPPLAZA也呼吁其他更多省份能对此给出更加明确的说明。