2025年底至2026年初，甘肃、青海两省先后出台发电侧容量电价相关机制，甘肃率先落地《发电侧可靠容量补偿机制（试行）》，青海发布《发电侧容量电价机制（征求意见稿）》，二者均聚焦新型电力系统建设，明确独立新型储能的补偿地位，同时结合本省实际形成差异化设计，也让自带长时储能光热发电迎来不同的发展机遇。
共性
两省机制设计紧扣国家政策导向，核心逻辑高度一致。
补偿均以可靠/有效容量为核算基础，容量电费统一按「申报容量×容量供需系数×补偿标准」计算，且申报容量不得超核定值，确保补偿流向真正有系统支撑能力的电源。
电网侧独立新型储能均被纳入核心补偿范围，且排除直流配套、参与配储的储能项目，明确其系统容量支柱定位。
费用分摊均由外送电量（不含直流配套）和省内工商业用户用电量按比例承担，电网企业按月清算，费用单独归集入系统运行成本，实现成本公平分担。
同时两省均建立项目清单动态管理和严格考核机制，对未按要求出力的机组扣减电费，杜绝 “挂容量不出力”。
差异
基于电力资源禀赋和系统需求，两省在机制细节上差异显著。
补偿范围：甘肃仅覆盖合规公用煤电、电网侧独立新型储能；青海则新增燃气发电、无补贴/未纳入其他保障的光热发电，是首个将光热纳入省级容量补偿的省份。
补偿标准：甘肃实行统一标准330元/（千瓦・年），无后续调整规划；青海初期标准为165元/（千瓦・年），后期将按机组固定成本动态调整。
供需系数：甘肃系数按年测算，大于1时取1；青海2026年核定为1.04，无上限，直接反映系统容量缺口。
考核规则：甘肃对煤电/ 储能，月内1次未按调度出力扣50% 当月电费，2次扣100%，全年3次则扣全年电费，还增设年度清算机制；青海火电机组1次非停即扣当月电费，光热/储能按高峰时段上网时长考核，无荷电监测则不予补偿。
配套设计：甘肃完善了现货市场价格上下限、煤电成本补偿等配套；青海则重点强化成本价格长期监测，按年调整核心参数。
对光热发电的影响
自带储能是光热发电的核心特征，两省政策对其形成差异化导向。
青海为自带储能光热发电释放明确利好：无补贴、未纳入其他保障的项目可纳入补偿，按核定参数核算有效容量，叠加1.04的供需系数提升收益；4小时高峰时段设计契合光热储能配置逻辑，易实现100%可靠容量系数；考核聚焦高峰时段出力能力，自带储能的稳定调节特性可有效避免电费扣减，成为项目核心竞争力。仅需注意，享受其他补贴、无荷电实时监测的项目无法纳入补偿。
甘肃暂未将光热发电纳入补偿范围，仅在可靠容量核算公式中提及相关计算方式，未核定具体参数和落地应用场景，导致光热发电的储能和调峰价值无法转化为实际收益，盈利渠道单一，市场竞争力受限。不过，核算体系的纳入也为后续政策调整预留了空间，未来若系统调峰需求扩大，光热发电有望跻身补偿范围。
整体来看，甘青两省的容量电价机制，是西北新能源高占比地区完善电力市场的重要探索。青海的政策设计为光热发电市场化发展提供了样本，而甘肃的探索也为后续机制完善奠定基础，自带储能的技术特性，终将成为光热发电参与容量市场的核心优势。
此外，青海省在可靠容量核算中首次纳入外受通道可靠容量，将合同受电容量与通道高峰负荷率结合，而甘肃省未考虑外来电力的容量贡献，仅在容量需求核算中扣除外来电力，体现了两省对跨区电力调度的不同考量。