11月10日，国家能源局和国家发改委联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，正式将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。
（本文来源 微信公众号 储能之音 ID：chunengzhisheng）
煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右（各省级电网煤电容量电价水平具体见附件）。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。
至此煤电容量电价千呼万唤始出来。更早之前，抽水蓄能容量电价也已公布。2023年5月15日，国家发展改革委发布《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，明确抽水蓄能容量电费从“纳入输配电价回收”改为在输配电价外单列，并核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。其中存量电站31个，合计容量3050万千瓦、平均容量电价427元/千瓦·年。对于100万千瓦以上电站，容量电价在324元（广东惠州）和576元（江苏溧阳）之间。新增电站17个，合计容量2550万千瓦、平均容量电价566元/千瓦·年，容量电价较存量电站高33%。受站址资源及造价影响，各电站容量电价在511元（丰宁二期）和690元（新疆阜康）之间。
无论是煤电还是抽水蓄能，容量电价政策对其都有实质性利好，但是新型储能电价政策一直未出台。
2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了2025年实现新型储能装机容量3000万千瓦以上，2030年实现全面市场化的目标，并明确了支持新型储能作为独立市场主体参与电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。
现阶国内新型储能电站的商业模式较为单一。发电侧配置储能电站主要依靠减少弃电率，提升发电效率增加收益；用户侧共享储能电站收益主要来自峰谷价差，由于峰谷价差受到电价波动以及电网代购电的影响，整体收益不稳定。
早在2022年两会期间，全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群就曾在提案中提出，针对抽水蓄能，国家已经出台了容量电价机制。但发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。建议参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。
根据「储能之音」了解，国家发改委和国家能源局正在酝酿和制定国家层面的新型储能容量电价政策，并召开了多次会议，有望在今年年内出台。
虽然国家尚未出台新型储能容量电价政策，但部分地方政府在新型储能容量电价探索方面已经迈出了一步。今年6月，新疆发改委印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》，提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。
