在全体工商业用户需要承担的系统运行费中，除了我们已经讲过的各类损益外，还包含很多容量电费。
这些容量电费中，全部省份都有的是于2024年1月开始执行的煤电容量费。
大部分省份有的是于2023年6月开始从原输配电价中拨出单列的抽水蓄能容量费。
也有少部分省份系统运行里包含天然气发电容量费以及独立储能容量费等。
这些与容量有关的费用，也是两部制电价的一种方式，不论是煤电、气电、还是储能类的抽水蓄能电站和电化学储能电站，其放电量收益都有明确的电价规矩，这也是电量电价的部分。
而但依靠这些发电量获得的收益很难在一个理想的期限内回收投资成本，而且部分电站还要辅助电网安全稳定运行，提供旋转备用等容量功能，所以需要依靠稳定的容量电价收入来补偿这些潜在的调节功能。
下面我们就每一个可能涉及到的容量电费进行说明。
抽水蓄能容量费
抽水蓄能的两部制电价中，按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格(2021)633号)，抽水蓄能抽水电价按当地基准价的75%执行，发电上网电量电价按煤电基准价执行，也就是说这一抽一放之间每度电的收益是标杆电价的四分之一。
对于抽水蓄能的容量费，已经在去年5月份发布的第三监管周期输配电价文章中明确规定，抽水蓄能容量电费在输配电价外单列，纳入系统运行费用。
同时在发布的《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》(发改价格(2023)533号)核定了各抽水蓄能电站容量电价。
于是我们在第三监管周期各省的输配电价表下面的文字描述只能够会看到当地在2023年、2024年以及2025年需要工商业用户承担的抽水蓄能总容量费。
这些费用拆分到月，并根据预估的当月全部工商业用户用电量进行分摊，形成系统运行费中的抽水蓄能容量费折价。
例如某省N月需要收取抽蓄容量费为X元，预测N月工商业户用电量为M度，则当月代理购电价格表中公布的抽水蓄能容量费折价为X/M元/度。
不过N月实际发生的工商业用户用电量会与预测电量有偏差，那么也就造成随电量收取的抽水蓄能容量费总额和应收额X之间有偏差，进而形成这部分的损益。
这部分损益没有单独列支，而是自动滚动到下期抽水蓄能容量费中一并清算。
还有些省份的抽水蓄能容量费也要执行分时电价，那么这部分费用的峰谷分时损益或纳入到下期抽蓄容量费中，或是纳入总体电价的峰谷分时损益中。
那么也就是说，我们当月需要承担的抽水蓄能容量费包含如下部分：
N月要承担的抽蓄容量费、N-2月抽蓄容量费损益以及N-2月抽蓄容量费峰谷分时损益（若有）。
那么，抽水蓄能电站另外一部的收入，即电量电费的收入从何而来？
从工商业用户承担其容量电费来看，也应该是由工商业用户来承担。
而山东已经明确，这部分价差的收入被纳入到“交叉补贴新增损益”中，抽蓄的存在是为了维护电网安全稳定运行，而受益者就是享受电力服务的全部用户。
而本着工商业用户多角度全方位向居民农业用户进行交叉补贴，最终依然还是靠广大工商业用户来承担这笔系统运行费。
煤电容量费
2024年1月开始执行的煤电容量费也是煤电上网电价的两部制体现。
燃煤电厂的发电量已经全部纳入市场化交易，价格由交易行为形成。
容量电价根据《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023]1501号)等文件规定，核定每个省份所执行的价格，计为每年每千瓦X元。
而容量为合规在运的公用煤电机组所申报的最大出力。
与抽蓄电站容量费不同，抽蓄电站已经计算好了每省每年需要承担的容量费用，按月分摊即可，即每月该部分的总费用是不变动的。
但煤电容量费，可能因为当月纳入的机组不同，或者因为一些机组实际最大出力考核不力等因素而导致当月准许参与结算煤电容量电费的机组容量不同，进而每月的整体费用会有所差异。
不过，单千瓦的价格是固定的，而且机组最大出力也是提前申报好的，所以在月前还是能计算出当月应该承担的煤电容量费总费用。
形成折价的机制与抽蓄电站一致，而且也会因为预测电量和实际发行电量的不一致导致发生损益，或者执行分时电价发生峰谷损益。
损益同样直接划拨到下月滚动清算，所以，当月需要承担的煤电容量费包含如下部分：
N月要承担的煤电容量费、N-2月煤电容量费损益以及N-2月煤电容量费峰谷分时损益（若有）。
其它容量费
诸如广东、上海、江苏、安徽、浙江等地都在其系统运行费中表明包含天然气发电容量费。
实则也是天然气电厂的两部制电价中的一部，各地同样规定了机组每千瓦容量的补偿费用，然后根据申报机组容量，测算总体应承担的容量费，再根据预测工商业用户用电量形成折价。
其结算和清算也类同于抽水蓄能容量费和煤电容量费，这里不再赘述。
还有如新疆等地试行的独立储能容量电价补偿机制，由工商业用户承担容量电费。
依然是核算好当月应补偿的总体费用，然后摊销到每一度工商业用电里，滚动结算并持续清算。
小结
这些容量费被纳入到系统运行费中，由全体工商业用户来承担，这也符合“谁受益、谁承担”以及“电价交叉补贴”的原则。
而且，随着新能源电量占比逐渐增大，系统需要更多的调节资源，也就需要更多的容量支撑。
那么可以预见的是，在未来归属于交易价格部分的上网电价可能会因为新能源的渗透率的增加而降低，但随之带来的是系统运行费中名目的增多和总费用的提高。
两部制的思想在电力系统的各个领域随处可见，不仅需要根据实际来付费，还需要给潜力来付费。
在辅助服务市场未开，容量市场未建之际，大量调节资源的容量费用靠政策规定而非市场形成，不过一个省域内，这些折价在每度电上都是公平的，只是我们需要知道来源。
