11月10日，國家能源局和國家發改委聯合發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，正式將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。

煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元；通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024～2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為50%左右（各省級電網煤電容量電價水平具體見附件）。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。

至此煤電容量電價千呼萬喚始出來。更早之前，抽水蓄能容量電價也已公布。2023年5月15日，國家發展改革委發布《國家發展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》，明確抽水蓄能容量電費從“納入輸配電價回收”改為在輸配電價外單列，并核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價。其中存量電站31個，合計容量3050萬千瓦、平均容量電價427元/千瓦·年。對于100萬千瓦以上電站，容量電價在324元（廣東惠州）和576元（江蘇溧陽）之間。新增電站17個，合計容量2550萬千瓦、平均容量電價566元/千瓦·年，容量電價較存量電站高33%。受站址資源及造價影響，各電站容量電價在511元（豐寧二期）和690元（新疆阜康）之間。

無論是煤電還是抽水蓄能，容量電價政策對其都有實質性利好，但是新型儲能電價政策一直未出臺。

2021年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確了2025年實現新型儲能裝機容量3000萬千瓦以上，2030年實現全面市場化的目標，并明確了支持新型儲能作為獨立市場主體參與電力中長期市場、現貨市場和輔助服務市場。

現階國內新型儲能電站的商業模式較為單一。發電側配置儲能電站主要依靠減少棄電率，提升發電效率增加收益；用戶側共享儲能電站收益主要來自峰谷價差，由于峰谷價差受到電價波動以及電網代購電的影響，整體收益不穩定。

早在2022年兩會期間，全國政協委員、寧德時代董事長曾毓群就曾在提案中提出，針對抽水蓄能，國家已經出臺了容量電價機制。但發展空間更大的新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，面臨不公平競爭，發展速度和質量嚴重受限。建議參照抽水蓄能建立適用新型儲能特點的容量電價政策，給企業形成穩定合理的收益空間。

根據「儲能之音」了解，國家發改委和國家能源局正在醞釀和制定國家層面的新型儲能容量電價政策，并召開了多次會議，有望在今年年內出臺。

雖然國家尚未出臺新型儲能容量電價政策，但部分地方政府在新型儲能容量電價探索方面已經邁出了一步。今年6月，新疆發改委印發《關于建立健全支持新型儲能健康有序發展配套政策的通知》，提出建立獨立儲能容量電價補償機制，在國家出臺統一新型儲能容量電價政策前，對新疆投運的獨立儲能先按照放電量實施0.2元/千瓦時的容量補償。