當(dāng)前共27個省/自治區(qū)/直轄市建立了煤電容量電價機制，并明確了燃煤容量電費折價，27地均價為1.627分/kWh，其中河南最高為3.6775分/kWh。
煤電容量電價是繼抽蓄兩部制電價之后出現(xiàn)的又一個針對于可靠性電源容量價值的補償。按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式，設(shè)定容量電價標(biāo)準。近兩年煤電的容量電價回收固定成本的比例大多為30%，2026年起將提升至60%。
這一舉動，被認為是推動煤電向輔助備用機組轉(zhuǎn)型的體現(xiàn)，但目前煤電的容量補償費用計算時，根據(jù)煤電的最高出力的平均值乘以容量電價來計算的方法，并沒有完全體現(xiàn)在容量緊缺時段煤電備用容量的價值。容量電價到容量市場，還有較長的路要走。
盡管如此，但隨著抽蓄、煤電容量電價的陸續(xù)落地，儲能容量電價也越來越為行業(yè)所期待。
目前，我國尚未有類似于火電的容量電價出臺，也未有儲能容量市場建立。當(dāng)前針對儲能建立的容量補償、容量租賃、調(diào)峰容量市場等形式，在一定意義上體現(xiàn)了儲能的容量價值。
容量補償：其中內(nèi)蒙、新疆均是針對獨立儲能項目，按放電量分別給予0.35元/kWh、0.16元/kWh（2024年）的補償，即表明獨立儲能必須先用起來，進行了充放電操作才能獲得相應(yīng)容量補償。
容量租賃：通過招投標(biāo)市場形成的容量租賃價格平均值為126元/kWh·年，而各地政府出具的指導(dǎo)價格平均值為243.5元/kWh·年，前者僅為后者的51.8%。
調(diào)峰容量市場：甘肅電網(wǎng)側(cè)獨立儲能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場，共享儲能租賃后剩余容量，在滿足獨立運行條件下，可參與調(diào)峰容量市場，補償標(biāo)準上限300元/MW·日。
雖然有以上多種類似容量費用的補償政策出臺，但儲能在現(xiàn)有市場政策下獲取相應(yīng)容量收益具備很大的不確定性，內(nèi)蒙、新疆需調(diào)用才能獲得容量補償，容量補償費用高低受調(diào)度次數(shù)多寡的高度影響；容量租賃完全是新能源買單，隨著儲能電站數(shù)量增加，其出租的難度也會逐漸加大；甘肅調(diào)峰容量市場則需要獨立儲能電站在租賃和調(diào)峰之間博弈，并同時會面臨火電調(diào)峰的競爭壓力。
從國家到地方的政策中，2023年，多次提及了要為儲能建立容量電價機制，適時建立容量市場。只有真正的容量市場建立，儲能等備用容量的價值，才會真正得到體現(xiàn)。
煤電容量電費分攤出爐
河南以3.6775分/kWh遙遙領(lǐng)先
11月10日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》，合規(guī)在運的公用煤電機組，將執(zhí)行煤電容量電價機制。按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式，確定了各地煤電容量電價。煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用中，由工商業(yè)用戶按電量比例分攤。（可參考文章：100-165元/kW·年，2024年1月1日實施，兩部委發(fā)布全國各地燃煤容量電價）
隨著1月代理購電價格的發(fā)布，多地已開始實施此政策。目前所有公示1月燃煤容量電費折價的省份平均價格為0.01627元/KWh，其中河南最高，為0.036775元/kWh，也是目前唯一分攤超過3分錢的省份，燃煤容量電費折價占到1月份系統(tǒng)運行費用的95.96%；青海最低，為0.004676元/kWh。
雖然各省因為燃煤容量電價機制出臺，工商業(yè)電費組成中的系統(tǒng)運行費用部分基本都有所上漲，但是工商業(yè)電價并未大幅提升。這也意味著，火電機組的整體電價水平并不會得到明顯上升，容量電價僅在一定程度上保證了火電的一定收益。
儲能容量電價或可期待？
容量補償、容量租賃、容量調(diào)峰市場
與煤電不同，目前從國家到地方，雖多次提及了要為儲能建立容量電價機制，但具體的措施并未出臺。當(dāng)前主要以容量補償、容量租賃、調(diào)峰容量市場等形式體現(xiàn)容量費用。
容量補償
目前，內(nèi)蒙、新疆、山東出臺了針對儲能的容量補償政策。其中內(nèi)蒙、新疆均是針對獨立儲能項目，按放電量分別給予0.35元/kWh、0.16元/kWh（2024年）的補償，即表明獨立儲能必須先用起來才能獲得相應(yīng)容量補償。且內(nèi)蒙的容量補償與容量租賃收益不可兼得。
容量租賃
與以上三個省份不同，大部分地區(qū)還是以容量租賃的形式，跟新能源廠家收取容量租賃費，在某種意義上說是變相的容量費用，由新能源場站來承擔(dān)。
調(diào)峰容量市場
此外，甘肅設(shè)立了調(diào)峰容量市場交易：針對火電機組靈活性改造成本和電網(wǎng)側(cè)儲能的投資建設(shè)成本，按調(diào)節(jié)能力（容量）進行競價獲取補償?shù)慕灰住?
電網(wǎng)側(cè)獨立儲能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場，共享儲能租賃后剩余容量，在滿足獨立運行條件下，可參與調(diào)峰容量市場，補償標(biāo)準上限300元/MW·日。需要與火電機組一同競價。
綜上來看，雖然多地有類似容量費用的補償政策出臺，但儲能在現(xiàn)有市場政策下獲取相應(yīng)容量收益具備很大的不確定性。內(nèi)蒙、新疆需調(diào)用才能獲得容量補償，容量補償費用高低受調(diào)度次數(shù)多寡的高度影響；容量租賃完全是新能源買單，隨著儲能電站數(shù)量增加，其出租的難度也會逐漸加大；甘肅調(diào)峰容量市場則需要獨立儲能電站在租賃和調(diào)峰之間博弈，并同時會面臨火電調(diào)峰的競爭壓力。
針對可靠性電源容量價值的合理補償
抽蓄兩部制電價、燃煤容量電價
再回顧已經(jīng)取得容量電價的機組：抽水蓄能與火電機組。抽水蓄能初始投資高，需資金支持其運營；火電伴隨大量新能源的投運，發(fā)電運行小時數(shù)將會逐漸降低，盈利被新能源替代后也亟需新的運營模式支撐。
抽水蓄能以龐大的規(guī)模體量及低度電成本將成為未來以新能源為主的新型電力系統(tǒng)最重要的調(diào)節(jié)性電源；而火電機組作為正在被逐漸取代的主力電源，靠其可靠性為轉(zhuǎn)型保駕護航。
在新的發(fā)展形勢下，抽水蓄能兩部制電價、燃煤容量電價陸續(xù)出臺：
2021年4月，國家發(fā)改委即提出了抽水蓄能電站的兩部制電價（容量電價、電量電價）的形成機制，后續(xù)又在2023年5月15日核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價，明確對抽蓄進行容量補償，自2023年6月1日起執(zhí)行。（文后附抽水蓄能容量補償情況）
2023年10月12日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》探索實現(xiàn)可靠性電源容量價值的合理補償，煤電等可靠性電源年平均利用小時數(shù)較低的地區(qū)可結(jié)合測算情況，盡快明確建立容量補償機制時間節(jié)點計劃和方案。
2023年11月，煤電容量電價出臺，這一方面是對其作為可靠性發(fā)電機組備用容量價值的補償，另一方面則是推動其由發(fā)電主力軍轉(zhuǎn)為輔助備用軍。
2023年取得裝機量高速增長的儲能，正面臨著商業(yè)模式欠缺，盈利情況欠佳的局面。為備用容量賦予價值，顯然可正確衡量儲能價值，豐富儲能商業(yè)模式。
2023年3月14日至3月21日，作為湖南電力中長期市場首次開展容量方面的交易品種，新型儲能容量市場化交易，開展了首次嘗試，湖南省5家儲能企業(yè)，共計630MW儲能容量，完成了容量市場化交易。
期待“適時建立容量市場”早點到來。
附：抽水蓄能容量補償情況
