又一省份在新型儲能容量電價政策方面探索先試先行。

11月18日，《內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則(暫行)》印發。文件明確，納入示范項目的電網側獨立儲能電站享受容量補償，按放電量補償上限0.35元/千瓦時，補償期10年。補償所需資金暫由發電側電源企業分攤(不包括分散式分布式電源、光伏扶貧電站)。電源側獨立儲能電站不享受容量補償。

根據文件，電源側獨立儲能電站通過租賃、出售容量等其他市場化方式獲得收益，租賃費用由承租的新能源企業提供;儲能容量租賃價格可參考電網側獨立儲能示范項目的容量補償標準，由租賃雙方協商約定。

事實上，除了內蒙古，已有多地探索建立新型儲能容量電價機制。

2022年8月，山東省發改委、山東省能源局發布《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》明確，對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償。山東省相關部門隨后進一步發文，在保持容量補償費用總體水平基本穩定的基礎上，參考現貨電能量市場分時電價信號，研究探索基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式。

2023年11月13日，山東省能源局印發《支持新型儲能健康有序發展若干政策措施》，進一步要求完善新型儲能市場化“兩部制”上網電價機制。新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網電價機制。

《文件》明確，新型儲能向電網送電時，可根據月度可用容量獲得容量電價補償，具體補償標準根據當月電力市場供需確定。經省能源局確定的示范項目，補償費用暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執行。

2023年1月，國家能源局甘肅能源監管辦發布的《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行)》，明確，獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場交易，申報和補償標準上限暫按300元/(MW·日)執行。

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》(以下簡稱《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。

10月份，廣東省發改委、國家能源局南方監管局印發《南方(以廣東起步)電力現貨市場建設實施方案(試行)提出，為促進儲能電站等固定成本有效回收，研究建立容量補償機制。容量補償費用標準根據機組(電站)投資建設成本及市場運行情況進行測算。后續研究建立容量市場機制。

梳理政策可以發現，在已經出臺落地措施的甘肅、內蒙古均對儲能電站調峰時長提出明確要求。

內蒙古要求，電網側獨立儲能電站提升系統調節能力的儲能電站放電不低于50MW、4小時，保障高峰用電需求的儲能電站放電不低于100MW、4小時，解決末端電網用電需求的儲能電站放電功率不低于5MW、不超過50MW、不低于8小時。

甘肅省明確，儲能資源交易包括調峰容量市場交易和調頻輔助服務市場交易。儲能充電功率應在1萬千瓦及以上、持續充電2小時及以上。

儲能產業發展到現在，商業模式單一飽受詬病，行業對于出臺儲能領域的國家層面的容量補償機制的呼聲一直很高。

儲能容量電價機制能夠補償新型儲能在電能量市場和輔助服務中收益不足的問題，增加項目固定收益。

實際上，同為儲能技術，國家針對抽水蓄能早已出臺了容量電價機制。2023年5月，國家發展改革委再次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。

值的關注的是，11月煤電容量電價機制靴子落地，為國家層面的儲能容量補償政策預留了想象空間。

11月8日，國家發改委、能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，文件的總體思路是逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制。

文件的保障措施中也提出，電力現貨市場連續運行的地方，可參考本通知明確的煤電容量電價機制，研究建立適應當地電力市場運行情況的發電側容量電價機制。

這也意味著，已經成為我國戰略性新興產業的新型儲能并不會缺席，國家層面統一儲能容量電價政策的出臺或將迎來曙光。