1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（以下简称《通知》）提出，要建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。
尽管“十四五”期间，我国陆续建立了煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索建立了气电、新型储能容量电价机制，但在业内看来，现行的容量电价机制已难以适应新形势。
在此背景下，《通知》对现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制进行了完善，并首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
一是煤电、气电。各地将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元；可参照煤电容量电价的确定方法建立气电容量电价机制。
二是抽水蓄能。2021年，国家发展改革委《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）明确提出，逐步实现抽水蓄能电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。根据文件精神，《通知》完善了抽水蓄能容量电价机制：对633号文件出台前开工建设的电站，维持现行价格机制不变，具体由各地制定或校核；对633号文件出台后开工建设的电站，实行“一省一价”，由各地按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价，同时电站自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。
三是电网侧独立新型储能。各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。
“新型储能容量电价以当地煤电容量电价为基础，根据其顶峰支撑能力按比例折算，折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩，真实反映储能对系统顶峰保障的实际贡献。”国家电投集团经济技术研究咨询有限公司党总支副书记、总经理李鹏认为，通过这一安排，新型储能在容量机制中的政策身份更加清晰、收益预期更加稳定。
相较抽水蓄能，新型储能的优势之一，在于可与电力系统“源—网—荷”各环节有效耦合、发挥功能。
在电力规划设计总院党委常委、副院长刘世宇看来，此次《通知》针对其中的电网侧独立新型储能明确容量电价机制，可能有以下考虑：从商业模式来看，发电侧新型储能服务于特定电源，与相应电源联合调度或统一参与电力市场，并分享市场收益；用户侧新型储能服务于特定用户，通过峰谷电价价差、降低容（需）量电费等方式，实现成本回收、获得收益。而电网侧独立新型储能，主要服务于电力系统，没有特定受益对象，通过参与电力现货市场和辅助服务市场以及容量电价获取收益。
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