11月18日，《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》印发。文件明确，纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期10年。补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊（不包括分散式分布式电源、光伏扶贫电站）。电源侧独立储能电站不享受容量补偿。
根据文件，电源侧独立储能电站通过租赁、出售容量等其他市场化方式获得收益，租赁费用由承租的新能源企业提供；储能容量租赁价格可参考电网侧独立储能示范项目的容量补偿标准，由租赁双方协商约定。
事实上，除了内蒙古，已有多地探索建立新型储能容量电价机制。
2022年8月，山东省发改委、山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》明确，对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿。山东省相关部门随后进一步发文，在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上，参考现货电能量市场分时电价信号，研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。
2023年11月13日，山东省能源局印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，进一步要求完善新型储能市场化“两部制”上网电价机制。新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。
《文件》明确，新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。
2023年1月，国家能源局甘肃能源监管办发布的《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，明确，独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按300元/（MW·日）执行。
今年6月，新疆发改委印发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》（以下简称《通知》），提出建立独立储能容量电价补偿机制，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿。
10月份，广东省发改委、国家能源局南方监管局印发《南方（以广东起步）电力现货市场建设实施方案（试行）提出，为促进储能电站等固定成本有效回收，研究建立容量补偿机制。容量补偿费用标准根据机组（电站）投资建设成本及市场运行情况进行测算。后续研究建立容量市场机制。
梳理政策可以发现，在已经出台落地措施的甘肃、内蒙古均对储能电站调峰时长提出明确要求。
内蒙古要求，电网侧独立储能电站提升系统调节能力的储能电站放电不低于50MW、4小时，保障高峰用电需求的储能电站放电不低于100MW、4小时，解决末端电网用电需求的储能电站放电功率不低于5MW、不超过50MW、不低于8小时。
甘肃省明确，储能资源交易包括调峰容量市场交易和调频辅助服务市场交易。储能充电功率应在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上
储能产业发展到现在，商业模式单一饱受诟病，行业对于出台储能领域的国家层面的容量补偿机制的呼声一直很高。
储能容量电价机制能够补偿新型储能在电能量市场和辅助服务中收益不足的问题，增加项目固定收益。
实际上，同为储能技术，国家针对抽水蓄能早已出台了容量电价机制。2023年5月，国家发展改革委再次明确抽水蓄能容量电费从“纳入输配电价回收”改为在输配电价外单列，并核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。
值的关注的是，11月煤电容量电价机制靴子落地，为国家层面的储能容量补偿政策预留了想象空间。
11月8日，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，文件的总体思路是逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。
文件的保障措施中也提出，电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制。
这也意味着，已经成为我国战略性新兴产业的新型储能并不会缺席，国家层面统一储能容量电价政策的出台或将迎来曙光。
