问题——随着新能源装机占比持续提高，电力系统运行特性正发生明显变化；风电、光伏发电波动性和间歇性强，负荷高峰与新能源出力并不总能匹配，系统对“可调、可启、可顶”的调节资源需求显著增加。此外，电力市场化改革不断推进，仅靠能量电价难以充分体现部分机组在顶峰保障、应急支撑和系统调节中的容量价值，进而影响调节性电源的投资预期和长期供给，系统安全裕度面临压力。 原因——一上，电力系统需要更多可用容量来应对极端天气、突发故障和负荷快速变化，但传统“以电量为主”的收益结构难以覆盖部分电源与储能的固定成本和备用成本，导致“建得起、用不起”或“用得上、建不出”的矛盾显现。另一方面，各地资源禀赋、负荷曲线和市场建设进度差异较大，容量价格政策若缺少分类设计和统一规则，容易出现激励不足或成本分摊不合理，影响行业稳定发展与市场公平竞争。 影响——通知明确分类完善容量电价机制，针对不同电源的功能定位和成本特征“精准定价”，有助于形成更清晰的投资回报预期，提升系统顶峰保障和灵活调节能力。具体看：其一，提出各地结合实际提高煤电容量电价标准，并可参照煤电建立气电容量电价机制，有助于引导煤电新形势下更好发挥支撑保障和灵活调节作用，同时为气电在调峰、应急保供各上提供更稳定的收益预期。其二，对近年新开工的抽水蓄能电站，按弥补平均成本原则制定当地统一容量电价，有利于发挥抽水蓄能长时储能、快速调节和系统备用优势，增强电网调节韧性。其三，建立电网侧独立新型储能容量电价机制，并综合放电时长、顶峰贡献等因素确定标准，释放储能参与系统调节的价格信号，推动储能从“政策驱动”向“机制与市场驱动”转变。 对策——通知提出，各地电力现货市场实现连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组按照可提供的顶峰能力、按统一原则给予补偿，并根据电力市场建设和电价市场化改革进展逐步扩大补偿范围，更客观反映不同机组对系统顶峰的贡献。该安排反映了循序推进的改革路径：一上以容量电价机制完善作为过渡支撑，稳定调节性资源建设与运营预期；另一方面以现货市场连续运行为前提，推动容量补偿与市场机制衔接，减少行政定价与市场价格之间的冲突，促进资源在更大范围内优化配置。通知同时要求各地做好组织实施与政策解读，引导企业加强经营管理，推动调节性电源公平参与市场，确保政策落实到位。 前景——从中长期看，完善发电侧容量电价与可靠容量补偿机制，是建设新型电力系统的重要制度支撑。随着新能源占比深入提升、电力现货与辅助服务市场持续完善，容量价值更需要通过规则透明、边界清晰的机制来体现。预计在政策引导下，煤电将更突出灵活性改造与调峰定位，气电和储能的调节价值将得到更充分的价格反映，抽水蓄能等长周期调节资源建设也将更趋有序。同时，各地在落地过程中仍需把握成本约束与激励强度的平衡，强化对容量贡献的量化评估与信息公开，稳定市场主体预期，推动电力系统在安全保供与绿色转型之间实现更优统筹。
完善发电侧容量电价机制是一项重要的制度改革，有助于在推进电力市场化的同时，更好支撑绿色低碳转型。通过更科学合理的价格体系，既能提升电力系统安全稳定运行能力，也能引导各类电源发挥比较优势，增强顶峰保障和系统调节能力。随着机制逐步完善并推广落地，我国电力市场运行将更趋成熟，能源结构调整也将朝着更高质量的方向开展。