问题：随着新能源装机规模持续扩大，电力系统“能量供给”与“顶峰支撑”之间的矛盾更加突出。一方面，风电、光伏具有随机性和波动性——极端天气或用电高峰时段——系统对调峰、调频和备用能力的要求显著提高；另一上，煤电、气电、抽水蓄能和新型储能等承担调节任务的电源与设施投资规模大、回收周期长，仅依靠电量电价和市场交易收益，容易出现“建得起、赚不到”“愿意调、补偿不足”等情况，影响调节资源的有效供给和系统安全韧性。 原因：电力市场化改革持续深化，现货市场试点推进加快，电价形成机制更强调市场发现价格的功能。但新能源占比快速提升、负荷峰谷差扩大、系统对容量价值更敏感的背景下，传统以电量为主的收益结构难以充分体现“容量”和“可靠性”的价值。尤其是承担顶峰保障的机组和储能设施，在利用小时偏低、频繁启停和深度调峰条件下，成本结构与风险特征发生变化，需要更完善的容量价格和补偿安排，以稳定投资预期、引导资源优化配置。 影响：通知提出分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，旨在用更有针对性的制度设计应对电力系统结构变化。其一，各地可结合实际提高煤电容量电价标准，并提出可参照煤电建立气电容量电价机制，有助于更好起到煤电“托底保障”和气电“快速调节”作用，缓解高峰时段“顶得上、稳得住”的压力。其二，对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本原则制定当地统一容量电价，有助于稳定长周期基础设施的投资回报，推动抽蓄在调峰、调频和系统备用诸上更利用作用。其三，建立电网侧独立新型储能容量电价机制，并结合放电时长、顶峰贡献等因素确定标准，突出储能在关键时刻可放电、可持续的价值导向，有利于推动储能从“装机规模扩张”转向“有效能力提升”，减少低效重复建设。 对策：通知同时明确，在电力现货市场连续运行后，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进展和电价市场化改革情况逐步扩展补偿范围，更客观反映不同机组对系统顶峰的贡献。这个安排以“可靠能力”为核心，有助于在市场价格波动较大时，为承担系统责任的资源提供更稳定的收益预期；也有助于引导发电企业加强设备可靠性管理和灵活性改造，提高可用率与顶峰响应能力。同时，通知要求各地周密组织实施、加强政策解读，引导企业提升经营管理水平，并加快建立健全电力市场体系，推动调节性电源公平参与市场，促进调节作用充分发挥。这也意味着容量电价机制并非简单“加价”，而是与市场化交易、系统运行规则和辅助服务机制联合推进，形成更完整的安全保障与成本约束机制。 前景：从更长周期看，完善发电侧容量电价与可靠容量补偿机制，有助于在新能源高比例接入背景下构建“能量价格反映边际成本、容量价格体现可靠价值、辅助服务价格体现调节贡献”的价格体系，推动电力系统由单一电源支撑转向多元资源协同。随着现货市场机制逐步成熟、市场主体更加多元，容量补偿的范围、标准和考核方式也将更精细，促进煤电灵活性改造、气电合理布局、抽水蓄能有序建设以及新型储能高质量发展。同时，政策落地仍需充分考虑地区资源禀赋差异、市场运行成熟度不一、成本传导机制和终端电价承受能力等因素，避免“一刀切”推高系统成本，推动在保供与转型之间实现更优平衡。
完善发电侧容量电价机制，是适应新能源占比提升、建设新型电力系统的关键举措，也是能源价格改革的重要环节；通过建立更科学的容量电价体系和可靠容量补偿机制，可以更有效地激励各类电源发挥优势、形成协同互补的格局。随着政策落实推进，将在保障电力系统安全稳定运行的同时，加快能源绿色低碳转型，为实现“双碳”目标提供支撑。