随着我国新能源装机规模突破7亿千瓦，电力系统结构转型进入关键阶段。国家发展改革委市场与价格研究所专项研究显示，2022年风光发电量占比已达13.4%——但在极端天气情况下——电力供需矛盾仍会阶段性显现。这反映出当前电力系统的突出问题：间歇性电源占比快速提升，而系统调节能力建设相对滞后，结构性失衡仍待破解。 究其原因，传统电力定价机制难以体现调节电源的备用与灵活性价值。煤电等常规电源在新能源大发时需要压减出力，在无风无光时又要迅速顶峰，机组利用率已从十年前的5000小时降至不足4000小时。现行以电量电价为主的模式使企业收益不确定性上升，投资意愿持续走低，2021-2022年煤电新增装机同比下滑23%。 针对此系统性问题，新政提出多层次安排。对承担基础保供责任的煤电机组，允许地方结合实际将容量电价上浮至设计标准的30%；对调峰性能较强的气电机组，明确参照煤电标准建立容量补偿；对抽水蓄能项目实行全成本核算定价；值得关注的是，新型储能首次纳入容量电价体系，补偿标准将与放电时长、顶峰贡献等指标直接挂钩。 中国能源研究会测算显示，新机制落地后，预计每年可带动约1200亿元有效投资。华北电力大学能源互联网研究中心分析认为，在价格信号引导下，到2025年系统调节能力有望提升8000万千瓦，相当于新增约三分之一个三峡电站的规模。该制度安排在保障企业合理收益的同时，也尽量减少“一补了之”带来的效率损失。 从更宏观的角度看，此次改革标志着我国电力市场建设迈入“电量+容量”双轨制新阶段。德国能源署前技术总监米夏埃尔·库尔曼指出，中国方案兼顾短期保供与长期转型，其“分类施策、动态调整”的思路对全球能源转型具有借鉴意义。随着碳达峰进程加速，预计后续还将完善辅助服务市场规则，逐步形成更完整的电力价值体系。
能源转型是一场系统性变革，不仅是能源结构的调整，更需要电力系统运行机制同步升级。完善容量电价机制，是在新能源占比持续提升背景下，对电力系统安全稳定运行的主动适应。通过建立更合理的价值补偿机制，既能巩固新能源发展成效，也能提升电力系统可靠保供能力，这是推进能源革命、实现绿色低碳发展的重要路径。