近年来我国新能源装机规模快速增长，风电、光伏已成为第一大电源类型。但新能源发电的间歇性特征给电力系统稳定运行带来挑战。2023年全国新能源弃电率虽已降至3%以下，但部分地区仍面临调峰压力。在该背景下，调节性电源的合理布局和高效运行成为新型电力系统建设的关键。 现行容量电价机制存在多个问题。部分地区煤电机组利用小时数下降，现有容量电价难以覆盖固定成本；抽水蓄能项目成本约束不足，存在重复建设风险；各地对气电、新型储能的补偿标准差异大，不利于全国统一电力市场建设。这些问题直接影响系统调节能力的发挥和能源转型进程。 改革推出三项主要措施：一是将煤电固定成本回收比例提升至不低于50%，相当于每年每千瓦165元；二是对抽水蓄能实行新老电站差异化定价，新建项目执行"一省一价"；三是明确电网侧独立新型储能可按煤电标准折算容量电价。这些措施通过价格信号引导投资，既保障基础电源合理收益，又为灵活性资源发展留出空间。 值得关注的是，改革建立了可靠容量补偿机制。这一机制改变了按机组类型分类补偿的做法，改为以实际顶峰贡献作为统一衡量标准。专家认为，这种市场化补偿方式符合国际成熟电力市场经验，有利于激发各类电源技术创新。据测算，新机制全面实施后，可提升系统顶峰能力约12%，每年减少弃风弃光损失超50亿千瓦时。 政策将产生多重效应：短期缓解煤电企业经营压力，中期优化储能项目投资回报周期，长期为"新能源+调节电源"协同发展奠定制度基础。随着现货市场建设推进，容量电价与能量价格的双轨制将更精准反映电力商品的多维价值。
完善容量电价机制是推进能源价格改革、加快建设新型能源体系的重要举措。通过建立科学的容量补偿制度，既能保障调节性电源的合理收益，激励其稳定投资和建设，又能有效支撑新能源大规模消纳，促进电力系统安全稳定运行。此改革反映了市场化、法治化的改革方向，为我国能源绿色低碳转型提供了制度保障，标志着新型电力系统建设正在向更加成熟的阶段发展。