新能源装机快速增长改变了电力系统运行特征；风电、光伏出力波动大，对电网调峰、调频、备用提出更高要求。但调节性电源面临收益不确定、投资周期长的困境，容易出现"需要时建不起来、建成后用不好"的局面，威胁迎峰度夏、迎峰度冬等关键时段的电力供应。 问题根源两个上。其一，电力市场化改革深化过程中，电能量价格主要反映发电量价值，对可靠容量价值的体现还不充分。现货市场尚未全面连续运行，辅助服务与容量机制衔接仍完善，调节资源的固定成本难以稳定回收。其二，不同电源的功能定位差异明显：煤电需承担更强灵活调节任务，气电快速启停但燃料成本受限，抽水蓄能和新型储能虽在顶峰支撑上优势突出，但投资大、补偿机制不清晰。这些因素叠加，使容量价值定价和补偿成为制约系统安全和转型的关键。 此次通知以"分类完善、逐步衔接市场"为主线，将调节性电源的系统价值制度化。一是完善煤电容量电价，明确提高固定成本回收比例，稳定煤电作为"压舱石"的预期，引导灵活性改造。二是鼓励有条件地区建立气电容量电价机制，缓解气电"成本高、利用低、收益波动"的困境。三是对抽水蓄能按开工时点差异化安排，新项目按弥补平均成本原则形成统一容量电价，既保证投资可预期性，又为市场化回收预留空间。四是建立电网侧独立新型储能容量电价机制，将放电时长、顶峰贡献纳入考量，引导储能从"拼规模"转向"拼性能"。 现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制，按各类机组的顶峰能力进行补偿，逐步扩展补偿范围。这打通了"容量电价—可靠容量补偿—现货与中长期交易—辅助服务"的制度链条，推动不同机组在统一框架下公平反映对系统的贡献。 落实中需把握三个重点：其一，结合本地电源结构、负荷特性和市场进度，科学测算容量需求，避免一刀切；其二，强化与现货市场、辅助服务市场的协同，把补偿与"真实可用、可调可控"挂钩；其三，加强政策解读和监管，防止以容量补偿替代效率提升，促进调节性电源规范竞争、健康发展。 从中长期看，容量电价与可靠容量补偿机制的完善将为新型电力系统建设提供制度支撑。一上增强系统韧性，提升极端天气下的顶峰保障能力，降低供应风险。另一方面，通过将顶峰贡献、放电时长等指标纳入定价，推动技术进步与投资优化，加快抽水蓄能、新型储能发展，带动煤电向"基础保障+灵活调节"转型。随着现货市场范围扩大、规则成熟，容量机制与电能量价格将形成更完整的价格信号体系，提升资源配置效率和绿色转型质量。
容量电价机制的完善标志着我国电力市场化改革进入深化阶段；政策既立足当前保供稳价需求，又着眼长远构建新型电力系统。随着各项措施落地，一个更加灵活、高效、绿色的电力市场体系正在形成，为经济社会发展提供坚实能源保障。如何在安全、经济、环保三重目标间取得平衡，仍需在实践中持续探索。