能源结构加快转型的背景下，我国电力系统同时面临保供安全与低碳发展的双重压力。随着新能源装机规模持续扩大，传统电源的调节支撑作用更加关键，但现行电价机制尚不足以充分体现不同电源的系统价值，调节性电源投资动力偏弱，进而对电力系统安全稳定运行带来影响。此次政策调整的重点，是建立更契合新型电力系统的价格形成机制。根据通知要求，煤电容量电价回收固定成本将提高至50%以上，较现行标准明显提升。该调整既体现煤电在保供中的“压舱石”作用，也兼顾企业合理收益。对天然气发电，政策首次明确省级价格主管部门可建立容量电价机制，补齐气电价格政策的制度缺口。 在储能领域，政策体现出分类管理思路。对抽水蓄能电站实行新老划断：已建项目继续执行政府定价，新建项目将逐步转向市场化定价。值得关注的是，新型储能首次纳入容量电价体系，定价将综合考虑放电时长、顶峰贡献等因素，有望改善新型储能商业模式不清晰、收益机制不稳定等问题。 专家分析认为，此次改革主要体现在三上：一是通过价格信号引导电源结构优化，促进各类电源协同发展；二是为电力市场建设提供制度支撑，推动完善“电量市场+容量市场+辅助服务市场”的市场体系；三是在保障电力安全的前提下，更好服务“双碳”目标，推动能源绿色转型。 从实施路径看，政策采取分步推进。在电力现货市场连续运行地区率先建立可靠容量补偿机制，再逐步扩大范围。这种安排兼顾地区差异，也为市场主体预留适应期。为推动政策落地，两部门要求各地做好政策解读和组织实施，并加快电力市场体系建设。
容量电价机制的完善是一项复杂的系统性工作，涉及多方主体的协调与利益平衡。改革需要在保障电力系统安全稳定的同时——推动绿色低碳转型——并提升资源配置效率。通过分类施策、进行，既顺应市场规律，也为新型电力系统建设提供了更清晰的价格信号。随着对应的改革加快，容量电价机制有望为我国能源转型升级提供新的支撑，助力实现碳达峰、碳中和目标。