随着新能源装机规模不断扩大，我国电力系统面临新的平衡挑战；中国新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性和波动性强的特点，决定了必须配套建设相应规模的调节性电源。煤电、气电、抽水蓄能和新型储能成为承担系统调节任务的主要力量。在此背景下，完善容量电价机制成为优化电力市场、保障系统安全的重要举措。 "十四五"期间，我国陆续建立了煤电和抽水蓄能的容量电价机制，部分省份也探索建立了气电和新型储能的容量电价机制。这些制度安排通过发放"保底工资"的方式，推动涉及的电源在顶峰时段发电保供，平时为新能源让路，有效保障了电力系统安全平稳运行，有力促进了新能源消纳利用。然而，随着新型电力系统建设的推进，现行容量电价机制逐渐暴露出新的问题。 部分地区煤电利用小时数快速下降，现有容量电价水平的保障力度出现不足；抽水蓄能容量电价机制对企业的成本约束不足；各地针对气电和新型储能的容量电价原则不一致。这些问题的存在，制约了调节性电源的投资积极性，也不利于新能源的大规模消纳。为此，国家发改委、国家能源局发布通知，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，并适时建立发电侧可靠容量补偿机制。 此次改革的最大亮点是为电网侧独立新型储能建立了容量电价机制。这是首次从国家制度层面明确新型储能的容量价值，将其正式纳入发电侧容量电价体系。根据通知，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。 容量电价的核心机制是以装机容量而非发电量为基准获得额外收益，代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用。通俗而言，容量电价相当于发电厂获得了类似固定电话的"座机费"，只要保持发电能力"随时待命"，即使暂时不发电，也能获得一笔固定收入。这种机制对于新型储能尤为重要。 在容量电价水平的确定上，通知以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算。折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1，同时考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素。这一设计既表明了科学性，也为不同地区的灵活实施留出了空间。
从关注"发了多少电"转向保障"能否顶得上"，容量电价机制的完善反映了电力体制改革的新方向。将新型储能纳入这个体系既强化了系统安全基础，也回应了新能源发展需求。随着制度健全，调节能力强的电源将获得更合理回报，为电力系统的安全、经济和绿色发展提供更好支撑。