“双碳”目标推动下，我国新能源装机规模已居世界首位。截至2023年底，风电、光伏装机超过8亿千瓦，占总装机比重超过三分之一。此外，新能源发电的间歇性对电网稳定运行带来压力，亟需调节性电源提供支撑。此次两部门联合出台新政，旨在通过制度安排缓解这个结构性矛盾。 现行容量电价机制暴露出三上问题：一是煤电机组利用小时数持续下降，部分地区补偿标准难以覆盖固定成本；二是抽水蓄能项目成本约束机制不完善，存在投资冲动和效率风险；三是各地对气电和新型储能的补偿标准差异较大，客观上形成市场分割。这些问题削弱了调节电源建设的预期收益——影响项目推进——进而制约新能源消纳能力的提升。 深层原因在于传统计划管理方式与市场化改革衔接不足。随着电力现货市场试点省份增至14个，原有以行政定价为主的补偿方式已难匹配新型电力系统的运行逻辑。以山东为例，2023年新能源弃电率同比上升1.2个百分点，反映出系统调节能力仍有短板。
电力系统安全稳定与绿色转型并非对立，关键是通过制度把“可靠性价值”界定清楚、核算准确、兑现到位。完善发电侧容量电价机制，并探索更统一的容量补偿安排，既是顺应新能源规模化发展的必要调整，也是提升资源市场化配置效率的重要举措。下一阶段，政策执行的精细度与与市场机制的协同程度，将直接影响改革红利释放的范围和强度，并为建设安全、低碳、经济的现代能源体系提供支撑。