在构建新型电力系统的关键时期，我国电力价格机制改革迈出重要步伐。
国家发展改革委、国家能源局1月30日联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，标志着我国电力市场化改革进入深化阶段。
当前，随着新能源装机规模快速扩大，电力系统面临调峰能力不足、系统稳定性下降等挑战。
传统单一电量电价模式已难以适应新型电力系统建设需求，亟需通过价格机制改革引导各类电源协调发展。
此次政策调整正是针对这一现实问题作出的制度性安排。
根据《通知》要求，煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，较现行标准有较大幅度提高。
这一调整充分考虑了煤电在电力系统中的"压舱石"作用，有助于保障基础电源的合理收益。
同时，政策首次明确省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，体现了对调峰电源的政策支持。
在储能领域，新规对抽水蓄能电站实施差异化定价"新老划断"。
对已建电站继续实行政府定价，新建电站则采取"3-5年一核定"的动态调整机制，并鼓励通过市场方式回收成本。
特别值得注意的是，政策首次提出对电网侧独立新型储能电站给予容量电价支持，按照煤电标准折算确定，这将显著提升新型储能的投资吸引力。
业内专家分析，此次改革具有三个显著特点：一是分类施策，针对不同电源特性制定差异化政策；二是注重衔接，确保与现有电价政策的平稳过渡；三是市场导向，为未来电力现货市场建设预留接口。
国家能源研究院电力专家指出，容量电价机制的完善将有效解决"缺容量"问题，为新能源大规模并网创造有利条件。
从国际经验看，成熟电力市场普遍采用"电量市场+容量市场"的双轨制模式。
我国此次改革借鉴了国际先进经验，同时结合国情进行了创新设计。
预计到2026年，随着电力现货市场连续运行，我国将建立起更加完善的可靠容量补偿机制。
电力价格机制改革的关键，在于让稀缺性与可靠性被看见、被计量、被合理补偿。
完善发电侧容量电价机制并推进可靠容量补偿机制建设，既是对电力安全底线的制度性加固，也是对绿色转型进程中系统成本与收益关系的再校准。
面向未来，唯有在市场规则、技术标准与监管体系协同推进下，才能把“保供稳价”与“低碳高效”统一到可持续的新型电力系统之中。