随着新能源发电量不断增加，当前煤电的角色逐渐从发电量增长主体转变为电力安全保障的“压舱石”，电力系统稳定性挑战加剧，需要通过电价机制改革激励煤电提供基础保障和系统调节服务。2023年11月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制，业内对于确定煤电容量电价固定回收比例等问题的讨论愈发热烈。

　　近日，在“电力低碳保供研讨会”上，业内人士指出，当前，尽管新能源的发电成本持续下降，但新能源的消纳利用将带来输配电、系统平衡成本的增加，在近中期，成本将呈现上升趋势。电价组成逐步发生结构性变化。未来电价体系改革将聚焦于推动电能量市场进一步放开、优化适应新能源的输配电价机制、完善辅助服务市场和容量电价机制、加快推动用户侧参与市场等领域，形成更高效透明和更具竞争性的电力市场体系。

　　中电联发展规划部副主任张晶杰表示，确定煤电容量电价固定回收比例，需要考虑同当地能源转型的适配性、供热容量成本回收的问题以及跨省跨区容量电费的分摊机制。“例如，目前我国热电联产机组占比超过50%。在供热季，为保证民生供热，最大出力能力降低部分未能获取容量电费或者补偿，也没有将该部分费用通过供热价格进行疏导，导致供热机组在供热季部分容量电费损失。”

　　国网福建经研院副总工程师林红阳认为，电力市场的健康发展，要在发现最优价格的同时保障市场参与主体的投资回报信心。容量电价与电量电价共同构成的两部制电价机制，更符合电力生产的实际情况，是对市场服务供应主体更科学的反映。“煤电容量电价占固定成本的具体比例需要考虑市场化改革的实际，结合不同地区的资源禀赋和供需特性来设计。另外，在‘双碳’目标和能源电力规划的指引下，各省需要制定相应的能源电力规划，统筹新能源发展规模，并匹配相应的煤电、储能等规模，以便投资者根据规划提出的需求开展相应的项目评估参与建设，确保资金投入成效，并避免市场的非良性竞争。”

　　NRDC能源转型高级项目主管黄辉表示，容量电价机制与辅助服务机制对新型电力系统的构建起着至关重要的作用，可支持系统的稳定运行和对新能源的高效消纳，并能够帮助维持电价稳定。“在发展方向上，参与提供容量、辅助服务价值的主体要逐步多元化，定价方式从简单的固定成本补偿方式向以容量价值认定为导向的容量电价转变。价值评估可以尝试时段定价，重点体现用电峰时资源可提供的容量价值。成本分摊应反映不同发用电的电能质量需求，制定针对不同资源品种、不同用户的差异化补偿、分摊与考核机制，真正体现‘谁提供、谁获利，谁受益、谁承担’的原则。”