国家发展改革委、国家能源局发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》主要内容及影响如下：
一、政策背景与目标
背景：随着我国新能源大规模发展，已成为第一大装机电源类型。但新能源随机性、波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源，在新能源出力不足、电力供应紧张时段保障稳定供电。
目标：引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。
二、政策主要内容
分类完善容量电价机制
煤电及天然气发电：各地按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。
抽水蓄能：对于《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）出台前开工建设的电站，容量电价继续实行政府定价；电站经营期满后，按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。对于633号文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享。
电网侧独立新型储能：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。容量电价水平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，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。
建立发电侧可靠容量补偿机制
总体要求：可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。
合理确定补偿范围：补偿范围可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组。
做好与容量电价政策的衔接：可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。
完善电力市场交易和价格机制
鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
优化煤电中长期市场交易价格下限，适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。
完善电费结算政策
调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。
现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。
三、政策影响
对电力系统的影响
有利于增强电力安全保供能力，调动调节性电源建设积极性，提升顶峰出力，更好保障电力系统安全。
有利于促进调节性电源作用发挥，更好支撑新能源消纳利用，助力能源绿色低碳转型。
对市场和用户的影响
对居民、农业用电价格没有影响。
对于工商业用户，总体用电成本预计保持平稳。政策通过“一升一降”（调节性电源通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升）形成对冲，对工商业用户的购电成本影响不大。
对行业发展的影响
有利于推动调节性电源健康发展，引导企业科学合理布局，加强经营管理、降本增效，促进技术创新，更加高效地建设新型电力系统。
促进不同技术类型公平竞争，推动行业高质量发展。
