随着我国新能源装机规模跃居全球首位，电力系统随机性和波动性明显增强，调节能力面临更大压力。目前调节性电源中，煤电承担60%以上的调峰任务，但部分地区机组利用小时数已降至3500小时以下；抽水蓄能受建设周期影响，“十四五”新增投产仅42 GW；新型储能虽增长迅速，2025年累计装机达144.7 GW，却长期受制于盈利模式单一——约80%收益来自峰谷价差套利，项目平均收益率不足6%。此次政策调整聚焦三大结构性矛盾：一是煤电容量电价标准与实际保障需求不匹配，山东、甘肃等新能源大省已出现高峰时段资源偏紧；二是抽水蓄能现行定价对建设成本约束不足，超支风险难以有效传导；三是11个试点省份对气电和储能的补偿标准差异达3—8倍，影响全国统一电力市场建设进程。
容量电价机制的更完善，关键在于让“关键时刻顶得上、平时调得动”的资源获得与其贡献相匹配的回报。新型储能首次在国家层面明确容量价值，既回应了电力系统安全运行的现实需求，也是在电力市场化改革中补齐价格信号的重要一步。下一阶段，只有将补偿机制与可靠性考核、市场交易与系统需求更紧密衔接，才能在保障电力安全的同时提升新能源消纳水平，为能源转型提供更稳定的支撑。