我觉得市场低估了容量电价带来的深远影响了，至少目前市场没有什么反馈。
当前煤电仍是最主力电源，先看看今年前三季度情况。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时2716小时，同比降低83小时。分类型看，水电2367小时，同比降低362小时，其中，常规水电2585小时，同比降低383小时；抽水蓄能883小时，同比提高18小时。火电3344小时，同比提高49小时；其中，煤电3501小时，同比提高65小时；气电1877小时，同比提高51小时。核电5724小时，同比提高148小时。并网风电1665小时，同比提高49小时。并网太阳能发电1017小时，同比降低45小时。
目前全年火电平均利用小时数仍然维持在4400（2022年4379小时、2023前三季度提升了49小时）左右，容量电价推出为未来火电逐步退坡到2500左右做了制度安排，火电承担备用和调峰责任，水电和风电年际变化因来水和来风情况，年际有10%的波动，需要火电进行冗余和支持，目前没有有效的跨年的储能手段。
火电如果退坡2000小时，大概13亿装机，不考虑增量的情况下，新能源的消纳空间增加2.6万亿度电的空间，风电（按照2500利用小时）会有10.4亿千瓦装机空间或光伏（按照1500利用小时）17.3亿千瓦装机空间，按照当前新能源发展速度和度电成本降低的趋势，拿一部分出来弥补火电的容量电费绰绰有余，但是打开了未来的空间。
风光市场空间进一步打开后，度电成本未来仍有很大空间，并且会渗透到各行各业，风光制氢氨醇也会有长足发展，对油气我会出现大规模替代。
容量电价对学储能来说也有重要意义，有了参考和指导价值，对抽蓄、压缩空气、电化学储能等各种储能型式有了对标品种，会促进技术进步并逐步超越火电储能的成本，储能技术的发展会进一步促进和支持新能源的发展。
更何况我们电力的技术和市场机制可能会在一带一路输出和蔓延，叠加人民币的国际化进程，电力投资的输出也是必然。
电力虽然是共用事业，但是新能源是技术驱动的，度电成本的降低速度远远超过了传统化石能源，并且极其容易获得，未来十年或者更长时间坚定看好中国的电力投资头部企业，我相信未来有很大机会诞生市值千亿美金的电力巨头。