2026年实施。

这一举动，无疑给电力市场注入了强心剂，也引发了业内外的广泛关注和热议。

甘肃此番容量电价调整，核心指向明确：保障电力系统稳定运行，完善市场化电价机制。

330元/千瓦的电价标准，与国家发改委1501号文中煤电固定成本水平持平，较甘肃现有水平提升230%，相当于每千瓦时约0.073元（含税）。

此举覆盖了合规在运煤电机组和电网侧新型储能，排除了直流配套电源和抽水蓄能机组。

值得注意的是，甘肃将新型储能纳入容量电价机制，为新型储能发展提供了有力支撑。

容量电费结算将考虑申报容量和容量供需系数，申报容量不得超过机组有效容量，容量供需系数则由容量需求与有效容量之比决定，上限为1。

容量需求的计算考虑了省内用电负荷、外送容量需求、备用容量以及可中断负荷容量等因素。

容量电费将由省内工商业用户按月度用电量比例分摊，外送部分则由电源企业与受端省份协商。

回想几年前，为应对电力供需紧张，各地纷纷上马火电项目。

然而，随着经济增速放缓和新能源的快速发展，火电利用小时数逐年下降，不少火电企业陷入亏损困境。

以甘肃为例，其能源结构以火电为主，新能源占比相对较低，火电调峰压力巨大。

2021年，甘肃火电平均利用小时数仅3000小时左右，远低于全国平均水平。

低利用小时数加上较低的电价水平，使得甘肃火电企业盈利能力堪忧。

这次甘肃大幅提升容量电价，相当于给火电企业打了一针“强心剂”。

以一台100万千瓦的火电机组为例，新政实施后，每年可增加容量电费收入2.3亿元。

这笔钱可以用来弥补火电企业固定成本支出，提高盈利能力，也有利于鼓励火电企业投资灵活性改造，更好地适应新能源发展带来的挑战。

更深层次来看，甘肃的做法或将引发连锁反应，推动其他省份效仿。

国家发改委1501号文要求，2026年起各省容量电价回收固定成本比例不低于50%。

甘肃直接将比例提升至100%，无疑走在了全国前列。

这给其他省份释放了一个信号：容量电价机制改革势在必行，且改革力度可能超出预期。

可以预见，未来会有更多省份提高容量电价水平，并将新型储能纳入保障机制。

然而，高容量电价也并非没有风险。

对工商业用户而言，更高的电价意味着更高的生产成本，可能会影响企业竞争力。

此外，如果煤炭价格大幅上涨，火电燃料成本上升，容量电价机制的有效性也将受到挑战。

此外，甘肃将新型储能纳入容量电价机制，也为新型储能产业发展提供了新的机遇。

储能技术的进步和成本的下降，使其在电力系统中扮演越来越重要的角色。

通过容量电价机制，储能企业可以获得稳定的收益，从而更有动力加大研发投入，推动储能技术创新和规模化应用。

从长远来看，甘肃的探索具有重要的示范意义。

它不仅有助于保障电力安全稳定供应，也为构建更加清洁、低碳、高效的能源体系提供了新的思路。

当然，容量电价机制改革是一个复杂的过程，需要不断探索和完善。

未来，如何平衡发电企业、用户和政府的利益，如何有效控制风险，将是改革的关键所在。

作为一名资深撰稿人，我始终关注着能源行业的动态。

甘肃这次的改革，无疑是一次大胆的尝试，值得我们深入思考和探讨。

它或许会成为中国电力市场改革的一个重要里程碑，也将对未来能源格局产生深远的影响。