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编者按：近日，北极星售电网收到甘肃市场主体反馈的关于甘肃电力市场的投稿，其中反映了甘肃电力交易、信息发布、考核、合同电量转让调整以及电力现货市场中的一些现象和问题。（注：以下内容为投稿，本文观点仅代表作者，与北极星售电网无关）
（来源：北极星售电网 作者：匿名）
2020年11月6号，甘肃省发改委下发了《甘肃省2021年电力用户与发电企业直接交易实施细则》，年度交易按照用户行业类型分三批组织交易，同时规则较2020年新增了用电侧合同电量转让、月度电量计划调整、集中竞价等内容，可是在甘肃省实际交易过程中并没有严格按照规则的内容执行，从交易组织到交易结果，让市场主体“看不懂、摸不清”。
甘肃独特的“高低匹配”集中出清
甘肃省第三批第一次交易采用了“集中竞价”方式开展交易，按照甘肃省电力交易中发布的交易公告，集中出清方式“采用低价（交易双方撮合成交价格）优先出清，价格相同时，按达成交易等比例分配，至总交易规模达到分月竞量竞价总交易规模为止。”“集中竞价”的总规模是38.346亿千瓦时，用户实际申报的电量远大于交易规模，交易中心公布的出清结果离谱，按照“低价优先出清”的原则，撮合匹配低价的用户电量应该优先出清后，再出清下一价格的电量，为何用户申报的最低电价261.63元/兆瓦时到最高电价307.8元/兆瓦时每个价格段都仅出清了部分电量，没有一家用户是全电量出清。
信息发布渠道不统一、不及时
电力用户年度交易电量申报时间、月度增量申报时间、电量调整申报时间不通过甘肃省电力交易平台向各市场主体公布，而是由国网甘肃省电力公司向各地供电公司通知，再由各地供电部门公司通过微信群等方式向电力用户通知，导致信息传递不及时，有时下午通知提交由用户、发电企业、售电公司三方共同盖章的材料，第二天下午就截止收取，使用户无法在规定的时间内完成，从而错过申报时间。
甘肃独特的“双向考核”
根据«甘肃省2021年电力用户与发电企业直接交易实施细则»第三十六条规定：
“用户和发电企业偏差结算费用计算方式:偏差结算电量×结算电费÷结算电量÷1０
售电公司偏差结算费用计算方式:偏差结算电量×所代理电力用户签订电费结算协议中明确的代理服务费用折算至度电价格水平×２”
甘肃省目前偏差结算采用双向考核，即售电公司代理的电力用户如产生偏差电量，则对电力用户进行偏差考核结算，同时对代理其参与交易的售电公司进行整体考核。用户2020年11月需申报2021年度分月电量，如用户预测电量不准，至今无任何措施可进行调整，电力用户只能被动接受偏差考核。目前很多用电企业反映，如果还是这种考核方式，不能对偏差电量进行调整，可能会因为电价过高面临停产的危险。
规则中的“合同电量转让”去哪了
根据«甘肃省2021年电力用户与发电企业直接交易实施细则»第二十八条规定：“当参与直接交易的市场主体因不可控因素,预计无法完成合同电量，造成合同无法执行的,可向交易中心提出申请,经省发展改革委批准并完成电费清算及偏差结算后可签订电量转让合同,将电量转让给其他符合准入条件的市场主体。电量无法转让的,经双方协商一致并完成电费清算及偏差结算后向交易中心申请解除合同,合同解除后,可参加月度交易。”
目前，用户没有收到任何关于合同电量进行转让公告及文件，用户也无法对合同电量进行转让。
说好的“合同电量调整”哪去了
根据«甘肃省２０２１年电力用户与发电企业直接交易实施细则»第二十九条规定：“年度合同的执行周期内,次月交易开始前,在购售双方一致同意且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上,允许通过电力交易平台调整后续各月的合同分月计划 (合同总量不变),调整后的分月计划需通过电力调控中心安全校核。”
根据今年前4个月的执行情况看，用户不能通过电力交易平台对合同电量进行线上调整，只能通过繁琐的线下流程进行，目前仅有1家用户对其1月电量调整申请公示成功，其余用户的电量调整申请至今尚未在甘肃省电力交易平台公示，用户不知道提交过去的材料都去哪了，也没有人通知电量是否已经进行了调整。
“双边”现货到底有几边
近期，甘肃悄然发布了《甘肃电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）》。甘肃电力交易市场作为全国首批现货试点之一，2020年4月模拟运行到8月连续试运行，单边现货市场初见成效，一直走着低调务实的路线，但深究其中也不免暗流涌动。此前按照国资委发布的《中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批40户划转企业名单》，华能甘肃公司已与大唐甘肃公司、大唐能源投资公司、国家能源甘肃公司、国电投（天津）投资公司等4家公司的14家电厂完成产权移交。目前，华能甘肃公司在甘火电装机规模和市场交易电量扩大至超过半数。在此场景下，一方面为保证新能源消纳，牺牲火电厂利益，火电厂又没有容量市场支撑，火电厂生存困难，中长期交易中火电凭借绝对优势不断压缩议价空间；另一方面新能源尤其是风电场始终存在负荷波动性大，受制于风况的季节特性，在年底出现大量负现货引起严重亏损，再加之甘肃现货市场“先结市场后结基数”的原则，压制新能源电厂基数电量，而政府和电力公司夹在其中，左右为难。
甘肃电力市场一直没有区分批发侧和零售侧，进入到“双边现货时代”电厂面向的交易方到底是售电公司还是单一用户？《甘肃电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）》对于发用两侧参与现货市场的中长期交易，用户与发电企业在签订中长期合约时约定中长期曲线。若发用两侧无法协商约定中长期曲线，则在签订中长期合约时按照典型曲线进行签约，可是意见稿中既未说明发用两侧如何签订曲线也未规定典型曲线的形状，大规模风电装机又如何跟用户签订曲线，如果发用双方各干各的，那现货出清的发电计划安排就是玩了个寂寞？
从时间轴看，先有中长期交易再有现货交易，但两者绝不是对立面，“中长期市场+现货”才应该是一个完整电力市场的架构。中长期交易先天成骨不全，现货市场自然如走钢丝，政府觉得推行难，发用双方自然不愿意拿利益冒险试水。甘肃电力市场因其特殊电源特性，想走出一条属于自己的路不容易，但怪象频出所有市场主体都难辞其咎，想要真正实现甘肃这把“如意”的绿色春天，还是那句老话“路漫漫其修远兮，吾将上下而求索”。
有市场人士指出，甘肃省电力市场化改革应该增强政策的科学性、规范性和严肃性，在政策制定和执行层面更多的考虑市场主体的意见建议，形成政府、电力交易中心、市场主体群策群力，共同建设和维护甘肃电力市场的良好秩序。
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6月25日，甘肃电力交易中心发布2025年4月甘肃电力市场运营报告，4月甘肃省内中长期市场化交易电量81.51亿千瓦时，同比增加0.99%，均价240.2元/兆瓦时，同比下降14.9%。其中省内直接交易62.02亿千瓦时，代理购电15.92亿千瓦时；跨省区外送电量50.15亿千瓦时，同比增长32.43%，外购电量1.91亿千瓦时，同
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