绿电西发东送 市场驱动消纳

当河西走廊的风电群与陇东光伏基地形成“风光矩阵”，当甘南水电与储能电站构建起柔性调节网络，甘肃这个新能源装机占比超64%的西部省份，正通过电力现货市场的创新实践，绘制出“绿电西发东送、市场驱动消纳”的能源转型新图景。

自2024年9月正式运行以来，甘肃电力现货市场以新能源场站报量报价、用户报量报价、储能参与竞价等机制突破，推动新能源利用率稳定在90%以上，2024年外送绿电覆盖26省，其中新能源外送占比超50%，为全国高比例可再生能源并网提供了“甘肃解法”。

创新机制：构建适应新能源高占比的市场体系

一直以来，甘肃都是我国重要的新能源基地。境内的瓜州、玉门，更是有着“世界风库”和“世界风口”的美誉。

丰富的风光资源，为甘肃新能源的发展创造了得天独厚的条件，其新能源发电装机一直位于全国前列。截至今年4月底，甘肃全口径发电装机10388万千瓦，其中新能源装机达6719万千瓦，占比超64%。

在这样的背景下，传统的电力市场模式难以满足新能源大规模接入和高效消纳的需求，甘肃电力现货市场在机制设计上大胆创新，走出了一条特色之路。

“我们根据甘肃的实际情况，设计了一系列贴合新能源发展和电力供需特点的市场机制。”甘肃省工业和信息化厅电力处副处长李瑞楠介绍，甘肃省用电负荷中工业负荷占比超70%，工业负荷中高载能负荷占比超65%，这些用户对用电价格信号敏感且具备一定负荷调节能力。

在日前现货市场中，用户侧通过报量报价与发电侧进行博弈，从而降低用电成本。“以前是按需用电，现在通过参与市场定价，我们可以根据电价情况调整生产用电安排，在降低成本的同时，也为新能源消纳作出了贡献。”甘肃鸿丰电石有限公司电气主管马发臣表示。

据了解，“用户报量报价”是甘肃电力现货市场机制区别于其他省份最显著的特点。这一机制的深层意义，在于构建了一个“成本透明化、竞争公平化、消纳市场化”的新型电力市场秩序。

国家能源局甘肃监管办公室市场监管处四级调研员田甜指出，该机制使新能源消纳从“行政推动”转向“市场驱动”，为解决高比例可再生能源并网难题提供了“甘肃解法”。

中国华电集团有限公司甘肃分公司市场营销部张耀介绍，“报量报价”机制为新能源企业打开了“市场化优先发电”新通道。“我们不再依赖行政性计划指标，而是通过科学申报电量价格曲线，与煤电企业同台参与日前、实时市场竞价。凭借风电、光电低于煤电的边际成本优势，我们在多数时段能以更优报价获得更高发电权重，既保障了清洁能源应发尽发，又通过市场价格信号将低成本红利传导至用户侧。”

此外，储能参与市场机制和新能源分钟级辅助调频市场机制的建立，进一步完善了甘肃电力现货市场体系。随着新能源装机规模不断增加，电网净负荷曲线变化复杂，储能的调节作用愈发重要。

瓜州中能峰频电力有限公司的中能布隆吉储能电站便是受益者之一。“储能电站可参与现货市场和辅助服务市场取得收益，在新能源波动时发挥调节作用，为系统提供削峰填谷能力，同时也为自身带来了经济效益。2024年我站全年累计充电电量2617万千瓦时，放电电量2016万千瓦时，获得总收益2878万元。”该电站负责人说。

优化配置：提升电力资源利用效率

近一年的正式运行实践表明，甘肃电力现货市场机制让电力资源的优化配置得到了更充分的体现，市场价格更加清晰地反映电力供需，各市场主体在市场机制的引导下，实现了资源的高效利用。

从市场价格来看，2024年现货市场年度均价0.269元/千瓦时，同比降低12.9%。价格在空间和时间上的差异，充分体现了电能的时空价值。河西地区新能源装机规模大，用电需求少，2024年甘肃河西地区平均价格较河东地区低0.11元/千瓦时；在时间维度上，冬季供需紧张时现货市场价格高，夏季新能源大发、水电大发期供需偏松现货市场价格低。这种价格信号，引导着电力资源在不同区域和时段的合理流动。

在发电侧，各类电源在市场竞争中发挥各自优势。火电通过现货价差和辅助服务市场激励，主动进行灵活性改造，提升调峰能力。“高峰高价的市场价格，激励了火电机组顶峰发电。在市场低电价时，我们也会积极参与深度调峰，通过这种方式，既最大限度消纳新能源，也减少发低价电的损失，提高了企业的整体经济效益。”华能酒泉热电公司市场营销部负责人向记者介绍。在发电侧，各类电源以协同消纳新能源为核心目标，在市场机制中形成互补优势。

火电通过现货价差与辅助服务市场激励实施灵活性改造，其调峰能力的提升本质上是为新能源让出发电空间——当新能源大发电价偏低时，火电机组主动压减出力参与深度调峰，减少弃风弃光；而在新能源出力低谷的用电高峰时段，又通过“高峰高价”的市场信号激励顶峰发电，形成“新能源优先上网、火电灵活托底”的协同格局。

华能酒泉热电公司市场营销部负责人表示：“这种调节既保障了新能源全额消纳，也让火电企业通过‘避低就高’的调峰策略，减少低价时段发电损失，实现了社会效益与企业效益的统一。”

新能源凭借低成本优势，在市场竞争中获得更多发电机会，消纳水平显著提升。截至今年4月底，甘肃全省新能源发电量达305.68亿千瓦时，同比增长21.37%，新能源已成为全省发电量增量“大户”，利用率保持在90.99%。

在用电侧，用户参与市场定价，主动调整用电行为。以碳化硅、硅铁为代表的高耗能负荷主动响应市场价格，日负荷最高峰由晚高峰转移至午间光伏大发时段，削峰填谷负荷达230万千瓦，占甘肃电网总负荷的10%，负荷特性更加适应新能源发电特点。“通过参与电力现货市场，企业根据电价调整生产计划，在电价低的时候增加生产，不仅降低了用电成本，还为新能源消纳提供了支持。”李瑞楠说。

电力调度部门在电力资源优化配置中发挥着关键作用。“我们根据电力现货市场的价格信号和各市场主体的申报情况，科学合理地安排电力调度，保障电网安全稳定运行的同时，实现电力资源的最优配置。”甘肃电力调度中心市场处副处长吴锋介绍，“在新能源大发时段，我们充分利用储能和调峰资源，保障新能源消纳；在用电高峰时期，合理安排火电、储能顶峰发电，确保电力供应。”

在甘肃电力交易中心，巨大的屏幕上实时滚动更新着电力交易数据。成交量、实时价格等重要数据在这里一目了然。

该中心副总经理庞伟向记者介绍，目前，甘肃电力中长期市场实现年、月、周、日（D+3日滚动）连续运营，2024年省内中长期交易电量达1027.19亿千瓦时，同比增长4.29%。其中，D+3日滚动交易成交185.17万笔，成交电量216.58亿千瓦时，高频次交易支撑市场主体灵活调整供需曲线，有效实现将短期预测富余低价新能源资源向用户侧传导，实现了发用双方共赢。

“今年6月，甘肃电力中长期融合交易正式上线，实现了月、周交易周期的双向延伸和直购、回购、转让交易的有机融合，大大提高了交易的灵活性及便捷性，降低交易门槛。”庞伟说。

示范引领：为全国电力市场改革贡献“甘肃经验”

业内专家表示，甘肃电力现货市场的成功运行，不仅为甘肃本地的能源发展带来了巨大变化，也为全国电力市场改革提供了极具价值的“甘肃经验”，在全国统一电力市场建设中发挥了示范引领作用。

目前，甘肃电力市场构建了涵盖电力交易“全尺度、全形态、全品种”的电力市场体系，形成“省间+省内”全覆盖、“中长期+现货+辅助服务”全体系协同的完整架构。这种市场体系的建设经验，为其他省份电力市场建设提供了重要参考。

在市场机制创新方面，甘肃的用户报量报价、新能源报量报价等机制，为解决新能源消纳和电力供需平衡问题提供了新思路。

有关专家指出，甘肃在新能源高占比情况下，通过市场化手段破解新能源消纳难题，实现电力系统安全性与经济性的平衡，其经验值得在全国同类地区推广。这种创新的市场机制，对于推动全国新能源发展和电力市场改革具有重要意义。

此外，甘肃电力市场在促进新能源消纳和“双碳”目标实现方面的成效，也为全国提供了示范。截至今年4月底，甘肃全网新能源发电量同比增加53.82亿千瓦时，远超省内用电负荷增加量，有效助力了“双碳”目标的实现。2024年，甘肃外送电量达558.8亿千瓦时，覆盖26个省份，其中新能源外送占比超50%，相当于每年减少东部地区燃煤消耗1700万吨。这种将西部清洁能源输送到东部地区的模式，对于优化全国能源结构、减少碳排放具有重要的借鉴价值。

从河西走廊到东部沿海，甘肃的电力市场化改革实践价值，不仅在于解决当下新能源消纳的现实难题，更在于为新型电力系统建设提供了从理念到实践的完整解决方案，让“双碳”目标在市场化机制中照进现实。甘肃的“电力市场改革方程式”，正以其科学性、实效性和可复制性，成为全国能源改革版图中不可或缺的“西部坐标”。

展望未来，甘肃电力市场将继续深化改革，在容量市场、源网荷储一体化等方面开展研究和探索，进一步优化市场机制，提升市场服务能力。庞伟表示：“我们将持续完善市场规则，扩大绿电交易规模，探索绿证与碳市场衔接机制，推动绿电交易占比提升。同时，强化区域协同，依托‘陇电外送’通道，扩大外送规模，打造西北新能源外送品牌，为全国能源低碳转型作出更大贡献。”