8月21日10时，在北京电力交易中心的统一组织下，甘肃电力交易中心通过“e交易”平台成功完成了甘肃首次向北京输送绿电的交易。此次交易涉及来自北京的30家电力用户和甘肃的142家新能源发电企业，预成交电量2597万千瓦时，其中，风电占31%，太阳能发电占69%。
甘肃电力交易中心自2006年成立以来，历经中长期市场、现货市场和市场全面融合三个发展阶段：2009～2017年，甘肃电力交易中心以中长期电量交易起步，以火电外送交易、省内直接交易和发电权交易为主，开启了改革探索之路；2015年，成为国家电网有限公司经营区内首家开展新能源替代交易的机构；2018～2020年，作为西北区域的电力现货市场建设试点之一，首家启动省级调峰辅助服务市场；自2021年以来，甘肃率先实现中长期市场按日不间断带曲线连续运营，为新能源参与市场提供灵活的调整手段。
通过多年实践探索，甘肃电力市场规模、新能源参与范围和市场电量均居全国前列，建立了符合甘肃能源结构、适应市场需求、衔接国家政策的融合型规则体系，包括“1+10”中长期规则和“1+7”现货规则等体系。
陇电东送，用足“风光”资源
新能源并网后，如何消纳是关键。2015年，甘肃新能源消纳面临三大难题。一是省内用电市场供大于求，省内用电负荷增长较慢，新能源装机容量增长迅速，新能源消纳空间不足；二是电网外送通道不足，尚未建成专用特高压电力外送电网通道，特别是河西新能源富集区网架相对薄弱，外送新能源电力能力有限；三是新能源弃风弃光率居高不下，2015年风电弃风率近39%，光伏发电弃光率达30%。
为此，甘肃一方面千方百计增加省内消纳，将传统火电的自备电厂利用小时数下压，为新能源发电让路，同时利用辅助服务市场补偿的手段激励火电机组进行灵活性改造；另一方面也在打开陇电外送的通道上先行探路。
“西电东送”是破解我国能源资源空间制约的重要途径，也是解决新能源消纳难题的必要手段。从能源结构上看，甘肃风能、太阳能可开发量在全国分别排名第四、第五位。新能源装机容量5699万千瓦，占总装机容量的62.23%，占比排名全国第二，是支撑新型电力系统构建的“重基地”。从地理位置上看，甘肃新能源80%集中在省内西部区域，而负荷75%集中在省内东部区域，呈现“西电东用”特点。甘肃电网通过19回750千伏线路与陕西、宁夏、青海、新疆电网互联，是西北电网“大枢纽”。在甘肃，“西电东送”被赋予省内省外双重意义。
依托省内资源禀赋，国网甘肃电力全力推动甘肃清洁能源大规模开发利用，进一步加强特高压外送通道建设及大电网规划建设，积极服务“沙戈荒”大型风电光伏基地送出。经过多年发展，甘肃已经形成覆盖主要能源基地和负荷中心的坚强网架和分区合理的电网格局，建成投运祁韶直流跨区外送通道，将西北地区富余电力输送至省内东部高负荷地区以及华北、华中、华东和西南等地区。
近年来，甘肃外送电量持续增长，由2019年的422亿千瓦时增长至2023年的522亿千瓦时。其中，2023年新能源外送电量达253亿千瓦时，占比48.55%。2024年截至目前，甘肃已组织达成新能源外送签约电量284亿千瓦时，占比达到54.83%，输送范围覆盖全国25个省份。甘肃电网已成为西电东送的“大通道”，甘肃也成为新能源外送大省。
市场发力，助推新能源消纳
甘肃持续完善中长期电力市场建设，提升市场运营水平。2022年，甘肃电力市场在年度、月度、周交易基础上，创新开展D+3日滚动交易（允许电力用户和发电企业在同一场交易中便捷按日参与申报日往后第三日至月末的各类增量减量交易品种的电力交易模式），实现365天不间断的全时段市场化交易。高频次、短周期的市场机制满足了新能源短期预测、灵活调整的交易需求，适应了新能源的波动性和随机性，为新能源省内消纳创造空间。这充分发挥了市场对能源资源配置的决定性作用，探索出了新能源市场化消纳的新路子，促进了甘肃清洁能源在全国范围内优化配置。
2023年，甘肃通过D+3日滚动交易成交电量102.66亿千瓦时，其中用户侧增购电量为6亿千瓦时，发电侧电量转让为96.66亿千瓦时，相当于同期月度合同转让成交电量的4.86倍，显著降低了新能源偏差电量风险。参加日滚动交易的电力用户，平均价格较同期其他省内中长期交易价格下降23%，实现了新能源发电与电力用户的双赢。
国网甘肃电力持续健全市场交易体系，通过创新交易机制、优化交易组织、完善交易平台功能等措施，以中长期合同的高效调整为目标，开展24时段交易，将各类中长期合同分解为24段电量后，在日滚动交易中便捷地进行转让。新能源企业等市场主体可通过短期预测调整中长期曲线，有效解决市场主体长期签约预测不确定的问题。在年度、月度和周交易的基础上，实现了D+3分时段日滚动交易，中长期市场全年按日不间断连续运营。此外，日滚动交易将转让、回购及增量交易融合组织，交易平台对申报信息撮合成交，提升交易便捷性的同时，降低用户用能成本，促进富余时段新能源消纳。
目前，国网甘肃电力中长期市场采用24时段带曲线滚动交易，与现货市场紧密衔接。甘肃在西北区域率先开展能量换容量交易，使甘肃电力时段性紧缺与青海可调节水电之间形成互补，增强了保供电能力。
最新数据显示，国网甘肃电力服务市场主体数量近三年翻了三番，已完善电力市场结算标准化体系和全流程可溯源的结算管控体系，实现了交易平台数智化、自动化运行。
截至今年7月，甘肃省省内已组织电力交易935.56亿千瓦时，省间已组织交易513.28亿千瓦时。目前，甘肃已成为全国新能源市场化程度最高的省份之一，参与市场新能源装机容量达5477.58万千瓦，占新能源总装机容量的94.5%。
发挥“决定性作用”，让资源配置更高效
2023年，甘肃全省发电量2112.85亿千瓦时，其中风电发电量437亿千瓦时，同比增长25.42%，占总发电量的20.66%；光伏发电发电量249亿千瓦时，同比增长38.07%，占总发电量的11.64%；新能源发电占比达到32.3%，新能源利用率达到95.29%。
近年来，甘肃加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏发电基地建设，已建成酒泉千万千瓦级风电基地，在兰州、武威、金昌、张掖、酒泉、嘉峪关建成六个百万千瓦级光伏发电基地，在张掖、武威、白银、定西、庆阳建成五个百万千瓦级风电基地。未来会有更多新能源电量从陇原发出，送到远方。
甘肃的新能源装机容量和发电量不断增加，随之而来的消纳、调峰需求更大，也更加复杂。市场如何优化才能消纳更多的新能源绿电？
愈加活跃的电力市场塑造着用户的用电方式。甘肃将用户引入现货市场，开展双边“报量报价”，用价格信号引导用户改变用能习惯，成功将甘肃240万千瓦负荷由晚间用电转变为白天用电，主动适应新能源发电特性参与电网调峰。甘肃推进辅助服务市场与现货市场衔接，引入储能参与调峰容量市场，推动由“调峰效果付费”改为“调峰能力付费”，市场机制的供需调节和资源配置能力明显提升。
2023年，甘肃在新能源装机容量较2015年翻两番的基础上，新能源利用率提升47个百分点，新能源电力送达25个省份，新能源市场化电量占比已超过80%。
未来，甘肃将继续完善适应新能源特性的市场功能体系，深化中长期连续运营，进一步向精细化、灵活化转变，便于新能源主体减少偏差风险；持续推动新能源进入市场，推动政府逐步缩小保障收购电量规模，推进分布式新能源进入市场，更大范围地实现市场对资源的优化配置作用；扩大绿电、绿证交易规模，持续加强绿电、绿证知识宣贯和培训，开展电—碳市场机制协同研究、推进用能企业积极参与绿电绿证交易；优化中长期交易价格形成机制，协助政府主管部门取消峰谷价差比例限制，按照市场供需关系形成交易价格，利用价格信号引导源荷双方互动。
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