为了避免新能源企业在现货市场中亏损过大，甘肃省主管部门对于拉大现货市场价差始终态度谨慎。

在2020年4月的整月结算试运行时，现货市场限价为50-1000元/兆瓦时。运行后发现，由于新能源预测偏差过大，经常需要在现货市场中被迫支付高价来买电，收益很不理想。因此，主管部门根据市场主体的意见修改了规则。在2020年8月开始的连续试结算中，限价收窄到60-500元/兆瓦时。

此时甘肃现货市场尚未引入电力用户，实行单边市场模式。2020年底，受冬季风电出力减小影响，甘肃电力供应紧张，现货市场价格频频触及上限。但单边市场无法将涨价传导给用户，电力市场产生大量不平衡资金。

连续结算试运行5个月后，现货市场交易宣告暂停。甘肃省开始引入电力用户，从单边市场向双边市场过渡。

2021年5月，新一轮长周期结算试运行开始，首批用户进场，限价范围也有所放开。5-10月为40-550元/兆瓦时，11月、12月为非汛期，限价40-600元/兆瓦时。

对于引入用户的必要性，前述参与甘肃市场设计的专家表示，甘肃用电量较大的用户中，硅铁、电石等企业调节性能好，能够快速响应价格。一些高耗能企业用电成本可以占到其生产成本的50%，这些企业也有动力根据价格变化调整自己的用电行为，节约用电成本。

从消纳角度看，现货市场产生的实时电价传导到至用户侧，能够改变用户的用电行为，引导用户在新能源大发的时候多用电，也能够促进新能源消纳。

他认为，由于目前市场价格上限较低，这种激励作用不明显，价格上限有必要进一步提高。这既是激励用户调整用电行为，也是激励新能源企业提高自身的功率预测准确性，或者是利用储能等灵活性手段参与现货市场交易。

2022年现货市场价格区间最终定为40-800元/兆瓦时。eo获悉，调度机构原本希望直接将价格上限提升到1000元/兆瓦时，但新能源企业不希望承受过大价格风险，主管部门的立场是市场尽量平稳运行，因此决定将上限暂设置为800元/兆瓦时，到11月、12月电力供应紧张的时候再作调整。

对于如何减少甘肃新能源企业在现货市场上的风险，多位电力行业人士表示，这实际暴露的不是现货的问题，而是中长期交易机制的问题。由于中国是先有中长期市场，再有现货市场，因此在现货市场运行时就会发现中长期市场设计中不适应实际情况的部分。

根据甘肃省发改委发布的《甘肃省2022年省内电力中长期交易实施细则》，甘肃省目前以年度交易为主，月度交易作为年度交易的补充。2022年甘肃将探索以月内剩余天数尚未执行的全部或部分合同电量或者特定天数的新增需求电量（分时电量）作为交易标的物，形成对年度、月度交易的补充。

开市也会更加频繁和规律。这份细则提出，以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易实行连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易定期开市。

从2014年起，甘肃弃风弃光问题逐步恶化。2016年，甘肃省弃风率达到43.11%，弃光率达到30.45%。也是在这一年，甘肃省被国家能源局列为“风电红色预警区域”。

2016年，国家发改委和国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，为各地设定最低保障收购小时数，甘肃2016年风电最低保障收购年利用小时数为1800小时，光伏一、二类资源区分别为1500小时和1400小时。

不过，在这一文件出台后，消纳形势严峻的甘肃、宁夏、内蒙古等省区就自行核定了远低于国家规定的风光保障小时数，超出部分通过市场交易定价，这在当时引起巨大争议。

甘肃省根据实际消纳能力核定后，风电光伏当年最低保障年平均利用小时分别只剩500小时和400小时。

从那时起，促进新能源消纳就开始成为甘肃电力市场建设的核心目标之一。

在省内电力市场中，甘肃极尽一切可能为新能源发电创造空间。

2015年，甘肃开始开展自备电厂与新能源发电权交易，由新能源企业支付一定成本，自备电厂让出发电空间，促进新能源的就地消纳。

2018年，甘肃启动电力调峰辅助服务市场，用价格信号激励火电压减出力，增加新能源消纳空间。据eo了解，目前甘肃火电出力全网平均可以降到33%，一些30万千瓦的机组可以将出力压到8万千瓦。未来火电灵活性改造还将继续推进，为了消纳更多新能源，火电调节深度还将进一步下压。

2020年，甘肃又启动需求侧资源辅助服务市场，引导电力用户参与系统调峰，使用更多新能源电力。

在现货市场中，甘肃新能源企业以“报量报价”形式参与市场，利用较低的边际成本，在市场上通过报低价获得出清机会。为了提高新能源申报的准确性，在实时市场中，允许新能源企业依据超短期预测，二次申报发电能力，修正日前预测偏差，最大限度保证新能源消纳。

近十年，甘肃新能源装机从百万千瓦量级猛增到两千多万千瓦。而从2010年到2020年，甘肃电网最大负荷仅从1100万千瓦增长至1731万千瓦。因此，省外电力市场也一直是新能源消纳的重要渠道。

为了解决消纳问题，甘肃省除了提高跨省输电能力，与其他省份签订政府间送受电框架协议外，一直积极通过跨省市场交易促进消纳。

由于新能源发电的随机性和波动性，新能源企业无法与外省直接签订中长期外送曲线，从2017年开始，甘肃采用新能源与常规能源打捆外送模式，由火电、水电新能源提供调峰。通过北京电力交易中心，甘肃组织新能源与水电、火电打捆，向北京、湖南、天津、广东等20个省（市）送电。新能源利用率也因此显著提升。

2017年，国网区域内跨区域省间富裕可再生能源电力现货交易启动。跨区域现货交易定位为送端电网弃水、弃风、弃光电能的日前和日内现货交易。在送端电网调节资源已经全部用尽，各类可再生能源外送交易全部落实的情况下，如果水电、风电、光伏仍有富余发电能力，预计产生的弃水、弃风、弃光电量可以参与跨区域现货交易。相关资料显示，2017年以来，甘肃新能源通过这一市场累计增发电量97.42亿千瓦时。

在多重努力之下，甘肃新能源利用率由2016年的60.2%提升至2019年的93.65%，2019年上半年国家解除甘肃风光红色监测预警，2020年新能源利用率达95.28%，首次超过95%。据eo了解，2021年新能源利用率预计也将保持在95%以上。

据《兰州日报》报道，国网甘肃省电力公司相关负责人介绍，2020年甘肃新能源市场化消纳电量达251亿千瓦时，占新能源全部发电量的66.12%。

新能源利用率逐年攀升的同时，甘肃电力市场建设也始终处在争议之中。从火电的严重亏损到单边市场被质疑“不是真正的市场”，再到双边市场中新能源企业的交易风险，各方利益层层交织，市场建设始终难以让所有人满意。

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