国网甘肃省电力公司深入落实电力体制改革决策部署，贯彻国家关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，全面融入全国统一电力市场，加快建设新型电力系统，服务甘肃新能源高质量发展。
立足甘肃实际深化电力体制改革实践
从地理位置上看，甘肃新能源80%集中在省内西部区域，负荷75%集中在东部区域，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“总枢纽”。从电网网架上看，4条已投运、2条在建直流外送通道，外送输电能力达3390万千瓦，占国家电网跨区跨省送电能力的13%，是西电东送“主通道”。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4、第5位，新能源装机容量占比、发电量占比均排全国前列，是支撑新型电力系统构建“重基地”。
国网甘肃电力围绕源、网、荷、储、市场、机制六要素发力，建设空间范围覆盖省间、省内，时间周期覆盖年、月、日、时的全尺度、全形态、全品种的新能源高占比电力市场体系，促进甘肃新能源在全国范围内优化配置和消纳，助力甘肃新能源进入大规模、高比例、市场化、高质量发展新阶段。
走出甘肃电力市场特色发展之路
2009～2017年，国网甘肃电力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，持续推进甘肃电力市场建设。2015年，在国家电网有限公司经营区内首家开展新能源替代交易。2018～2020年，首批开展电力现货市场建设试点，以发电侧单边现货市场起步，建设适应高占比新能源的入市机制。国网甘肃电力在西北区域首家启动省级调峰辅助服务市场，逐步形成了中长期市场发挥“压舱石”作用、现货市场发挥分时分区价格作用、辅助服务市场发挥市场调节作用的格局。2021～2023年，各类市场有序衔接，国网甘肃电力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。
国网甘肃电力围绕现货市场开展双边报量报价工作，引导客户由“按需用电”转变为“按价用电”。推动240万千瓦负荷主动适应新能源发电特性参与电网调峰。辅助服务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”。市场资源配置能力明显提升，2023年，甘肃在新能源发电装机容量较2015年翻两番的基础上，新能源电力利用率提升34个百分点，送达25个省份。
优化新能源高占比省级电力市场体系
甘肃新能源参与市场走在全国前列，入市新能源发电装机容量占新能源发电总装机容量的93.64%。市场机制建设取得显著成效。
规则体系全。国网甘肃电力建立符合甘肃能源结构、适应市场需求、衔接国家政策的融合型规则体系，形成了“1+8”中长期规则体系和“1+7”现货规则体系。
中长期机制新。中长期市场按自然日不间断开展24时段带曲线滚动交易，与现货市场有机衔接。在西北区域率先开展能量换容量交易，将甘肃电力时段性紧缺与青海可调节水电互补，增强保供电能力。
现货作用实。现货市场采用发用两侧双边报价方式，通过“日前市场+实时市场+1分钟调频”解决短期及超短期预测偏差问题。实现全网独立储能和新能源配建储能集中控制，最大化利用网内储能资源。
需求响应稳。引导客户、负荷聚合商和虚拟电厂等可调节资源主体通过“报量报价”方式竞价参与电力需求响应，按照“谁受益、谁分摊”的原则补偿费用分摊或分享，激发客户侧市场主体活力。
保障能力强。服务市场主体数量近三年内翻了三番。建成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。全面实现交易平台数智化、自动化运行。
国网甘肃电力将全面把握电力市场体系建设方向，加快推动现货市场转正式运行，尽快启动零售市场，持续推动商业模式创新和市场机制健全，持续建设绿电、绿证、碳市场同向发力的电力市场，适应新能源集散接网、分布式新能源装机比例不断增加、智能微电网持续发展、网架结构更加复杂多样的新变化。
