為了避免新能源企業在現貨市場中虧損過大，甘肅省主管部門對于拉大現貨市場價差始終態度謹慎。

在2020年4月的整月結算試運行時，現貨市場限價為50-1000元/兆瓦時。運行后發現，由于新能源預測偏差過大，經常需要在現貨市場中被迫支付高價來買電，收益很不理想。因此，主管部門根據市場主體的意見修改了規則。在2020年8月開始的連續試結算中，限價收窄到60-500元/兆瓦時。

此時甘肅現貨市場尚未引入電力用戶，實行單邊市場模式。2020年底，受冬季風電出力減小影響，甘肅電力供應緊張，現貨市場價格頻頻觸及上限。但單邊市場無法將漲價傳導給用戶，電力市場產生大量不平衡資金。

連續結算試運行5個月后，現貨市場交易宣告暫停。甘肅省開始引入電力用戶，從單邊市場向雙邊市場過渡。

2021年5月，新一輪長周期結算試運行開始，首批用戶進場，限價范圍也有所放開。5-10月為40-550元/兆瓦時，11月、12月為非汛期，限價40-600元/兆瓦時。

對于引入用戶的必要性，前述參與甘肅市場設計的專家表示，甘肅用電量較大的用戶中，硅鐵、電石等企業調節性能好，能夠快速響應價格。一些高耗能企業用電成本可以占到其生產成本的50%，這些企業也有動力根據價格變化調整自己的用電行為，節約用電成本。

從消納角度看，現貨市場產生的實時電價傳導到至用戶側，能夠改變用戶的用電行為，引導用戶在新能源大發的時候多用電，也能夠促進新能源消納。

他認為，由于目前市場價格上限較低，這種激勵作用不明顯，價格上限有必要進一步提高。這既是激勵用戶調整用電行為，也是激勵新能源企業提高自身的功率預測準確性，或者是利用儲能等靈活性手段參與現貨市場交易。

2022年現貨市場價格區間最終定為40-800元/兆瓦時。eo獲悉，調度機構原本希望直接將價格上限提升到1000元/兆瓦時，但新能源企業不希望承受過大價格風險，主管部門的立場是市場盡量平穩運行，因此決定將上限暫設置為800元/兆瓦時，到11月、12月電力供應緊張的時候再作調整。

對于如何減少甘肅新能源企業在現貨市場上的風險，多位電力行業人士表示，這實際暴露的不是現貨的問題，而是中長期交易機制的問題。由于中國是先有中長期市場，再有現貨市場，因此在現貨市場運行時就會發現中長期市場設計中不適應實際情況的部分。

根據甘肅省發改委發布的《甘肅省2022年省內電力中長期交易實施細則》，甘肅省目前以年度交易為主，月度交易作為年度交易的補充。2022年甘肅將探索以月內剩余天數尚未執行的全部或部分合同電量或者特定天數的新增需求電量（分時電量）作為交易標的物，形成對年度、月度交易的補充。

開市也會更加頻繁和規律。這份細則提出，以雙邊協商和滾動撮合形式開展的電力中長期交易實行連續開市，以集中競價交易形式開展的電力中長期交易定期開市。

從2014年起，甘肅棄風棄光問題逐步惡化。2016年，甘肅省棄風率達到43.11%，棄光率達到30.45%。也是在這一年，甘肅省被國家能源局列為“風電紅色預警區域”。

2016年，國家發改委和國家能源局印發《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，為各地設定最低保障收購小時數，甘肅2016年風電最低保障收購年利用小時數為1800小時，光伏一、二類資源區分別為1500小時和1400小時。

不過，在這一文件出臺后，消納形勢嚴峻的甘肅、寧夏、內蒙古等省區就自行核定了遠低于國家規定的風光保障小時數，超出部分通過市場交易定價，這在當時引起巨大爭議。

甘肅省根據實際消納能力核定后，風電光伏當年最低保障年平均利用小時分別只剩500小時和400小時。

從那時起，促進新能源消納就開始成為甘肅電力市場建設的核心目標之一。

在省內電力市場中，甘肅極盡一切可能為新能源發電創造空間。

2015年，甘肅開始開展自備電廠與新能源發電權交易，由新能源企業支付一定成本，自備電廠讓出發電空間，促進新能源的就地消納。

2018年，甘肅啟動電力調峰輔助服務市場，用價格信號激勵火電壓減出力，增加新能源消納空間。據eo了解，目前甘肅火電出力全網平均可以降到33%，一些30萬千瓦的機組可以將出力壓到8萬千瓦。未來火電靈活性改造還將繼續推進，為了消納更多新能源，火電調節深度還將進一步下壓。

2020年，甘肅又啟動需求側資源輔助服務市場，引導電力用戶參與系統調峰，使用更多新能源電力。

在現貨市場中，甘肅新能源企業以“報量報價”形式參與市場，利用較低的邊際成本，在市場上通過報低價獲得出清機會。為了提高新能源申報的準確性，在實時市場中，允許新能源企業依據超短期預測，二次申報發電能力，修正日前預測偏差，最大限度保證新能源消納。

近十年，甘肅新能源裝機從百萬千瓦量級猛增到兩千多萬千瓦。而從2010年到2020年，甘肅電網最大負荷僅從1100萬千瓦增長至1731萬千瓦。因此，省外電力市場也一直是新能源消納的重要渠道。

為了解決消納問題，甘肅省除了提高跨省輸電能力，與其他省份簽訂政府間送受電框架協議外，一直積極通過跨省市場交易促進消納。

由于新能源發電的隨機性和波動性，新能源企業無法與外省直接簽訂中長期外送曲線，從2017年開始，甘肅采用新能源與常規能源打捆外送模式，由火電、水電新能源提供調峰。通過北京電力交易中心，甘肅組織新能源與水電、火電打捆，向北京、湖南、天津、廣東等20個省（市）送電。新能源利用率也因此顯著提升。

2017年，國網區域內跨區域省間富裕可再生能源電力現貨交易啟動。跨區域現貨交易定位為送端電網棄水、棄風、棄光電能的日前和日內現貨交易。在送端電網調節資源已經全部用盡，各類可再生能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏仍有富余發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可以參與跨區域現貨交易。相關資料顯示，2017年以來，甘肅新能源通過這一市場累計增發電量97.42億千瓦時。

在多重努力之下，甘肅新能源利用率由2016年的60.2%提升至2019年的93.65%，2019年上半年國家解除甘肅風光紅色監測預警，2020年新能源利用率達95.28%，首次超過95%。據eo了解，2021年新能源利用率預計也將保持在95%以上。

據《蘭州日報》報道，國網甘肅省電力公司相關負責人介紹，2020年甘肅新能源市場化消納電量達251億千瓦時，占新能源全部發電量的66.12%。

新能源利用率逐年攀升的同時，甘肅電力市場建設也始終處在爭議之中。從火電的嚴重虧損到單邊市場被質疑“不是真正的市場”，再到雙邊市場中新能源企業的交易風險，各方利益層層交織，市場建設始終難以讓所有人滿意。

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