2025年甘肃新型储能装机规模达659万千瓦

截至2025年9月5日，甘肃电力现货市场转入正式运行一周年。一年来，新能源大省甘肃交出了亮眼的周年答卷。

通过机制创新、源荷互动和生态构建三大突破，甘肃不仅实现了电力系统的安全稳定运行，更探索出一条高比例新能源电网下的市场化转型之路。

打造新能源友好型市场生态

当日8时，甘肃电力现货交易室内，工作人员正通过现货交易平台核对当日发电计划。“现在新能源企业可直接通过平台参与‘报量报价’，市场化消纳比例较去年提升23%。”国网甘肃省电力公司调度中心负责人杨春祥介绍。

一年来，甘肃电力立足能源资源禀赋，构建起以推动新型电力系统建设为核心，全时间尺度、全空间维度、全资源优化、全品种覆盖、全价值体现的“一核五维”市场体系，通过规则创新让新能源从“被动消纳”转向“主动参与”。

国内首创的中长期双边融合交易机制成为市场活力的“催化剂”。该机制实现直购、回购、发电侧转让、用户侧转让四类交易的融合组织，配合“D-2”日滚动交易模式，使中长期合约曲线与实际发用电曲线的吻合度提升至92%。截至2025年8月底，甘肃全省发电侧563家、总容量达7400万千瓦的市场经营主体参与现货市场交易；用户侧参与现货市场交易达454家，月均用电量近50亿千瓦时，占市场化用电量的60%。

在价格形成机制上，甘肃在全国率先推行新能源与用户“报量报价”同台竞争模式。这一创新使新能源凭借低成本优势获得优先消纳权，2025年4~6月连续3个月新能源发电量占比超过火电。在甘肃，以实时价格信号引导清洁能源优先消纳与高耗能企业“按价用电”有机结合，已成为破解新能源消纳、还原电力商品属性、促进电力资源大范围优化配置的有力举措。

构建灵活高效电力平衡体系

2025年7月11日，甘肃新能源单日发电量突破4.62亿千瓦时，占当日总发电量的58%，这一纪录的背后是现货市场引导下的源荷储高效协同。市场价格信号如同“无形的手”，指挥着千万千瓦级的能源资产有序运转。

冬季供暖期用电是对电力系统的“年度大考”。2024年12月，甘肃用电负荷同比增长15%，外送需求增加20%。供需关系反映现货价格，现货市场峰段均价调升至0.340元/千瓦时，较基准价上浮10%的价格信号激励火电机组提升顶峰能力60万千瓦，确保了居民供暖用电无虞。

与之形成鲜明对比的是，2025年6月，午间光伏大发时段现货价格触及地板价，价格信号引导高耗能企业将用电高峰转移至此时段，单日最大削峰填谷负荷达230万千瓦，相当于新建一座大型调峰电站。

储能作为新型电力系统的“稳定器”发挥着关键作用。2025年甘肃新型储能装机规模达659万千瓦，同比增长72%，储能最大充电电力达362万千瓦，最大放电电力达391万千瓦，相当于增加10台30万千瓦煤电机组调节能力。储能等新型主体的健康发展，为甘肃电网调峰保供提供重要支撑。

培育多元协同发展新格局

走进嘉峪关新能源基地，成片的风机与光伏板绵延不绝，储能电站与调峰火电厂错落有致，构成一幅现代能源画卷。这正是甘肃电力市场生态跃迁的生动写照。一年来，市场经营主体从传统发用两侧拓展至虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体，形成多元协同的发展格局。

截至2025年8月，甘肃新能源总装机突破7463.23万千瓦，占比达65.17%，稳居全国第三，新能源“量质齐升”态势显著，这一成就得益于现货市场与“沙戈荒”独立控制区市场的协同运作，使跨省通道利用率提升至90%以上，年增外送新能源电量超50亿千瓦时。

同时，甘肃电力通过数字化监管为市场公平保驾护航，在国家要求的51项监管指标基础上，新增新能源消纳率、储能响应速度等3项特色指标，通过智能预警系统实现市场异常行为实时监测，市场经营主体满意度达98%。2025年4月，甘肃电力现货市场“新能源全量入市”经验被列为全国推广案例。

“甘肃电力现货市场正式运行一年来，实实在在提高了新能源场站发电量和收益，我深感整个电力市场在朝着更高效、更绿色的方向协同发展。未来，相信新能源场站将迎来更多机遇。”甘肃电投能源发展股份有限公司部门负责人薛剑琦说。

从戈壁荒滩到产业园区，甘肃电力现货市场一年来的成功实践，充分证明了市场机制在新能源高占比电网中的适应性和有效性。甘肃电力将继续全力推进电力现货市场建设运营，助力能源清洁转型。