本报记者 康劲 本报通讯员 李泰昊 韩杰乐盈配资
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作为全国新能源装机占比高达65%、新能源发电量占比突破四成的省份，甘肃以市场化手段破解高比例新能源消纳难题，探索出一条“源-网-荷-储”高效互动的新型电力系统建设路径，为全国电力市场改革提供了可复制、可推广的“甘肃样本”。
祁连山下，甘肃酒泉戈壁的晨风拂过成片的风机，叶片缓缓转动，绿色电能通过特高压线路输往远方。同一时刻，在800公里外的兰州新区，中能建绿电制氢项目控制室内，工作人员紧盯电脑屏幕，果断调整生产计划——11点，电力现货市场价格仅为0.12元/千瓦时，而19点将涨至0.48元——他们将高耗能的电解制氢工序安排在电价最低的时段。
“以前是‘计划用电’，现在我们‘按价用电’，生产节奏跟着价格走。”项目负责人说，“这不仅降低了成本，更让绿电用在了刀刃上。”
这一变化，源于一场深刻的电力体制改革——电力现货市场的全面运行。截至9月5日，甘肃电力现货市场正式运行已满一周年。
“市场之手”重塑能源生产与消费逻辑
电力现货市场，是电力市场化改革的核心环节。它通过“日前”“日内”“实时”等短周期交易，让电力价格像普通商品一样不仅“明码标价”，并且随供需实时波动，精准反映电力的“时间价值”与“空间价值”。
放眼全国，电力现货市场建设正进入“倒计时”。根据国家发展改革委、国家能源局的部署，2025年底前基本实现全覆盖的目标。目前，全国已形成“7+6+12”格局：山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7地转入正式运行；江苏、南方区域等6地启动连续结算试运行；福建、四川、新疆等12地进入长周期试运行。
在甘肃乐盈配资，这场改革尤为深刻。这里不仅是新能源发展的“高地”，也是电力市场机制创新的“试验田”。截至今年8月底，甘肃全省已有563家发电主体、7400万千瓦装机容量参与现货交易；同时，454家传统“用电大户”月均用电量近50亿千瓦时，占市场化用电量的60%。尤为关键的是，甘肃是全国唯一实现用户侧“报量报价”参与的省份——用户不再是被动接受电价，而是主动申报用电量与价格，与发电企业同台竞价。
“以前是‘计划发电’，现在是‘按需报价’。”国网甘肃电力调度控制中心调度员指着大屏幕上的实时曲线说，红色代表高峰电价，绿色代表低谷电价，曲线起伏之间，是市场机制在精准引导电力资源优化配置。
目前，国网甘肃电力正聚焦全国统一电力市场建设，继续扩大新能源入市规模，优化市场限价政策，力争新能源装机突破8000万千瓦，为构建新型能源体系贡献“甘肃力量”。
“追价用电”高耗能企业变身“用电智者”
在传统模式下，高耗能企业是“用电大户”，用电成本固定，生产节奏难以灵活调整。而在现货市场中，电价每15分钟更新一次，企业用电开始“精打细算”。
电解铝、钢铁、化工等行业企业纷纷成为“用电智者”。当光伏大发、电价走低的午间，他们开足马力生产；当晚高峰电价飙升，他们则安排设备检修或减产。全省最大削峰填谷负荷达230万千瓦，占电网总负荷的10%，用电高峰从以往的18点前移至11点~12点。
“我们一年节省电费超千万元。”一位电解铝企业负责人坦言，“更重要的是，我们的生产更绿色了。”
这一转变，不仅降低了企业成本，更显著提升了新能源利用率。在新能源装机翻倍的情况下，甘肃新能源利用率较2015年提升30%以上，自2024年9月以来持续保持在90%以上。2025年4月至6月，新能源发电量连续3个月反超火电。
“追价用电”对储能和火电行业的影响尤为深刻。
在传统电力系统中，储能常被视为“昂贵的摆设”，依赖政策补贴生存。而在现货市场中，储能找到了可持续的商业模式——“一充一放”甚至“两充两放”。当电价低时，储能电站充电；当电价高时，放电获利。
“以前靠补贴，现在靠电价差，这才是可持续发展的路子。”一位储能企业负责人感慨。市场机制让储能从“政策驱动”转向“市场驱动”，激发了产业链的创新活力。
在新能源高占比背景下，煤电的角色也在悄然转变。过去，煤电是发电主力；如今，在新能源大发时段，煤电机组平均出力压降至额定出力的33%，为绿电“让路”。
在晚高峰或寒潮期间，当新能源出力不足时，煤电则“顶峰出力”，非停率与受阻率降至历史最低，顺利保障了2024年至2025年冬季供暖与夏季用电高峰。其顶峰能力提升了60万千瓦，成为系统保供的“压舱石”。
“甘肃样本”为全国改革提供关键参考
甘肃的成功，源于一系列制度创新与机制设计：全国首创用户“报量报价”、构建“省间+省内”“中长期+现货+辅助服务”全体系协同市场、推行“集中式+全电量优化”模式。
这些经验，正为全国电力市场建设提供关键参考。今年9月2日，国家发展改革委、国家能源局印发的《电力现货连续运行地区市场建设指引》明确提出，鼓励虚拟电厂、储能等新型主体“报量报价”参与竞争，打造规范透明的零售市场。
在南方区域，电力市场已连续结算试运行超50天，西电东送电量超500亿千瓦时；在浙江，现货市场实现5分钟滚动出清，2025年新增新能源消纳电量超1亿千瓦时；在四川，“水火同台”新模式启动试运行，探索水电大省的市场路径。
然而，挑战依然存在：新能源波动性带来价格“过山车”、用户侧参与门槛高、省间市场协同不足等问题仍需破解。
“我们不是在建立一个市场，而是在构建一种新型能源体系。”一位能源政策专家指出，甘肃的实践证明，市场化机制能够有效支撑高比例新能源接入，关键在于规则科学、配套完善。
“追价用电”“报量报价”也在重塑许多工业企业的“用电思维”乐盈配资，预示着能源消费的未来轮廓：唯有市场化、机制化、智能化，才能让“绿电”奔涌，让“成本焦虑”退场，让高质量发展真正落地生根；不是被动接受价格，而是主动管理成本；不是等待绿电，而是主动消纳。
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