编者按 本文采用虚拟采访对话形式，将「甘肃电力市场」拟人化为受访对象，由「度电知光」提问，目的是以更易读的方式拆解复杂的市场规则与数据，便于读者理解。文中问答内容基于公开规则与数据编写，非真实人物采访。
弃风率39%，弃光率31%，煤电破产，负电价，工业凋敝。这是甘肃电力市场2019年前后的真实写照。但就是这样一个被问题「逼上梁山」的省份，到2025年硬生生把市场化交易电量比例做到88.25%，全国最高。弃电率从全国最差降到5%左右。它用24时段中长期，发用双侧竞价，D+3日滚动交易这三把刀，在高比例新能源的绝境中杀出了一条血路。今天我们直接对话甘肃省电力市场，看看这场逆袭到底怎么做到的。
图1 甘肃弃风弃光率变化趋势（2016-2025），数据来源，国家能源局
图2 省级电网市场化交易电量比例对比（2025年）
度电知光，听说你从弃电重灾区走到了全国市场化比例冠军，这个逆袭是真的吗？怎么做到的？
A
你这个问题问得太直接了。。。说实话，到现在我都觉得有点不可思议。2016年那会儿，我的弃风率39%，弃光率31%，全国倒数第一。风电场建好了只能晒太阳，光伏板装好了只能看月亮。到2025年，市场化交易电量比例88.25%，全国最高。弃风率降到5%左右。从被全国通报批评的「反面教材」，变成了大家都来学习的「甘肃样本」。你问我怎么做到的？一个字，逼的。两个字，活不下去了。三个关键词，丰枯矛盾，装机与负荷失衡，外送通道受限。新能源装机8041万千瓦，占总装机超64%，风电光伏已经是第一第二大电源了。但省内消纳能力根本跟不上，本地工业体量小，高载能企业又因为电价高跑了一大批。有电送不出，有用用不起，就是这么个死循环。
2019年那场危机到底严重到什么程度？听说煤电都破产了？
A
2019年是我最黑暗的一年，没有之一。三件事同时砸下来。第一，弃风弃光严重到离谱。十二五末弃风率39%，这说明每发10度风电，近4度被扔掉。光伏也好不到哪去，弃光率31%。几百亿的投资在那晒太阳。第二，工业凋敝形成死亡螺旋。新能源消纳不掉，为了维持火电生存，行政手段推高目录销售电价。结果甘肃高载能企业的电价远高于周边省份，铁合金，电石，碳化硅，一个接一个停产外迁。工业萎缩了，用电负荷跟着下降，新能源弃电更严重，又得靠提高火电电价维持系统，工业进一步萎缩。这是个正反馈死亡螺旋。第三，也是最刺激的，煤电破产加负电价同时出现。个别纯凝煤电机组年利用小时数跌破2000，要知道盈亏平衡点通常在3500到4000小时。申请破产清算了，引发央企煤电资产区域整合试点。现货市场呢，风电光伏大发加负荷低谷的时段，机组启停成本高又受中长期合约约束，发电企业宁可以负电价出售也不愿停机。水电也因为被迫让出空间出现了罕见的弃水。负电价，弃水，煤电破产，三件事叠在一起，你说这是市场失灵还是计划失灵？其实两个都失灵了。
你搞了个24时段中长期交易，把一天拆成24个独立交易标的，这么细有必要吗？
A
太有必要了。你想想看，传统中长期合同只约定总电量和均价，好比买一篮子水果只付了个平均价，完全不区分苹果和橙子。但甘肃的电源结构是风电光伏占64%以上，出力曲线波动巨大。午间光伏大发的时候电多到送不出去，晚上风光出力为零的时候又缺电。你拿一个均价合同去应对这种波动，中长期和现货完全脱节，两层市场信号互相打架。火电企业靠一个高均价就能锁死利润，根本不需要为新能源的波动性提供任何调节服务。24时段机制把一天拆成24个独立的交易标的，买卖双方得明确约定「几点发，几点用，什么价」。中长期合约从一个金融结算工具，变成了一个真实的，与物理曲线挂钩的带时标合同。比如一个光伏企业，可以提前卖出午间时段电量锁定0.15元的价格，对冲午间现货可能跌到0.05元的风险。两层市场信号统一了。这才是关键。
发用双侧同台竞价，让电力用户直接报量报价，全国就你敢这么干？不怕用户把价格打下去？
A
全国独创，没毛病。其他省份的用户只能被动接受发电侧竞价形成的价格，我们直接让大工业企业进场报价。你问怕不怕？不怕。因为用户不是来砸盘的，用户是来用电的。关键是，当用户能看到实时的价格信号，他们的行为会自发改变。午间光伏大发，电价极低甚至负电价，企业就自发把生产安排到这个时段。这不是政府命令，是市场在配置资源。效果非常直接。甘肃电网的日负荷最高峰已经从傍晚转移到了午间光伏大发时段，成功实现削峰填谷负荷约240万千瓦，占全省总负荷的10%。这相当于一个中型火电机组的调节能力，但成本为零。给你举个真实的案例。陇南市某新材料公司，高耗能企业，把电炉熔炼环节从夜间移到午间，利用低电价加富余风光电力。辅助工序安排在夜间。通过「依电价错峰生产」，每月节约电费超200万元，年节约超2400万元。用户侧资源是世界上成本最低，响应最快的「虚拟调峰电源」。发用双侧竞价，就是同时在市场里找「最便宜的供给」和「最不紧迫的需求」。
D+3日滚动交易，基于天气预报做交易调整，这是不是就是气象期货？
A
你说对了。在甘肃，电力市场其实就是气象期货市场的延伸。D+3日滚动交易的逻辑很简单，市场主体每天9点到15点，可以基于最新的天气预报，提前三天对后三天每个时段的电量做买入或卖出调整。这是24时段中长期的动态修正工具，是中长期曲线合同的流动性补充。对新能源企业来说，如果预报三天后有大风，风电企业可以卖出更多电量。如果预报阴天，光伏企业可以提前买入电量填补发电缺口，避免高价现货市场被迫买电。对售电公司和用户来说，如果预报降温负荷上升，可以提前锁定三天后的晚高峰电量，规避现货价格飙升。你想想看，广东，山东这些省份大多不具备这个精细化工具。甘肃市场对「天气」这个核心变量的重视程度，是刻在骨子里的。因为我们的系统就是由天气主导的。
你的电价到底有多极端？听说日内波动能从负数到800块？
A
这个问题我得好好说道说道。甘肃的电价不是均匀地低，是有强烈的时段结构的。晴天或大风时段，供给过剩，价格极低，历史上出现过零电价甚至负电价，比如负50元每兆瓦时。对于没有中长期合约覆盖的电量，发电企业相当于倒贴钱发电。阴天或无风的早晚高峰，供给紧缺，价格显著抬升，可以达到燃煤基准价的1.5到2倍。月均现货价格在150元到353元每兆瓦时之间波动，幅度超过两倍。日内价格波动从负50元到800元每兆瓦时都是有可能的。我必须严肃提醒一句，在甘肃，历史均价的参考价值极低。策略制定必须基于天气预报，实时供需，外送通道状态。这是策略难度最高的市场之一。一个错误的天气预报就可能导致巨额亏损。放弃「均价思维」，拥抱「天气和时段思维」，这是在甘肃市场生存的第一法则。
存量项目机制电价0.3078元，增量只有0.1954元，差了0.1124元，增量项目怎么活？
A
你这个问题问到痛点了。存量项目0.3078元保底，政府兜底，执行期20年，剩余寿命全覆盖。增量项目0.1954元，竞价下限，执行期只有12年。一个30万千瓦年利用1500小时的光伏项目，每年收入差超过5000万元。这个差距不是小数目。但你想深一层，这是政策从「普惠制」转向「竞争性」的标志。存量项目保底是「平滑过渡」，不让存量资产暴雷。增量项目保底价极低，几乎只覆盖边际成本，倒逼项目通过现货市场找超额收益。这是把项目推入「深海区」。在甘肃开发新增新能源项目，必须基于0.1954元的保守价格做投资测算，同时充分评估现货市场的溢价能力。比如在大风晴天高价时段能多发电的项目，才有竞争力。不能再依赖高额保底了。V3.2规则还强化了市场力监管，新增事前申报监测和事后价格缓解机制。因为2025年第一季度，部分火电主体在中长期市场报低价压低参考价格，现货市场频繁报极端高价，搞「低买高卖」套利。新规直接堵上了这个漏洞。
A
商业模式已经从试点走向可复制了。先说虚拟电厂。甘肃陇智源负荷型VPP，聚合8座充电站，1.5万千瓦，已经常态化交易。盈利模式很清晰，午间低电价甚至负电价时充电，同时响应电网需求降低充电功率提供「向上调峰」，获得调峰服务费。首月结算电量3491万千瓦时，推动午间绿电消纳提升23%，用户平均充电成本降低18%。V3.2规则对VPP明确了三种模式。电源型，比如分布式光伏聚合，出力特性类似新能源。负荷型，比如充电桩工业负荷聚合，用电特性类似用户。混合型，同时具备发电和负荷特性，分时或分身份参与。还有光热电站以「报量报价」方式参与，利用自带储热可调节的优势。再说储能。利润公式是，调峰服务价格200元每兆瓦时减去响应成本80元每兆瓦时，乘以响应电量，再加上峰谷价差套利。120元每兆瓦时的毛利润，是VPP和储能参与调峰的坚实商业基础。储能装机已达840.58万千瓦，全国首个协调控制系统投运。
甘肃的今天，会不会是其他省的明天？给后来者三条建议？
A
我确定地说，甘肃的今天就是很多省份的明天。全国新能源装机在持续攀升，当渗透率到了我这个级别，你就得面对我现在面对的所有问题。对比一下。广东是规则复杂精细，火电主导。山东是光伏第一应对鸭子曲线。山西是首个转正稳妥推进。甘肃是被弃电问题逼出来的，生存驱动。我的核心心智模型就三条。第一，放弃「平均」思维。忘记「一度电多少钱」这个概念，脑子里只能有「午间12点的一度电多少钱」和「晚上8点的一度电多少钱」。第二，拥抱「气象交易」。甘肃电力市场就是气象期货市场的延伸，核心竞争力不是财务模型，而是对风光温度的预测能力。第三，物理约束大于金融合约。甘肃的阻塞是常态，一个看似完美的金融套利策略，可能因为一条线路检修而完全失效。永远把电网物理拓扑作为策略的硬约束。甘肃的故事是「问题导向的改革」的极致体现。没有选择容易的路，而是走通了最难的路，用最精细的时段划分，最彻底的双侧竞价，最灵活的滚动交易，将系统的压力转化为市场参与者的经济动力。这条路，未来会有更多省份来走。
甘肃的故事告诉我们，当新能源渗透率到了64%以上，传统的计划分配和简单中长期交易彻底失效。唯有彻底的市场化，精确的时段拆分，双向的价格发现，灵活的动态调整，才能把系统的压力变成参与者的动力。甘肃今天走的路，是中国新型电力系统构建的关键探索。当其他省份的新能源渗透率继续攀升，甘肃的经验会成为不可绕过的参考。
风险提示，以上数据基于公开信息整理，具体执行以甘肃省电力交易中心官方文件为准。
度电知光 · 独家深度对话
本报告基于公开资料编写，具体执行以官方文件为准
