9月5日，2024电力市场秋季论坛暨甘肃电力现货市场转正式运行大会于甘肃省兰州市举办。会上宣布，甘肃电力现货市场转正式运行。
这是全国第四个转入正式运行的电力现货市场，此前， 山西省、广东省 和山东省电力现货市场已先后转正。
电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易，将日前及日以内的交易称为电力现货交易。
在功能上，现货市场负责发现电力实时价格、准确反映供需关系，并实现电力系统的调峰。电力现货市场建设实施路径一般包含模拟试运行、调电试运行和结算试运行三个阶段。
甘肃是首批八个电力现货市场建设试点省份之一，于2018年12月进入模拟试运行，2019年9月和11月完成两次周结算试运行。2020年4月，甘肃成为全国首家电力现货市场实现完整月结算试运行的省份。
2021年5月，甘肃电力现货市场开始执行长周期结算试运行，至今已连续不间断结算试运行40个月。
甘肃电力现货市场也是全国首家新能源“报量报价”、全国唯一一家用户“报量报价”参与，连续运行时间最长的电力现货市场。
“现货市场引导用户由按需用电向按价用电转变，降低了高峰用电保供压力，增加了新能源消纳能力。”在9月5日的论坛上，甘肃省工业和信息化厅厅长韩显明指出，2022年起，甘肃电网系统最大用电负荷由晚高峰18点转移至中午11点，削峰填谷负荷230万千瓦，新能源利用率保持在90%以上。
韩显明同时表示，发电企业全部进入现货市场，工商业企业市场交易电量超过六成，目前现货均价度电在0.2元左右，有效降低了全省工业用电成本。
甘肃电网是国家电网西北的枢纽，为典型的新能源高占比送端电网，电力外送25个省市。
截至8月31日，甘肃全省发电总装机超过9400万千瓦，其中，新能源装机超5900万千瓦，占比63.24%。该占比位居全国第二，仅次于青海省。在“十四五”期间，甘肃新能源新增并网容量超3300万千瓦，风电、光伏分别成为省内第一、第二大电源。
国家电网表示，自2023年起，甘肃省内新增用电量全部实现新能源增发电量替代，甘肃电网成为了全国新型电力系统特征最明显的电网。
韩显明在会上披露，今年1-7月，甘肃新能源发电量达到485亿千瓦时，居全国第十，预计全年超800亿千瓦时；新能源发电量占比超过36%，居全国第二。今年前7个月，新能源外送电量达到160亿千瓦时，连续7个月保持2位数增长。
新能源装机占比高的电力现货市场，也同步带来了市场价格逐步走低和系统成本快速提升，甘肃发电企业纷纷大倒苦水。
“甘肃市场作为全国首个也是唯一一个用户‘报量报价’参与市场出清的现货市场，率先将市场优化目标由发电成本最小，发展为全社会福利最大，即实现生产者剩余与消费者剩余之和最大化。”
中国华能集团有限公司市场营销部副主任安娜在9月5日的会上直言，甘肃目前的实际情况是消费者剩余逐步扩大，但生产者剩余已经降至负值。
消费者剩余是指消费者消费一定数量的某种商品愿意支付的最高价格与这些商品的实际市场价格之间的差额。生产者剩余是生产要素所有者、产品提供者在市场交易中实际获得的收益与其愿意接受的最小收益之间的差额。
安娜给出的数据显示，今年1-7月，甘肃省用户侧的平均用电价格同比下降0.025元/度，用能成本下降了近20个亿，而发电企业煤特别是煤电1-7月度电结算价格同比下降0.038元/度，煤电机组约有超过0.01元的度电亏损，而且未来还有进一步扩大的趋势。
北京电力交易中心有限公司总经理谢开表示，由于新能源低边际成本特性，新能源大发时段系统价格迅速降低，大量挤占火电交易空间。
谢开披露的数据显示，今年前7个月，甘肃省内火电中长期签约量同比大幅下降43%，现货市场平均价格由去年的324元/兆瓦时下降至247元/兆瓦时，已大幅低于甘肃煤电基准电价307.8元/兆瓦时，触及价格上限时长由去年的1138小时下降至276小时。
光伏发电也面临亏损。
甘肃省电力投资集团有限责任公司(下称甘肃电投集团)副总经理王东洲表示，截至7月底，甘肃省装机规模9257万千瓦，全省最高用电负荷2322万千瓦，供需比4：1。全省发电装机快速增加，而消纳能力显著不足，加剧了发电企业的市场竞争。
甘肃电投集团是甘肃省第二大发电主体，截至去年年底控股建成及在建电源项目55个，总装机容量1433万千瓦。
“我们今年利用小时数和结算电价下得都比较快，经营难度不断增加。”王东洲说，截至7月底，利用小时数为1882，同比下降了18%，结算电价下降了10%。尤其光伏的利用小时数和结算电价下降较多，分别同比下滑了16%和24%，新投产的平价光伏面临亏损的局面。
谢开认为，新能源高占比电力系统中，仅依靠电能量收益无法合理体现传统电源在保供方面的价值。需要加快推进容量价格政策落地，完善辅助服务市场建设，做好与电能量市场协调，引导火电机组由电量供应主体向支撑调节型电源转变。
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