甘肃新能源装机占比高达42.3%，是省内电力系统第一大能源，但受本地消纳空间有限、跨区输送通道和调峰能力不足的约束，高比例新能源消纳一直存在较大压力。在现货市场建设起步阶段，甘肃省建立了考虑新能源参与的发电侧单边现货市场机制，但由于现货价格无法传导至用户侧，限制了电力需求价格弹性的释放，难以进一步扩大新能源消纳空间。针对新能源市场化消纳矛盾，提出了甘肃现货市场机制改进建议，设计了用户侧作为价格接受者参与的甘肃现货市场双边交易机制，重点阐述了市场组织方式、出清模型、价格机制和结算机制等，主要内容如表1所示。
组织方式
日前市场采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织，以系统购电成本最低为目标集中优化出清；实时市场采用日前现货市场封存的市场主体申报信息进行集中出清，新能源场站可依据超短期发电预测修改报价。
出清模型
日前市场采用安全约束机组组合模型（SCUC）出清次日的发电机组组合，日前市场和实时市场采用安全约束经济调度模型（SCED）出清发电机组的发电计划以及节点电价。
价格机制
采取节点电价的定价方式，即市场主体均按照所在物理节点出清电价结算现货市场电能量电费。
中长期合约分解
合约分解方式包括自定义分解曲线和标准分解曲线两类，自定义分解曲线通过双边协商或挂牌交易确定，标准分解曲线则是由市场运营机构按照一定的规则统一分解：1）根据统调历史负荷确定峰、平、谷三段负荷比例，将日电量分解分时电量曲线，即峰平谷曲线；2）将日电量平均分解为分时电量曲线，即全天平均曲线；3）将日电量平均分解至每日峰段，平段、谷段为零，即高峰时段曲线。
结算机制
中长期交易结算曲线按照合同约定价格结算，日前市场出清曲线与中长期交易结算曲线之间的偏差按照日前节点电价结算，实际发电曲线或用电曲线与日前市场出清曲线之间的偏差按照实时市场节点电价结算。
采用IEEE-39节点的系统模型，模拟单边现货市场和双边现货市场机制下高比例风光新能源电力系统的现货市场出清结果，并基于需求价格弹性系数计算用户用电需求变化。
单、双边市场模式下，系统的各时段的用电情况如表2所示，双边市场模式下，系统负荷特性更有利于消纳夜间大发的风电资源和日间的光伏电量。
新能源在单、双边市场模式下中标情况分别如图1、图2所示，双边市场模式下系统用户根据现货价格信号调整用电需求后，可减少弃风电量3585.86MWh、弃光电量1561.05MWh。
在用电成本方面，单边现货市场中，系统用户按照目录电价的购电成本为443.2元/MWh；电力用户作为价格接受者参与现货市场后，平均购电成本为339.76元/MWh。
综合来看，双边现货市场机制可节约电力用户的用电成本，激励用户形成对新能源发电友好的用电曲线，有效促进高比例风光新能源电力的消纳。
