最新一期《求是》杂志发表了习近平总书记的署名文章《正确认识和把握我国发展重大理论和实践问题》，文章特别强调“决不允许再次发生大面积‘拉闸限电’这类重大事件”。不久前国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议，也提出“决不允许出现拉闸限电”。
电力保供再次成为舆情关注的热点话题。
为了保障电力稳定供应，从上游的煤炭增产、限制煤价、煤炭进口零关税，到下游的1439号文深化燃煤发电上网电价市场化改革，再到这次国常会注资100亿元支持煤电企业纾困和多发电，国家层面多管齐下志在必得。
而甘肃作为首批8个电力现货交易试点之一，则尝试从现货市场的角度寻找电力保供新方案。4月30日，甘肃电力现货市场实现连续结算试运行满一周年。目前，该现货试点正在努力向正式运行迈进。
甘肃现货试点助力电力保供，主要通过现货价格反映并影响市场真实供需关系，从而初步实现源网荷储协同互动。
我们可以拆解成供需两个角度来观察这一成果。
从供给侧看，现货市场可以有效传导上游煤价波动，激励煤电等各类电源的发电意愿。
2021年受煤炭价格高企影响，煤电中长期交易价格与煤炭价格出现倒挂情况，影响煤电企业发电意愿。现货试点则通过清晰反映供需关系的现货市场价格，在电力供应紧张时以高电价激励各类机组主动顶峰发电，提升电力供应能力。
2021年现货市场结算试运行期间，现货价格由5月的274元/兆瓦时攀升至12月的512元/兆瓦时，度电均价达到413元/兆瓦时，较燃煤基准价上涨34.18%。在高电价激励下，去年5-12月份，甘肃累计实现煤电企业增发电量92.6亿千瓦时。
无独有偶，另一现货试点省份山西也出现类似情况。去年山西现货市场价格伴随煤价上涨，发电侧出清价格由4月均193元/兆瓦时最大提升到10月均价1115元/兆瓦时，涨幅达477%，充分激发出各类电源的发电保供积极性。8月份全国性电荒时，该省也在保障省内供电的同时，完成临时跨省跨区增供任务，高峰时段增供电量达10亿千瓦时以上。
从需求侧看，现货市场可以引导用户调整用电行为，减小高峰时段用电负荷以降低购电成本。
甘肃在现货试点建设中发现，用户参与现货市场后市场化意识明显提高，电力紧张时段少用电，售出发电权益；电力富余时段增加用能，促进新能源消纳。用户由“按需用电”转变为“按价用电”，增加用户侧调峰潜能近200万千瓦。
2022年以来，甘肃电网系统最大用电负荷由晚高峰18-19点向早高峰10-11点转移，实现了削峰填谷的目的，显著改善了电网负荷特性，增加了全网新能源消纳能力，减轻了晚高峰时段的电力供应压力，初步实现传统源随荷动向源网荷储协同互动方式的转变。随着用户参与现货市场规模逐步扩大，资源优化配置范围及规模也将逐步增加。
甘肃试点连续结算试运行一周年的实践证明，现货市场不仅有利于提升电力供应保障能力，还能有效促进新能源消纳。
甘肃是我国重要的新能源基地。自2008年国家批准在甘肃酒泉地区建立国内首个千万千瓦级风电基地以来，甘肃新能源发展迅猛。截至2021年底，该省新能源装机容量达2897万千瓦。目前，该省新能源装机占比48%，清洁能源装机占比62%，是典型的“绿色电网”，电源形态已经初具新型电力系统的雏形。
立足自身新能源高占比的特点，甘肃现货市场机制设计以促进能源转型为基本原则。煤电、水电、新能源、用户全部参与，新能源报量报价、用户报量报价，与煤电同台竞争，新能源利用低成本价格优势获得发电权，促进电力资源在更大范围内优化配置和高效利用，保障新能源最大化消纳。
2021年甘肃新能源发电446亿千瓦时，利用率96.83%，同比提高1.55个百分点。2021年5月-2022年4月份现货市场结算运行期间，新能源利用率最高达到98.73%（7月）。
面对能源安全与能源转型两大时代课题，甘肃正在“新能源发电+特高压输电+现货市场售电”的新模式探索中寻求破题之道。而我们也将有幸见证这个中国碳中和革命的领跑者之一，在实践中不断成长和走向成熟。
