继山西、南方（以广东起步）、山东电力现货市场之后，9月5日，甘肃成为全国第四家转入正式运行的电力现货市场省份。推动新能源大规模入市的当下，甘肃电力现货市场转入正式运行意义重大，备受关注。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵紫原）
2017年8月，国家发展改革委、国家能源局联合发文，选择南方(从广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，正式启动电力现货市场建设试点工作。考虑到各地资源禀赋、发展阶段各不相同，第一批现货试点既包括南方（以广东起步）、浙江、山东等经济和能耗大省，也包括蒙西、山西、甘肃等传统能源和新能源富集地区。
甘肃有其独特的资源禀赋，甘肃电力已外送至25个省份，作为风光资源大省，甘肃新能源发电装机容量达5798万千瓦，占电源总装机容量的62%，位居全国第二……陇原的沙漠、戈壁、荒漠已是富饶的能源“聚宝盆”。
甘肃电力现货市场在碰撞与融合中，不断摸索建设路径，也积累了宝贵经验。2018年12月，甘肃电力现货市场进入模拟试运行。2020年12月，甘肃省内用电与外送电负荷双增，现货价格频繁出现0.5元/千瓦时的“天花板”价。2021年2月，国网甘肃省电力公司向省内各市场主体下发通知，称近期甘肃电网以及全国电力供应整体偏紧，已不具备开展电力现货市场连续结算试运行的条件，彼时长周期结算试运行工作已连续运行5个月的甘肃电力现货试点被叫停。
时隔三个月后，2021年5月，甘肃电力现货市场启动新一轮连续结算试运行。2022年5月，甘肃省发展和改革委员会发布《关于优化新能源发电企业参与省内电力中长期交易有关工作的复函》，甘肃省发改委要求电力交易中心适时组织年度补充交易，确保省内新能源发电企业完成90%省内消纳市场化新能源电量必须签订中长期合同的既定目标。文件一出引起热烈讨论，有业内人士指出，此举加剧了新能源的价格风险、曲线风险和偏差风险，也在一定程度上暴露了新能源入市的配套机制尚不健全。
经过连续稳定运行超过三年时间，甘肃把“绊脚石”变成了“垫脚石”，建成了全国唯一一家用户报量报价参与、连续运行时间最长的现货市场和新能源高占比的电力市场体系。《中国电力企业管理》2023年刊发的一篇文章介绍了甘肃现货市场建设的先进经验，指出其实现了用户侧“报量报价”参与现货市场。文章称，我国各省市现货市场建设初期，为稳定终端市场用户电价，由初期基本采用用户侧不参加的“单边市场”模式逐步过渡到用户侧报量不报价的“半双边”方式参与，虽然一定程度上完善了市场主体参与度，但由于用户侧作为价格接受者参与现货市场，无法准确反映出用户真实的用电需求。甘肃作为目前全国唯一一家用户侧报量报价参与现货市场的地区，有效引导了用户用电习惯，使用户由“按需用电”转变为“按价用电”，充分发挥需求响应系统平衡调节作用。
甘肃电力行业人士告诉记者，甘肃电力现货市场转正式运行，为我国高比例新能源的新型电力系统建设提供了甘肃经验，一是创新提出了新能源“辅助调频”机制应对了新能源发电瞬时性问题，促进了新能源增发；二是探索提出了储能参与电力市场的整套方案，充分发挥了储能的调节能力，增加了系统的灵活性；三是建立了适应两级市场高效协同的运营流程，促进了西北发电资源互济，保障了高比例新能源市场环境下的系统保供能力。
风起陇上、向光而行，甘肃电力现货市场的挑战才刚刚开始，上述业内人士指出，一是在全国目前已开展现货市场建设地区中，现货市场限价甘肃上限为全国最低，一定程度上抑制了现货市场发现电能时空属性价值的功能；二是消纳能力增长难以匹配装机规模增速，电网调峰能力难以匹配电网调峰需求，供需“剪刀差”扩大。“甘肃仍需加强电力现货市场基础建设与研究工作，完善中长期、现货、辅助服务市场机制的协同共治作用。”
