甘肃能源监管办：创新市场机制推动高比例新能源发展（国家能源局 2026‑08‑28 发布）
核心背景：截至 2026 年 7 月，甘肃风光装机8264 万千瓦，占全省总装机 65%，属于国内高比例新能源典型省份。以市场规则优化 + 交易模式创新 + 辅助服务激励 + 风险防控，破解风光波动性、系统调节不足、消纳、市场衔接等痛点，输出西北高占比新能源的地方实践样本国家能源局。
一、核心市场机制创新要点
1、对标全国统一电力市场，统一市场限价、取消人为峰谷划分
对齐国家市场规则，消除省内与全国市场规则差异；
中长期市场限价与现货市场限价保持一致，打通价格壁垒；
取消人为划定峰 / 谷 / 平时段，不再用行政手段定时段，分时段电价完全由市场出清自主形成，适配新能源出力自然波动特性。
意义：告别固定峰谷框架，风光大发时段市场自动形成低价，出力不足时段自动抬价，用价格信号引导用户侧主动匹配新能源出力。
2、创新 “融合交易”，高频短周期交易适配新能源预测偏差
开展 D‑2 日滚动、24 时段高频交易，推出融合交易模式；
解决风光预测误差大、中长期合同难以精准匹配实际出力的痛点，允许新能源主体在更短周期内调整交易电量，给新能源预留消纳交易空间。
中长期不再强制高签约比例，新能源签约比例不设下限，降低新能源刚性履约压力，和现货市场紧密衔接。
3、辅助服务市场激励火电灵活性改造，补齐系统调节能力
通过辅助服务补偿机制，激励煤电机组深度调峰、灵活性改造，挖掘存量火电调节潜力；
完善调频交易规则、优化辅助服务费用疏导，健全结算、信息披露、风险防控；
储能全面入市：甘肃全国率先实现新型储能参与辅助服务、现货、中长期全品类市场，储能成为重要调节主体。
4、配套制度：发电侧可靠容量补偿机制
煤电机组、电网侧独立储能获得容量补偿，承担顶峰保供义务；设置严格出力考核，无法按调度指令提供容量将扣减容量电费，解决高新能源占比下保供容量激励不足问题，实现 “市场负责电量、容量机制负责保供” 双轨协同。
5、市场风险与履约监管
建立发电‑用户双侧 “照付不议” 考核，强化中长期合同履约监管，约束市场主体非理性报价、违约行为；
加强市场力监控，防范高占比新能源环境下市场操纵风险；
推动虚拟电厂聚合可调负荷入市，扩充需求侧调节资源，多维度支撑消纳。
二、主要成效
新能源利用率长期维持90% 以上；
风电最高出力可达全省负荷 96%，系统可承受极高新能源瞬时占比；
绿电外送全国 25 个省份，外送规模位居全国前列；
新型储能投产突破1000 万千瓦，形成 “新能源 + 火电灵活改造 + 储能 + 需求侧” 多元调节体系。
三、下一步工作方向
持续对标全国统一电力市场，进一步消除省内、区域市场规则差异；
深化省内市场与西北区域市场、全国统一市场协同联动；
持续破解高比例新能源下结构性、机制性难题，输出可复制的甘肃实践样本。
四、与近期两份国家级征求意见稿联动对照
表格
| 文件 | 层级 | 核心抓手 |
|---|---|---|
| 《供电企业信息公开实施办法》修订稿 | 国家能源局 | 配网可开放容量季度公开，解决并网接入信息透明 |
| 《电力安全生产监督管理办法》征求意见稿 | 国家发改委 | 新业态安全监管，储能、分布式并网安全、隐患治理、地方监管权责 |
| 甘肃能源监管办本次实践 | 地方监管办 | 电力市场机制创新，解决新能源并网之后：价格形成、交易消纳、系统调节、容量保供 |
逻辑链条：可开放容量解决 “能不能接进来”；安全监管解决 “接进来安不安全”；电力市场机制解决 “接进来怎么消纳、怎么定价、怎么保供”，形成从并网接入→安全运行→市场消纳完整闭环。
