引言：被逼出来的“最市场化”
陇西旧郡，雍凉新府。星分昴毕，地接羌胡。襟祁连而带大漠，控西域而引秦陇。
甘肃，这是一个新能源装机占比超六成、发电量占比逾四成的"风光大省"——河西走廊酒泉、瓜州、玉门一带素有"世界风库"之称，年平均风速6–7米/秒，有效风能密度超300瓦/平方米，风能技术可开发量逾2.3亿千瓦；
敦煌、嘉峪关一线年日照时数超3000小时，年太阳辐射量5800–6400MJ/m²，属全国太阳能一类资源区。东接陕西，西邻新疆，南连四川青海，北靠内蒙古宁夏——地处西北五省枢纽，坐拥青藏、黄土、内蒙古三大高原交汇之利，自古丝绸之路必经，现为"西电东送"核心枢纽，
甘肃公认为全国省级电网中最市场化的电力市场。但这一标签源于一系列近乎残酷的现实倒逼——新能源弃电率全国第一，不市场化就死；火电亏损全国最惨，不改革就亡。
甘肃电力交易中心市场部主任王峰曾说：“一开始我们花大力气拉着市场走，现在是我们被市场推着走。”
以下以五年计划为时间轴，按编年体梳理甘肃电力市场化的十五年历程，穿插重大事件与关键数据，冷静、客观地审视成败得失。
第一章 “十二五”期间（2011—2015）：大干快上与第一次“撞墙”
1、2009年：破冰
2009年，甘肃在全国率先获批开展电力用户与发电企业直接交易试点，正式开启了省内电力市场化进程。但对于彼时的甘肃而言，这不过是一盘大棋中的一颗小棋子。
2、“陆上三峡”的崛起（2010—2015年）
甘肃真正的主角是新能源。河西走廊横贯全省，祁连山与合黎山南北夹峙，形成天然的狭管效应，使得走廊内风能资源密度居全国之首。同时，戈壁荒漠广布、年降雨量不足100毫米的极端干旱气候，赋予甘肃全国最充沛的光照条件。2010年，甘肃新能源装机仅147万千瓦。随后五年，甘肃开始了狂飙突进式的装机扩张。到“十二五”末的2015年，风电装机达到1252万千瓦（居全国第二），光伏装机610万千瓦（居全国第一）。全省电源总装机达到4408万千瓦。
而2015年甘肃电网最大负荷是多少？仅1300万千瓦。装机是负荷的3.4倍。
“十二五”期间，甘肃电源装机年均增长率18.15%，新能源年均增长率62.87%，是全社会用电量年均增长率的2.34倍。一位参与当年规划的原甘肃省发改委官员后来坦言：“那时候上面有‘双碳’的苗头，下面有投资的冲动，谁都不敢踩刹车。项目批得越多，政绩越好看。至于电发出来往哪送，没人真想过。”
3、第一次“撞墙”（2014—2015年）
2014年，甘肃弃光率已达37%，弃风率10.8%。2015年形势进一步恶化——截至10月末，弃风率37%，弃光率27%。新能源弃电率双双突破30%。
问题远不止弃风弃光。彼时的甘肃，一边是新能源弃电严重，一边是火电日子也开始不好过。甘肃大唐国际连城发电的财务资料显示，2015年起公司已连续多年经营性现金流为负。一家风电场的运行值长回忆：“有时候调度一个电话打过来，说‘停机’，我们就得停。一个风电场一年停个上千小时是常事。”
甘肃第一次尝到了“只管建不管销”的苦果。
4、通道开工：最后的希望（2015年6月）
2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）发布，正式启动了新一轮电力体制改革。甘肃的电力市场化探索，由此被纳入了国家电改的顶层设计框架中。
随后2015年6月，酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程开工。这是甘肃第一条跨区直流外送通道，设计年送电量400亿千瓦时。对于产能严重过剩的甘肃电力而言，这条通道被视为“救命稻草”。而对于当时苦于本地少煤，外地煤运输成本过高，导致火电厂度电成本居高不下的湖南（燃煤标杆电价全国第二，第一是西藏）来说，也是久旱逢甘霖。但祁韶特高压通道建设周期长达两年，远水解不了近渴。
第二章 “十三五”期间（2016—2020）：火电“黑暗森林”与煤电大整合
1、弃风率全国第一，新能源“零增长”（2016—2017年）
2016年，甘肃弃风率攀升至43%，位列全国之首；弃光率30%，仅次于新疆。2016年弃风电量104亿千瓦时。截至2016年底，甘肃电力装机4825万千瓦，是全省最大负荷的3.6倍。截至2017年6月底，风电总装机容量已超过全网最大用电负荷。
时任甘肃省发改委主任周强分析，“受经济下行影响，省内一些工业企业用电负荷下降。2016年1-8月，全省用电量同比均为负增长，2016年全省用电量同比下降3%，是全国用电量增速降幅最大的省份。”
2017年7月，国家能源局发布风电投资监测预警结果和光伏发电市场环境监测评价结果，甘肃被列为“双红”区域——原则上暂不安排各年度风电、光伏新增建设规模。对于2016年弃光率高达30%的甘肃而言，这意味着新能源装机在2017年至2020年间几乎陷入停滞。
就实际情况而言，虽然新增装机被"双红"预警冻结，但存量新能源的消纳困境并未因此缓解。那时多家甘肃风电企业反映，2018年7、8月份大风季，旗下风场限电比例最高达60%，限电幅度同比上升40%以上。
不解决消纳，再高的风速也无法拯救风电投资商的财报。
2、火电“黑暗森林”：互相压价直到死亡（2016—2019年）
新能源的运动式开发不止影响了新能源，同样将火电推入深渊。真正的灾难，来自火电之间的互相残杀。
2018年1-10月，甘肃全省发电设备平均利用小时数累计为2666小时，火电3258小时——2018年全国火电设备平均利用小时为4361小时，甘肃3258小时较全国均值低约1100小时，在各省中排名倒数第5位，仅高于云南、四川、西藏、青海等水电大省。19家统调公用发电企业整体累计亏损176亿元，当年亏损25亿元，其中4家煤电企业资产负债率高于200%，8家煤电企业累计亏损超过10亿元。大唐甘肃公司因累计巨额亏损80亿元。中国能源研究会理事陈宗法指出，2016年以来，煤电经营形势严峻，整体业绩低迷，呈现行业性困难，“具体表现为成本高企、业绩下滑、亏损面大，一些企业资不抵债，依靠担保、委托贷款维持生存，有的甚至关停、破产”。
大唐甘谷电厂于2017年停产、2019年整体资产转让。大唐连城发电公司的倒下最为惨烈——连续亏损3年，于2018年开始停机。压垮它的“最后一根稻草”，是无力支付1644万元的到期款项。截至2019年5月底，连城发电资产负债率已高达298.5%。到了2019年底，这一数字攀升至355.59%，资产总额约5.29亿元，负债总额约18.8亿元，资金链断裂、严重资不抵债。2019年6月，连城发电正式向法院申请破产清算。2020年，连城电厂启动破产程序。
兰州西固热电公司负债率高达269%，被列入国资委挂牌督导“僵尸企业”名单，已经影响到甘肃省重点企业工业供热供汽保障。
大唐甘肃发电有限公司销售事业部市场建设主管赵克斌指出，产能过剩、煤价高企等因素导致煤电企业亏损态势不断蔓延，大部分煤电企业长期靠母公司“输血”。
“我们现在完全靠集团来输血，没有的话，我们电厂可能早就关门了。”《财新周刊》2019年底报道中，甘肃省兰州市一家热电厂部门负责人如此描述彼时困境。他所在的电厂2019年亏损超过2亿元，2016年至2019年三年亏损总额接近10亿元。
这种局面已经变成火电的 “黑暗森林” ——多家央企在陇火电厂为了争夺有限的市场份额，在市场化竞争中互相压价、恶性竞争，但无人敢走出内卷漩涡，最终全行业普遍亏损乃至破产。
3、现货试点启动：最差的，所以敢试（2017年）
2017年8月，甘肃被国家发改委确定为全国首批8个电力现货市场建设试点之一。在首批试点中，甘肃的新能源装机占比以逾40%的份额位列第一。
“当时省里开会讨论要不要接这个试点，争议非常大。”一位参加过那次会议的甘肃电力系统退休干部回忆，“有人说新能源弃电都这么严重了，再搞现货市场不是添乱吗？但最后还是接了——反正已经是最差了，再差能差到哪去？ ”
2017年，甘肃省内227家新能源发电场站全部接入现货交易系统，新能源现货交易32.7亿千瓦时，占全国交易量的46.1%，当年就成为新能源现货交易的最大“供应商”。前5月甘肃新能源现货交易电量占全省新能源发电量15.8%，弃风弃光率降低12.72%，相当于为省内新能源企业增收3.5亿元。
2018年12月，甘肃进入模拟试运行。
4、高层介入：煤电区域整合试点（2019—2020年）
甘肃乃至西北的火电行业集体亏损困境最终惊动了国务院国资委。
2019年底，国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，将甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个省区纳入第一批试点。方案明确由华能牵头甘肃。
2020年5月20日，国资委向五大发电集团下发《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》。第一批试点共涉及48户煤电企业（或项目），其中38户于2020年6月30日前划转。五大发电集团在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5省区形成“一家央企一个省区”的格局。
甘肃共14户、装机容量1261.5万千瓦全部划入华能集团。整合目标明确：力争到2021年末，煤电产能压降四分之一至三分之一，整体减亏超过50%。
对于这场整合，业内出现了明显争议。支持者认为这是解救煤电最高效的方式；反对者则认为整合将形成寡头市场，导致省级电力市场建设折戟。一位不愿具名的业内人士表示，“一省一企”的情况在我国早已存在，“这些地方的电力市场并未失灵”。
华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，在当前电力市场化改革推进缓慢的情况下，通过资产优化重组缓解煤电企业生产经营困难并淘汰落后产能，应为一条现实可行的路径。赵克斌则认为，西北煤电整合的矛盾点在于“要生存还是要市场”——“一个企业的生存可以在市场中优胜劣汰，但行业系统性生存绝不可袖手旁观，僵尸企业撑不起电力市场建设，利用行政手段处僵治困实属无奈之举”。
“整合的本质是什么？就是把竞争消灭掉。” 一位不愿具名的电力分析师说，“五家央企在甘肃打架，打到全行业亏损，最后上面说别打了，一家来管。这本身说明市场化不是万能药——当市场主体不具备理性竞争能力的时候，市场只会导向毁灭。”
5、2020年：新能源利用率突破95%
2020年，甘肃外送电量520.16亿千瓦时，同比增长23.23%；新能源发电量385.40亿千瓦时，同比增加9.35%；新能源利用率95.28%，创历史最好水平。甘电外送20多个省（市），外送电量由2016年的145亿千瓦时跃升至2020年的520亿千瓦时。
第三章 “十四五”期间（2021—2025）：从试运行到正式运行
1、2021年：工商业全面入市，用户“报量报价”全国首创
2021年1月，甘肃在全国率先取消大工业目录电价，大工业用户全部进入电力市场。
2021年5月1日，甘肃现货市场进入长周期结算试运行。甘肃成为全国唯一实现用户侧“报量报价”参与的省份——用户不再是被动接受电价，而是主动申报用电量与价格，与发电企业同台竞价。
国网甘肃电力调度中心副总工程师张晓斌解释：“相较于‘不报量不报价’‘报量不报价’模式，‘报量报价’最大限度提升用户参与度，可潜移默化培育用户市场意识，助力其逐步厘清市场运营逻辑与底层规则，主动参与电网调节”。张晓斌补充道，用户“报量报价”的实践证明了用户存在价格弹性，且合理价格激励可激活这一弹性——“这既提升了资源优化配置效率，让用户主动匹配发电资源；又能降低市场价格波动风险，通过用户侧与电源侧供需的对冲抵消作用平抑价格”。
据国网甘肃电力统计，"报量报价"实施后，用户侧在现货低价时段（凌晨和午间）用电负荷提升约15%，高峰时段降低约10%，日均实现约150–230万千瓦的负荷转移——用户不再是被动的价格接受者，而是主动的用电策略优化者。
2021年10月，国家发改委发文明确“在‘基准价+上下浮动’范围内形成上网电价，上下浮动幅度均不超过20%”，煤电才得以市场化联动，燃煤电厂经营窘境有所缓解。甘肃工商业用户全部进入电力市场。
2、2022年：D+3日滚动交易——甘肃模式诞生
在“D+3”日滚动交易推出前，甘肃电力中长期交易模式包括年度、月度、月内、每周等。新能源企业需要预测未来一周甚至更长时间的发电情况，然后以预判的电量参与各类交易。“新能源发电的波动性和不稳定性决定了新能源企业预测的电量常常和实际有出入，如果周内偏差较大，按照原本的交易方式是无法调整交易电量的。”甘肃电力交易中心有限公司交易部主任李娟说。
2022年7月29日，甘肃电力交易中心创新推出发电侧合同电量转让“D+3”日滚动交易。该交易方式借鉴股票证券市场交易机制，采用固化开市机制及滚动撮合交易组织方式，每日开市，全年无休。每日9时至15时，市场主体可根据自身需求选择申报第三日至月末每日24时段买入及卖出的电量、电价。
甘肃成为国家电网经营区域内唯一实现电力中长期交易全年按日不间断连续运营的省份。
“D+3”日滚动交易为新能源企业提供了纠正预测电量和实际电量偏差的机会，企业可以每日参与交易，对偏差电量进行调整，提升了相关企业参与市场交易的积极性。按日滚动开展交易的开市机制与现货市场步调完全一致，使电力中长期交易实现了由电量交易到电力交易的过渡。
2022年9月12日，甘肃瓜州县某风电场根据气象信息及各类市场信息，通过“D+3”日滚动交易方式，以中长期交易均价补充交易中长期电量150万千瓦时，创收近40万元。截至9月12日，市场主体通过该交易方式累计成交电量6.67亿千瓦时，为1至7月通过常规交易累计转让电量的1.23倍。
甘肃的“全年自然日不间断日滚动交易”模式，此后被各省网全面推广。 2024年至2025年，山西、广东、山东等省份先后转入正式运行，日滚动交易几乎成为省级电力市场的标配。
3、华能重启甘谷、连城：废墟上的重生（2022—2023年）
2020年12月31日，大唐连城电厂、甘谷电厂正式划入华能集团，更名为华能连城电厂、甘谷电厂。
2022年3月11日，两厂复工复产按下“重启键” 。华能甘肃公司筹措资金12亿元，组织人员2000余名。甘谷电厂复产准备工作持续6个月，计划投资超4亿元，在此期间将先后完成检修、环保改造及机组灵活性改造等主要工作。机组并网后，将增加电网调峰能力66万千瓦，提升约40万千瓦新能源消纳空间。
据华能甘肃公司消息，作为连城地区电网唯一的电源支撑点，连城电厂复工复产后，将在保障能源安全供应、稳定电网安全运行、优化区域电源结构、提升清洁能源利用效率等方面发挥重要作用。
2022年10月14日，华能甘谷发电有限公司1号机组完成重启开机并网发电；2022年12月6日，华能连城发电有限公司3号机组完成重启开机。2023年11月15日，停产6年之久的两厂实现全面复产。
但复产后的经营状况并不乐观。上述知情人士指出，2022年煤电仍然面临煤价高位运行、保供压力大、安全隐患增加、改造任务艰巨等问题。“现在电量电价能疏导一部分，但煤电定位转变后，发电量不再是主要收益，而是主要靠辅助服务、容量备用等回收成本，目前这部分价格机制还没理顺”。“扭亏任务艰巨，盈利尚需时日，仍需政策护航”。
“两家电厂的重启再次证明，未来相当长时间内，煤电仍是我国的主力电源，无论托底保供，还是护航新能源都不可或缺”。
4、2024年：现货市场正式运行——最市场化，也最残酷
2024年9月5日，甘肃电力现货市场正式运行，成为国内第四个、西北地区第一个转入正式运行的省级电力现货市场。此前已连续不间断结算试运行40个月。
甘肃成为全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场。
这一年发生了两件里程碑事件：
第一，取消中长期持仓比例限制。 发售电双方均无强制性的中长期持仓比例要求——全国唯一。
第二，用户侧全面参与。 截至2025年8月底，已有563家发电主体、7400万千瓦装机容量参与现货交易。
但“最市场化”的另一面，是“最残酷”。
2024年现货市场日前加权均价为249元/兆瓦时（0.249元/千瓦时），实时均价为259元/兆瓦时。与兄弟省份对比：2024年山西日前均价0.314元/千瓦时、广东0.347元、山东0.316元——甘肃0.249元，全国最低。
2024年甘肃光伏现货市场平均结算价已跌穿0.17元/千瓦时。
5、2025年：机制电价竞价——压着下限出清
2025年，甘肃首轮机制电价竞价，风电和光伏双双以0.1954元/千瓦时成交——全国最低。2025年入选项目61个，机制电量规模8.3亿千瓦时。竞价上限为0.2447元/千瓦时，竞价下限为0.1954元/千瓦时。
2026年第二轮竞价，仍然是0.1954元/千瓦时，项目701个，机制电量规模15.2亿千瓦时。两年均为风光统一竞价模式，且均压着下限出清。
存量项目的机制电价为0.3078元/千瓦时，与增量项目的0.1954元/千瓦时形成鲜明对比——新老项目之间近0.11元的价差，折射出市场化推进的速度之快、幅度之大。
“即便是下限报价，都未必能抢得上”——机制电量规模面对的是数百亿千瓦时的存量发电量。
6、2025年全年数据：供需失衡的量化呈现
供给端在狂飙。 截至2025年底，甘肃省发电装机容量达12442.11万千瓦，同比增长24.51%；新能源装机总量已突破8000万千瓦，达到8041.56万千瓦，相当于3.5个三峡水电站；新能源装机占比超64%。全年发电量2578.70亿千瓦时，同比增长13.09%。新能源发电量963亿千瓦时，占全省发电增量的80%。
需求端在减速。 2025年全社会用电量累计1803.94亿千瓦时，同比仅增长3.30%，较2024年的6.18%大幅回落。供需增速差从2024年的1.74个百分点急剧扩大至9.79个百分点。
新能源装机容量已经达到全省最大负荷的3.2倍以上。
省内中长期交易电量1003.36亿千瓦时（含绿电、融合交易净增量），同比降低2.32%；均价237.49元/兆瓦时，同比降低13.98%。跨省区外送电量808.86亿千瓦时，同比增长44.75%，均价286.87元/兆瓦时。
外送通道远远跟不上装机增速。 近几年甘肃新能源装机年均增速达25%，而外送电量年均仅增长7%左右。2025年，甘肃、青海、新疆三省风电利用率跌破95%，甘肃光伏发电利用率也跌破90%。
7、2025年7月16日：中长期融合交易上线
2025年7月16日，全国首个以融合模式开展的省内电力中长期市场交易组织体系在甘肃全面上线运行。该机制实现直购、回购、发电侧转让、用户侧转让四类交易的融合组织，其中回购交易在全国尚属首例。
“融合的本质，就是不仅要满足用户的要求，而且要简化用户的操作，极大降低了入市门槛。”甘肃电力交易中心有限公司交易部副主任马境泽说。
甘肃在D+3交易的基础上升级推行D+2交易——市场主体可申报未来第二天的电量电价，实现中长期交易与现货交易的无缝衔接。中长期合约曲线与实际发用电曲线的吻合度提升至92%。
第四章 “十五五”开局（2026—）：价格继续探底，争议依旧
1、2026年：价格仍未止跌
中长期方面，2026年省内年度电力中长期交易先后组织了年度集中竞价交易、电网企业代理购电挂牌交易、年度双边协商交易，三个批次紧密衔接，覆盖了火、水、风、光全部电源类型。2026年年度交易成交均价同比下降18.51%。2026年1月成交均价232.89元/兆瓦时；3月降至220.35元/兆瓦时；4月跌至168.32元/兆瓦时，同比下降29.93%；5月再降至155.65元/兆瓦时。而2025年底签约的2026年度交易价格仅为0.205元/千瓦时，同比2025年度交易继续下跌。
现货方面，2026年4月日前市场平均价格128元/兆瓦时，同比下降32.4%；实时市场平均价格140元/兆瓦时，同比下降41%。5月实时市场均价已降至0.13元/度。日前市场平均价格120元/兆瓦时，同比下降48.8%。
从2023年的0.302元到2024年的0.249元，再到2025年的0.231元，再到2026年部分月份已跌破0.16元——甘肃电力价格连续四年下跌，且跌幅未见收窄迹象。
2、V3.2规则：24段申报、96点结算
2026年4月1日，《甘肃电力现货市场规则（V3.2）》正式施行，全面推行发电侧、用电侧24段申报、96点结算模式，实现结算颗粒度与现货市场精准对接。现货市场严格执行“日清月结”，以15分钟为最小结算时段。
“以前是一个月算一次账，偏差大一点也就认了。现在15分钟一算，错一点就是真金白银。”甘肃一家售电公司的交易员说。
3、售电公司偏差考核：373万的罚单
市场化越深，对参与者专业能力要求越高。
2026年初，甘肃一起售电合同纠纷案震动业内。一家冶金公司年度合约电量1.05亿千瓦时，因自身停产实际用电量仅3147万千瓦时，偏差率超70%，被电网公司处以373万元的偏差考核费。冶金公司将售电公司告上法庭。
“月度电量偏差超出合同约定范围所触发的考核罚金，正将售电公司的偏差考核从‘可容忍的误差’变为‘真金白银的成本’”。售电公司代理服务费本就微薄，这笔考核费用直接吞噬大半收益。一审和二审法院均判决驳回冶金公司的诉讼请求。
4、容量电价：从100到330——火电的“续命丹”与争议
2024年1月1日，甘肃正式执行煤电容量电价机制。根据国家发展改革委统一核定，纳入容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，即每年每千瓦330元。甘肃通过容量电价回收的固定成本比例为30%左右，2024年至2025年煤电容量电价标准为100元/千瓦·年（含税）。2026年以后通过煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%。
每月煤电容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。
容量电价政策的本质，是解决火电的“黑暗森林”困境——火电不再需要在电量市场上“拼刺刀”求生存，而是通过容量电价回收部分固定成本，通过灵活调节在现货市场获取差异化收益。
但容量电价也引发了巨大争议。2026年，甘肃将煤电容量电价标准直接提升至330元/千瓦·年，提升幅度超市场预期。2026年至2027年，煤电、新型储能容量电价均为330元/千瓦·年。
争议依旧——谁为火电的“固定成本”买单？ 全体工商业用户按月用电量比例分摊。在甘肃承接东部产业转移的关键期，用户侧利益与电源侧稳定之间的平衡，仍是未解之题。
截至2026年5月底，全省发电装机容量已达12528.74万千瓦，同比增长17.58%。其中风电4166.6万千瓦，同比增长19.23%；太阳能3993.25万千瓦，同比增长12.9%。省内直接参与市场用户约9.6万户。
第五章 价格、供需与政策的三重变奏
1、年度交易与现货价格：连续下跌的数字轨迹
甘肃电力市场的价格走势，是一条清晰的下行曲线。
中长期交易方面，2023年现货市场日前均价为0.302元/千瓦时，实时均价为0.309元/千瓦时。2024年中长期合同签约均价降至0.28元/千瓦时，度电同比下降5分。到2025年，这一数字进一步下滑至0.24元/千瓦时，度电再降4分。2025年5月，年度（多年）交易成交均价为229.45元/兆瓦时（约0.229元/千瓦时）。2025年全年，省内中长期交易均价为237.49元/兆瓦时（约0.237元/千瓦时），同比降低13.98%。
2025年底签约的2026年度交易，成交价已降至0.205元/千瓦时——两年时间中长期合同均价从0.28元跌到0.205元，降幅超过26%。
现货市场价格更为惨烈。2024年现货市场日前加权均价为249元/兆瓦时（0.249元/千瓦时），实时均价为259元/兆瓦时（0.259元/千瓦时），同比分别下降17.5%和12.9%。与兄弟省份对比：2024年山西日前均价0.314元/千瓦时、广东0.347元、山东0.316元——甘肃0.249元，全国最低。
进入2025年，价格继续探底。2025年1-10月现货均价较2024年同期继续下降，11月均价已降至167.26元/兆瓦时。2025年全年现货日前加权均价为231元/兆瓦时（0.231元/千瓦时），同比下降7.23%。2024年甘肃光伏现货市场平均结算价已跌穿0.17元/千瓦时。
进入2026年，价格仍未止跌。2026年1月成交均价232.89元/兆瓦时；3月降至220.35元/兆瓦时；4月跌至168.32元/兆瓦时，同比下降29.93%；5月再降至155.65元/兆瓦时。现货市场方面，2026年4月日前市场平均价格128元/兆瓦时，同比下降32.4%；实时市场平均价格140元/兆瓦时，同比下降41%。5月实时市场均价已降至0.13元/度。
从2023年的0.302元到2024年的0.249元，再到2025年的0.231元，再到2026年部分月份已跌破0.16元——甘肃电力价格连续四年下跌，且跌幅未见收窄迹象。
2、供需失衡：装机狂奔与用电减速的剪刀差
价格持续下跌的背后，是供需关系的根本性失衡。
供给端在狂飙。截至2025年底，甘肃省发电装机容量达12442.11万千瓦，同比增长24.51%。全年发电量2578.70亿千瓦时，同比增长13.09%，增速较2024年的7.92%近乎翻倍。新能源装机总量突破8000万千瓦，达到8041.56万千瓦，相当于3.5个三峡水电站。新能源装机占比超64%，发电量963亿千瓦时，占全省发电增量的80%。
进入2026年，装机仍在高速增长。截至2026年5月底，全省发电装机容量已达12528.74万千瓦，同比增长17.58%。其中风电4166.6万千瓦，同比增长19.23%；太阳能3993.25万千瓦，同比增长12.9%。
需求端在减速。2025年全社会用电量累计1803.94亿千瓦时，同比仅增长3.30%，较2024年的6.18%大幅回落。供需增速差从2024年的1.74个百分点急剧扩大至9.79个百分点。更严峻的是，新能源装机容量已经达到全省最大负荷的3.2倍以上。
3.2倍——这意味着即便全省所有用电负荷全开，也只能消纳不到三分之一的装机容量。
外送通道远远跟不上装机增速。近几年甘肃新能源装机年均增速达25%，而外送电量年均仅增长7%左右。全省仅建成两条特高压直流外送通道，陇电入浙在建，陇电入川待核准。2025年全年供需比在0.94-2.3范围内，平均供需比1.4。2024年甘肃日前市场地板价时长超3000小时——全年有超过三分之一的时间，电价贴着下限运行。
这是一场 “量的狂欢”与“价的塌陷”并行的悖论。装得越多，价格跌得越狠；价格跌得越狠，投资回收越困难；投资回收越困难，越需要更多的装机来摊薄成本——一个难以跳出的循环。
3、从分区到统一：“强省会”逻辑下的电价重构
2024年1月1日，甘肃正式取消用户分区电价机制，采用系统边际电价。
分区电价的逻辑。甘肃电网以永昌县“河西750千伏变电站”为断面，分为河西电网和河东电网。河西地区新能源富集，河东地区是省内负荷中心。河西地区送出通道能力有限，且为新能源省间外送的共用通道，常常导致河西向河东输电受阻，河东电价远高于河西电价。
分区带来的价差鸿沟。2022年，河东分区均价为0.420元/千瓦时，河西分区均价为0.345元/千瓦时，相差0.075元/千瓦时。到2023年底，河东分区均价较河西分区均价高约0.1元/千瓦时。若继续执行分区电价，预计2024年价差将超过0.2元/千瓦时。
继续采用分区电价，受益的只是河西用户（占比30%）和河东电源企业（占比21.5%），受损的则是河东用户（占比70%）和河西电源企业（占比78.5%），长远来看对“强省会”战略及河西新能源发展都会产生不利影响。
2024年1月1日，甘肃正式取消用户分区电价机制，采用系统边际电价。全省用户电价水平趋于相当，形成统一市场，这也是目前国内现货运行各省的通用做法。其中河东电力用户占比70%，度电价格较继续执行分区电价机制降低4分，很好支持了河东各市州产业发展。
这4分钱的降幅，是“强省会”战略在电价政策上的直接体现。但河西新能源富集区的低电价优势被抹平，市府也失去了通过低电价吸引高载能产业转移的机会。
4、归因分析：为什么价格会跌成这样？
归因一：装机狂奔与用电减速的剪刀差。 供给端以每年20%以上的速度增长，需求端却只有3%左右的增速。3.2倍的装机负荷比意味着，即便现货价格跌到地板价，也无法从根本上解决消纳问题。
归因二：新能源边际成本为零的“价格绞杀”。 新能源边际发电成本几乎为零。在现货市场中，只要天气好、风大、阳光足，新能源就会以极低的价格甚至地板价出清，将火电挤出市场。赵克斌指出：“最近两年甘肃受新能源影响，现货价格下跌比较严重，虽然中长期价格依旧比较高，但实际签约比例很小，可见新能源的大幅增长对火电造成‘致命冲击’。”但他也强调，“对于市场来讲，这是充分调动能源利用效率与转型的必经之路”。
归因三：外送通道建设滞后。 全省仅建成两条特高压直流外送通道，近几年甘肃新能源装机年均增速达25%，而外送电量年均仅增长7%左右。
归因四：政策目标的内在冲突。 “强省会”需要低电价来吸引产业转移，“绿电大省”需要合理电价来回收投资——两个目标在同一个市场中碰撞。从分区电价到统一电价的转变，正是这种冲突的集中体现。
第六章 为什么说甘肃是“最市场化”？
甘肃的“最市场化”，本质上是被逼出来的——新能源弃电率全国第一，不市场化就死；火电亏损全国最惨，不改革就亡。
多年以后，面对记者，甘肃电力交易中心市场部主任王峰仍能清晰回想起那些投身甘肃电力市场建设的日与夜：“一开始我们花大力气拉着市场走，现在是我们被市场推着走”。这不仅是一位市场一线从业者的直白心声，更精准折射出新一轮电力体制改革十年来的核心脉络。
截至2026年，甘肃新能源装机占比已升至65%。高比例新能源的接入令其新型电力系统特征凸显。
赵克斌在国家能源局全国统一电力市场体系建设论坛上总结：“可以说，甘肃是走在电力市场改革前面的省份。 ”
市场化的成果是实实在在的：仅市场改革一项，2024年以来为全省企业降低用电成本超30亿元。市场化交易用户增加至8.7万户，市场化电量占比由59%提升至83%。现货市场引导用户实现单日最大230万千瓦的削峰填谷。
但代价同样真实：2024年甘肃光伏捕获价格较2023年下降了36.99%，风电捕获价格下降了15.88%。新能源发电企业面临“发得越多、亏得越多”的困境——这与当年火电的“黑暗森林”何其相似。
一位甘肃电力市场的长期观察者说：“甘肃的价格信号已经非常清晰了——这里不缺电，缺的是用电的产业。但产业转移不是一朝一夕的事。”
结语：被市场踹着走的十五年
从2010年新能源装机147万千瓦到2026年超过1.25亿千瓦，从弃风率43%全国第一到现货价格连续四年下跌，从火电全行业亏损176亿元到容量电价330元/千瓦·年——甘肃用十五年时间完成了一场被市场推着走的制度变革。
火电从“黑暗森林”走向容量电价庇护下的“电力型”电源——连城、甘谷两家破产电厂已在华能旗下重启；交易从“一年一次”走向“每日可交易”——日滚动模式已推广全国；价格从“政府定价”走向“市场发现”——只是发现的价格有时候低得让人心疼。”
这，才是真实的甘肃电力市场的故事。不是凯歌，是教训；不是成功学，是生存史。
正所谓
大江歌罢掉头东
祁连雪色古今同
伏羲画卦文明立
去病扬鞭瀚海空
射虎数奇终不偶
伯约九伐竟无功
云连雪岭千峰下
风卷黄河万壑流