创新“共享储能”与跨省绿电交易，甘肃探索新型电力系统市场化破局之路

电力，作为推动经济社会发展的动力源泉，犹如一条奔腾不息的血脉。在迈向能源绿色低碳转型的关键时期，新型电力系统扮演着至关重要的角色，成为了这一转型进程中的关键支撑。甘肃省，凭借其丰富的风光资源，成为我国新能源产业发展的核心基地。为了充分发挥这一优势，我们必须从多个层面协同发力，着力攻克新能源消纳难题、降低电力系统安全风险以及解决项目经济性困境。通过这些努力，我们有望在新型电力系统建设上取得新的突破，为我国能源转型和绿色低碳发展贡献更为坚实的力量。

强化网架与调节能力，夯实系统运行基础。织密升级输电网络。加速陇电入浙、陇电入川特高压工程建设;在酒泉、敦煌等新能源枢纽节点布局柔性直流输电项目，提升系统灵活可控性;有序推进甘肃电网与周边省份互联，增强省际电力互济水平;优化省内电网结构，推动750千伏电网向河西末端延伸，构建“双环网互济”主网架格局。多元布局调节资源。在河西走廊风光大基地周边，集群化发展“风光储氢”一体化项目，利用富余绿电制氢实现能量跨时空转移;在陇中负荷中心推进抽水蓄能电站建设，弥补锂电池储能短时调节短板;试点推广通渭“压缩空气+锂电池”混合储能模式，通过技术组合提升系统经济性。深挖需求侧响应潜力。在兰州新区、天水工业园区开展高载能企业柔性负荷试点，借助分时电价引导电解铝、大数据中心等用户在新能源大发时段增产;推进百万户级智能家居、充换电设施负荷聚合，加快虚拟电厂建设，增强电网弹性，保障供需平衡与稳定运行。

完善市场体系，激发产业发展活力。创新储能商业模式。在容量电价基础上，推动储能全面参与电能量、辅助服务及需求响应市场;建立“共享储能+容量租赁”机制，允许新能源场站租赁独立储能容量满足配储要求，提高资产利用率;探索峰谷价差动态调整机制，让现货市场价差充分体现储能调峰价值。健全绿电交易机制。扩大省内绿电交易规模，推动新能源企业与大用户签订长期直购电协议;依托甘肃“沙戈荒”大基地，开展绿电跨省专送试点，通过特高压通道向中东部负荷中心输送低价绿电，建立“基准价+浮动价”跨省交易机制，在差价结算中引入绿证抵扣，降低用户用能成本，实现“甘肃造、全国用”跨区域消纳;开展绿电跨境交易试点，打响“甘肃绿电”品牌。优化新能源入市机制。针对存量项目保障电量，建立滚动调整机制，对主动参与市场交易的项目给予电量倾斜;在增量项目竞价中设置分区限价，避免资源富集区恶性竞争;对分布式光伏聚合商资质实行分类管理，降低户用项目准入门槛，促进电力资源优化配置。

为推动技术创新和产业协同发展，我们致力于攻克前沿储能技术难题。为此，特设立省级新型储能创新基金，集中力量攻克液流电池长时储能、高温固体储热、光热发电一体化等多项关键技术。同时，加快敦煌百兆瓦级全钒液流电池实证基地的建设进度，以突破化学衰减技术的瓶颈。 我们致力于打造完善的储能全产业链。依托酒泉经开区、兰州新区，构建起“材料—电芯—系统集成—回收利用”的储能产业链闭环。重点引进正极材料、隔膜等上游企业，弥补本地配套的不足。推动相关企业扩大生产规模，提高储能系统的本地化率。在玉门、金昌等地布局退役电池梯次利用基地，降低全生命周期的成本。 同时，我们通过数字化手段赋能智能调控。开发“河西新能源AI调度云平台”，搭建高精度功率预测系统，整合气象预测、设备状态、市场报价等多源数据，实现风光功率的高精度预测和分钟级数据同步，同时确保硬件冗余部署。在通渭储能电站等示范项目中应用智能能量管理系统，通过算法优化充放电策略，提升循环效率。