市场运行总体情况 - 2025年11月甘肃电力市场运行总体平稳，市场化交易电量小幅增长，外送电量同比大幅上涨132.62% [30][31] - 截至11月底，全省发电装机容量达12160.36万千瓦，同比增长27.12%，其中火电装机3425.61万千瓦，同比增长36.42%，新能源（风电+光伏）装机合计7762.76万千瓦，占总装机比重63.84% [4][44] - 11月全省全社会用电量159.36亿千瓦时，同比增长6.32%，第二产业用电量占比最高，达72.01% [42] - 11月全省完成发电量231.41亿千瓦时，同比增长28.44%，其中火电发电量116.06亿千瓦时，占比50.15%，风电发电量51.43亿千瓦时，同比大幅增长88.36% [47] 市场主体与注册 - 截至11月底，甘肃电力市场累计注册市场主体8603家，其中发电企业1655家，电力用户6565家，售电公司349家，独立储能企业18家，虚拟电厂2家 [5][53] - 11月当月新增注册市场主体334家，以电力用户为主（320家） [5][53] - 11月参与市场交易的主体为7128家，占注册主体总数的83.18% [60] 中长期市场交易 - 11月省内中长期市场总成交电量85.16亿千瓦时，成交均价241.83元/兆瓦时，同比下降13.94% [8][31][71] - 分交易周期看，年度（多年）交易电量46.33亿千瓦时，均价257.9元/兆瓦时；月度交易电量25.13亿千瓦时，均价245.57元/兆瓦时；月内（周、日）交易电量13.71亿千瓦时，均价180.68元/兆瓦时 [13][71] - 分交易品种看，直接交易电量60.99亿千瓦时，均价239.55元/兆瓦时；电网代理购电交易电量19.96亿千瓦时，均价268.3元/兆瓦时；绿电交易电量1.68亿千瓦时，均价269.78元/兆瓦时 [13][71] 现货市场运行 - 11月省内现货市场发电侧净偏差电量为2.95亿千瓦时（正偏差58.43亿千瓦时，负偏差-55.48亿千瓦时） [12][32] - 日前市场平均价格169元/兆瓦时，同比下降46.1%，环比下降9.0%，均价最高267元/兆瓦时，最低53元/兆瓦时 [14][104] - 实时市场平均价格167元/兆瓦时，同比下降49.6%，环比下降10.7%，均价最高266元/兆瓦时，最低75元/兆瓦时 [14][104] - 日前与实时市场最高/最低出清电价均触及650元/兆瓦时和40元/兆瓦时的限价 [14][104] 辅助服务市场 - 11月调峰容量市场参与申报主体23家，包括20家煤电（41台机组）和3家独立储能，边际出清价格分别为供热机组1600元/兆瓦·日、纯凝机组600元/兆瓦·日、储能300元/兆瓦·日 [1][17][108] - 调频市场贡献调频里程433.03万兆瓦，储能是重要调频资源之一 [1][17][108] - 11月省内辅助服务市场累计产生补偿费用8670.16万元，其中调峰容量市场2557.24万元，调频辅助服务市场6112.92万元 [17][109] - 发电侧分摊辅助服务费用总计21364.43万元，市场化电力用户分摊3668.0万元 [17][110] 电力外送与结算 - 11月跨省区外送电量73.87亿千瓦时，同比增长132.62%，外送综合上网电价247.857元/兆瓦时 [31][83][100] - 外送电量主要通过祁韶直流（27.23亿千瓦时）、庆东直流（16.48亿千瓦时）、德宝直流（5.59亿千瓦时）等通道 [96][97][98] - 主要外送省份为湖南（27.23亿千瓦时）、山东（16.03亿千瓦时）、陕西（6.14亿千瓦时）等，累计送往全国25个省（区） [99][100][103] - 11月省内结算电量122.51亿千瓦时，外购电量1.86亿千瓦时 [83] 分电源类型结算价格 - 11月省内交易结算价格：火电297.02元/兆瓦时，水电283.60元/兆瓦时，风电272.82元/兆瓦时，光伏220.41元/兆瓦时 [88] - 11月外送交易结算价格：火电259.14元/兆瓦时，风电226.32元/兆瓦时，光伏268.81元/兆瓦时 [94] 技术支撑与数据披露 - 11月新一代电力交易平台本地化开发14项，平台登录次数8.75万次，涉及5098家市场主体，发送短信60934条，用户访问量20.64万次 [113][114] - 11月平台共披露数据1.12亿条（以96点统计），其中发电企业现货数据2719.18万条，电力用户现货数据7645.32万条 [112] - 11月平台遭受网络攻击483次 [114]