甘肃电力现货市场运行一周年核心成果 - 甘肃电力现货市场自2024年9月正式运行以来连续稳定运行52个月 成为全国连续结算运行时间最长的现货市场之一 也是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场机制实现新能源从政策驱动向市场驱动转变 全国首家实现新能源发电企业"报量报价"参与现货市场 [1] 新能源参与市场机制进展 - 325家新能源发电企业完成"报量报价"功能改造 覆盖全省新能源装机容量的98.5% 其中风电企业156家 光伏企业169家 [2] - 2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时 占新能源总发电量的84.4% 申报准确率达92.3% 较2023年提升8.7个百分点 [2] 新能源装机规模与结构 - 截至2025年4月底新能源装机规模达6720万千瓦 占全省总装机容量的64.7% 规模排名全国第二 其中风电3494.57万千瓦 光伏3536.89万千瓦 [2] - 新能源装机占比从2020年42%提升至2024年64.68% 四年间提升22.68个百分点 年均增长5.67% [2] 新能源发电效率与利用率 - 2024年新能源发电量821亿千瓦时 占全省总发电量35.8% 发电量占比位列全国第二 [3] - 风光综合利用小时数1450小时 较2020年1280小时提升13.3% 风光综合利用率达93% 较2020年89.2%提升3.8个百分点 高于全国平均水平8个百分点 [3] 节能减排效益 - 按火电煤耗310克标准煤/千瓦时计算 全年新能源发电替代标准煤2545万吨 减少二氧化碳排放6617万吨 [4] 电力系统优化与成本降低 - 现货市场价格信号引导最大用电负荷时段由晚间转移至午间 削峰填谷负荷约230万千瓦 [5] - 市场机制累计降低社会用电成本超15亿元 实现经济效益与社会效益双提升 [5] 绿电交易与绿证发展 - 截至2024年底省内绿电交易电量累计11.14亿千瓦时 参与电力用户超220家 涵盖大数据中心、电解铝等高耗能行业 [5] - 2024年省间绿电交易量11.06亿千瓦时 同比增长158% 覆盖陕西、重庆、江苏等省市 [5] - 2024年绿证核发2274.5万张 同比增长17倍 2025年1-4月绿证交易量559.65万张 其中省内用户购买272.83万张 同比增长9.49倍 [5] 储能市场建设与收益 - 新型储能累计装机442万千瓦/1141万千瓦时 规模跻身全国前十 [5] - 2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时 产生现货价差收益1.21亿元 平均价差0.2278元/千瓦时 [5] - 10家独立储能电站参与调频辅助服务 贡献调频里程1961万兆瓦 获得调频补偿1.77亿元 [5]

继《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称"136号文"）发布 后，山东省适时推出落地文件《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，相继出台一系列配套文 件《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（以下简称"396号文"）、《山东省2025 年新能源高水平消纳行动方案》（以下简称"278号文"）、《山东电力市场规则（试行）》(征求意见 稿）（以下简称"征求意见稿"）。 新能源全电量推向市场，机制电量逐年退坡，这会给市场带来怎样的影响，又将如何影响储能的发展 呢？ 当前山东省新型储能装机规模已达960万千瓦，以电网侧电化学储能为主，占比约80%。 电网侧独立储能作为独立的市场主体，在当前及以往的商业模式中，主要通过低价充电、高价放电实现 现货峰谷价差套利，获得市场化容量补偿收入，以及作为新能源场站并网的"路条"获得容量租赁收入， 三部分收入分别占比约33%、17%、50%。 电源侧配建储能理论上可以自调度，利用新能源弃电充电，选择高价时段放电。然而实际使用过程中， 由于配储需要随时等候调度指令，AGC指令不易分解等原因，配储经常无法消纳所属新能源场站的弃 电， ...