构建新型电力系统的战略规划 - 构建新型电力系统是重大国家战略，核心在于系统规划新能源高效开发、科学配置调节资源、扩大绿电应用以及协同市场与政策 [1] - 建议统筹近海与深远海资源开发，系统规划海上输电廊道，并优化分布式光伏发展规划，探索工业园区集中全额上网和农村“整村连片”开发模式 [1] - 推动蒙电入苏的第五回特高压直流落地，并研究优化送端清洁电力配置以提高区外来电的新能源电量占比 [1] 新能源开发与电网建设 - 需前瞻谋划电力系统调节资源的最优配置方案，制定煤电深度调峰和省内外抽水蓄能资源开发计划，推动跨省抽蓄资源联合开发 [1] - 建议加大对中长时储能关键技术攻关和财政支持力度，并制定储能容量电价机制 [1] - 推动新能源开发与零碳园区建设需求高效耦合，推广分布式光伏“整村”“整园”开发，并扩大绿电直连试点 [1] 电力市场与政策机制 - 需推动省间与省内市场协同出清以降低区外购电成本，并构建电力中长期与现货市场联合运营模式 [1] - 建议优化新能源入市规则，合理确定增量新能源竞价关键参数，并加强分时电价政策与现货市场的衔接 [1] - 需健全调频、爬坡、惯量等辅助服务市场品种，以促进调节资源的可持续发展 [1]

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]

储能行业安全测试与标准 - 远景储能完成大规模火烧测试，A箱持续燃烧49小时，最高温度1300摄氏度，其他三箱温度未超过44摄氏度 [1] - 多家头部储能企业近期开展大规模火烧测试，引领行业安全新标准 [1][4] - 《预制舱式锂离子电池储能系统技术规范》要求电池单体热失控后不起火、不爆炸、不触发其他模块热失控 [5] - 大规模火烧测试正成为国内客户加分项，预计很快成为行业普遍规范 [5] 储能行业发展现状 - 截至2024年底全国新型储能累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，为"十三五"末20倍，较2023年增长超130% [2] - 2025年一季度全国风电太阳能发电量5368亿千瓦时，同比增长26.1%，占全社会用电量22.5% [3] - 储能技术呈现多元化发展，包括锂离子电池、液流电池、钠离子电池等十余种技术路线 [2] - 风光发电量占比超过10%将对电网平衡构成挑战，部分地区曾要求10%-20%配储比例 [2] 政策与市场变化 - "136号文"叫停新能源项目"强制配储"，推动新能源发电和储能全面入市 [3][5] - 政策调整后行业经历2-5月低谷，6月起广东、山东、内蒙古等地项目申报重新活跃 [4] - 行业正从"强制配储"转向价值竞争，技术红利逐渐代替政策红利 [3][5] - 电力市场化交易规模扩大，2024年全国市场化交易电量6.2万亿千瓦时，占全社会用电量63% [6] 储能技术演进方向 - 远景储能业务从协助风光并网向交易型和构网型技术发展 [7][8] - 构网型储能可让风光发电摆脱电网依赖，在弱电网区域发挥支撑作用 [8] - 交易型储能可根据负荷、电价等预测生成交易策略，提升电站收益 [8] - 山东滨州储能电站全生命周期收益较同类电站平均每百兆瓦时高出1500万元 [8] 储能与AI及电力市场融合 - 与AI融合被视为储能发展必由之路，未来储能将作为区域电力系统智能中枢 [11] - 全国统一电力市场规则体系基本建立，辅助服务市场等核心规则陆续出台 [12] - 南方区域电力市场启动跨省区实时交易，"绿电直连"机制取得突破 [12] 储能企业出海情况 - 2024年1-5月中国储能企业新增出海订单超144吉瓦时，同比增长436% [13] - 远景储能全球参与超300个项目，交付超30吉瓦时，在手订单超50吉瓦时 [13] - 海外项目覆盖东南亚、非洲、中东、欧洲等30多个国家 [13]