数字储能网讯：近日，甘肃电力交易中心发布甘肃电力市场运营报告（2025年10月）。

截至10月底，共注册市场主体8326家，其中，发电企业1647家（火电48家，水电832家，风电262家，光伏483家，风光电厂5家，其他发电17家）；电力用户6303家（批发用户313家，零售用户5990家），售电公司345家（在甘注册84家，外省推送261家），独立储能企业17家；辅助服务聚合商12家，电网公司1家，虚拟电厂1家。

10月，共有217家市场主体完成市场注册，其中电力用户181家、发电企业14家、售电公司21家（10家本地注册11家外省推送），虚拟电厂1家。

发电装机情况

截至10月，全省发电装机容量11832.92万千瓦，同比增长24.34%。其中，水电971.61万千瓦，同比增长0.14%，占总装机比重（下同）为8.21%；火电3285.21万千瓦，同比增长30.83%，占27.49%；风电3830.80万千瓦，同比增长25.32%，占32.37%；太阳能3745.30万千瓦，同比增长25.74%，占31.65%。

中长期市场

10月，省内中长期市场按自然日连续运营，交易总成交电量84.46亿千瓦时。其中，年度（多年）交易53.02亿千瓦时，成交均价247.39元/兆瓦时；月度交易成交电量21.2亿千瓦时，成交均价214.31元/兆瓦时；月内（周、日）交易成交10.24亿千瓦时，均价161.59元/兆瓦时。

图源：甘肃电力市场运营报告（2025年10月）

从交易品种来看，直接交易成交电量63.49亿千瓦时，成交均价228.21元/兆瓦时；代理购电成交电量17.17亿千瓦时，成交均价251.10元/兆瓦时；绿电交易成交电量1.45亿千瓦时，成交均价272.06元/兆瓦时；合同交易了1笔，成交电量1.56亿千瓦时，成交均价257.5元/兆瓦时；D+2日滚动交易成交20.99万笔，成交电量20.1亿千瓦时。

图源：甘肃电力市场运营报告（2025年10月）

现货市场

10月，省内现货市场发电侧正偏差电量59.44亿干瓦时，负偏差电量-55.09亿干瓦时，正负相抵后，净偏差电量4.35亿千瓦时。日前、实时市场最高/最低出清电价均达到650元/兆瓦时和40元/兆瓦时限价，日前市场平均价格186元/兆瓦时，同比下降30.9%，环比下降0.6%，日前市场均价最高396元/兆瓦时，最低53元/兆瓦时；实时市场平均价格187元/兆瓦时，同比下降33.0%，环比下降5.1%，实时市场均价最高385元/兆瓦时，最低50元/兆瓦时。

图源：甘肃电力市场运营报告（2025年10月）

8月，火电结算均价323.69元/MWh，水电270.3元/MWh，风电287.67元/MWh，光伏223.68元/MWh，一体化221.36元/MWh。

图源：甘肃电力市场运营报告（2025年10月）

辅助服务市场

10月，调峰容量市场参与申报市场主体24家，其中煤电22家45台机组、独立储能2家，出清容量3369兆瓦，边际出清价格为800元/兆瓦·日，储能300元/兆瓦·日。调频市场随现货市场运行，贡献调频里程360.08万兆瓦。

10月，省内辅助服务市场累计产生补偿费用6719.92万元，其中调峰容量市场产生补偿费用1732.93万元，调频辅助服务市场补偿费用4986.99万元。

西北区域省间调峰辅助服务市场甘肃承担费用17493.49万元。依据相关规则计算分摊后，发电侧分摊调峰容量市场费用857.6万元，分摊调频辅助服务市场费用2927.35万元，分摊西北区域省间调峰辅助服务市场费用17493.49万元；市场化电力用户分摊调峰容量市场费用875.33万元，分摊调频辅助服务市场费用2059.64万元。

原文如下：