甘肃2月电力市场:调频补偿4596万元,日前均价0.156元/kWh,实时均价0.159元/kWh
「储能与电力市场」获悉，5月13日，甘肃电力交易中心发布甘肃电力市场运营报告（2026年2月）。
截至2月，共注册市场主体9169家，其中，独立储能企业24家，虚拟电厂2家。2月新增3家独立储能企业注册。
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156元/兆瓦时，实时市场平均价格159元/兆瓦时。
2月，调频市场随现货市场运行，贡献调频里程251.2万兆瓦。
省内辅助服务市场中调频辅助服务市场产生补偿费用4595.74万元。
电力用户分摊调频辅助服务市场费用4466.63万元，电网侧储能分摊费用87.78万元，未参与电能量市场交易的发电主体分摊费用41.33万元。
截至2月，共注册市场主体9169家，其中：发电企业1675家（火电48家，水电832家，风电281家，光伏490家，风光电厂6家，其他发电18家）；电力用户7096家（批发用户250家，零售用户6846家），售电公司360家（在甘注册93家，外省推送267家），独立储能企业24家；辅助服务聚合商12家，电网公司1家，虚拟电厂2家。
2月，共有129家市场主体完成市场注册，其中电力用户114家、发电企业7家、售电公司5家（本地注册2家，外省注册3家），独立储能企业3家。
截至2月，全省发电装机容量12559.81万千瓦，同比增长24.01%。
水电971.99万千瓦，同比增长0.04%，占总装机比重（下同）7.74%；
火电3464.10万千瓦，同比增长33.75%，占27.58%；
风电4141.60万千瓦，同比增长25.70%，占32.98%；
太阳能3949.32万千瓦，同比增长21.87%，占31.44%；
生物质32.8万千瓦，同比增长5.81%，占0.26%。
2月，省内中长期市场按自然日连续运营，总成交电量76.89亿千瓦时（含绿电、融合交易净增量），成交均价220.35元/兆瓦时。
从交易品种来看：
直接交易成交电量42.48亿千瓦时，成交均价201.83元/兆瓦时；
代理购电成交电量33.99亿千瓦时，成交均价243.54元/兆瓦时；
绿电交易成交电量0.42亿千瓦时，成交均价212.58元/兆瓦时；
2月，省内现货市场发电侧正偏差电量60.44亿千瓦时，负偏差电量-50.81亿千瓦时，正负相抵后，净偏差电量9.63亿千瓦时。
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156元/兆瓦时，同比下降50.1%，环比下降39%，日前市场均价最高248元/兆瓦时，最低60元/兆瓦时；
实时市场平均价格159元/兆瓦时，同比下降43.1%，环比下降37.4%，实时市场均价最高297元/兆瓦时，最低44元/兆瓦时。
2月，调频市场随现货市场运行，贡献调频里程251.2万兆瓦。
2月，省内辅助服务市场中调频辅助服务市场产生补偿费用4595.74万元。依据《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》（甘监能市场〔2025〕213号），调频辅助服务市场补偿费用由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊。
电力用户分摊调频辅助服务市场费用4466.63万元，
未参与电能量市场交易的发电主体分摊费用41.33万元。
2月，省内结算电量89.53亿千瓦时，均价244.06元/兆瓦时。
外送电量67.51亿千瓦时，均价263.12元/兆瓦时，
外购电量2.69千瓦时，均价323.95元/兆瓦时，
低价保供电量4.16亿千瓦时，均价74.52元/兆瓦时，
绿电结算电量（省内+省间）7.96亿千瓦时，均价222.06元/兆瓦时，
代理购电结算电量33.99亿千瓦时，均价243.54元/兆瓦时。
分电源类型来看：
火电省内结算价281.181元/兆瓦时、外送结算价295.952元/兆瓦时；
水电省内结算价244.069元/兆瓦时、外送结算价0元/兆瓦时；
风电省内结算价223.775元/兆瓦时、外送结算价228.335元/兆瓦时；
光伏省内结算价148.282元/兆瓦时、外送结算价214.274元/兆瓦时。
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