甘肃电力1月市场报告：外送电量暴增79%，现货价格触及涨跌停板

01 市场全景：内稳外热，结构转型

甘肃省电力市场1月份总体运行平稳，呈现“内部需求稳定、外部输送火热”的双重特征。省内用电需求保持平稳增长，三大产业用电量均有小幅提升。

外送电量表现尤为抢眼，同比增幅达79%，外送规模达到99.14亿千瓦时，占总结算电量的近一半。这一数据表明甘肃电力在西北乃至全国能源调配中的枢纽作用日益增强。

截至1月底，甘肃省发电装机规模保持快速增长，但结构性问题依然存在。新增装机主要集中在火电领域，同比增幅高达32.63%，而新能源发电量占比为33.98%，能源结构转型仍在进行中。

市场主体结构方面，1月份新增注册市场主体224家，其中电力用户占绝大多数（214家），发电企业仅9家，售电公司1家。这种“需求侧活跃、供给侧集中”的结构特征，反映出甘肃电力市场仍处于发展完善阶段。

02 交易结构：四轮驱动，价格分化

1月份，甘肃电力中长期市场按自然日连续运营，总成交电量81.99亿千瓦时，成交均价232.89元/兆瓦时。市场交易呈现“四轮驱动”的多元格局：

不同交易品种间的价格差异，既反映了电力产品的差异化属性，也体现了市场对各类电力的价值评估。

03 价格分析：内外有别，高低分明

甘肃省1月份电力市场价格呈现明显的“内外有别、高低分明”特征：

省内市场：总结算电量128.83亿千瓦时，均价269.96元/兆瓦时。其中代理购电均价247.974元/兆瓦时，绿电结算均价216.559元/兆瓦时，低价保供电量均价仅111.2元/兆瓦时。

外送市场：外送电量99.14亿千瓦时，均价246.925元/兆瓦时，低于省内均价，但外购电价高达415.665元/兆瓦时，凸显甘肃作为电力净输出省份的地位。

现货市场：价格波动剧烈。日前市场均价256元/兆瓦时，最高达331元/兆瓦时，最低152元/兆瓦时；实时市场均价254元/兆瓦时，最高达398元/兆瓦时，最低仅78元/兆瓦时。

价差特征：现货市场最高与最低价格相差近10倍，这种极端价差既反映了电力供需的时点差异，也为储能、需求响应等灵活性资源创造了市场空间。

04 现货波动：峰谷悬殊，市场信号

1月份甘肃电力现货市场价格波动剧烈，充分体现了电力商品的时效性特征：

市场意义：这种剧烈波动传递出明确的市场信号：高峰时段电力资源稀缺，价格高企；低谷时段供过于求，价格低迷。这为储能电站、可中断负荷、需求侧响应等灵活性资源提供了商业机会。

风险提示：剧烈价格波动也增加了市场主体的经营风险，对发电企业的报价策略、电力用户的用电安排都提出了更高要求。

05 绿色转型：占比提升，价格优势

甘肃新能源发展成效显著，绿色转型呈现“占比提升、价格优势”双轮驱动格局：

规模提升：1月份新能源发电量占比达到33.98%，意味着甘肃每发3度电中就有1度来自新能源，这一比例在全国处于领先水平。

价格优势：绿电交易均价212.34元/兆瓦时，绿电结算均价216.559元/兆瓦时，均显著低于常规电力价格，显示出绿色电力的市场竞争力。

结构矛盾：尽管新能源发电占比持续提升，但新增装机仍以火电为主导，同比增幅高达32.63%。这种“增量靠火电、存量转绿电”的现象，反映出能源系统在保障供应安全与推进清洁转型之间的平衡难题。

市场机遇：辅助服务市场方面，1月份调频市场贡献调频里程251.3万兆瓦，产生补偿费用5362.88万元，其中电网侧储能分摊费用90.06万元，表明灵活性调节资源的市场价值正在显现。