拆解甘肃电力现货市场，解析核心数据与交易策略

2025年前三季度，全省发电装机容量11612.75万千瓦，同比增长22.92%。其中，水电装机971.61万千瓦，同比增长0.04%；火电装机3150.21万千瓦，同比增长25.56%；风电装机3780.80万千瓦，同比增长25.35%；光伏装机3710.13万千瓦，同比增长25.71%。

截至第三季度，结算单元新增46个，合计增加容量为731.9万千瓦。其中，火电3个，容量为209万千瓦；风电19个，容量为182.9万千瓦；光伏23个，容量为338.5万千瓦；其他1个，容量为1.5万千瓦。

2025年前三季度，全省发电量1880.25亿千瓦时，同比增长9.83%，发电小时数1748小时，同比减少151小时。其中，水电发电量262.29亿千瓦时，同比下降14.27%，占比13.94%，发电小时数2690小时，同比减少446小时；火电发电量889.27亿千瓦时，同比增长14.03%，占比47.25%，发电小时数3240小时，同比增长121小时；风电发电量414.89亿千瓦时，同比增长13.86%，占比22.05%，发电小时数1212小时，同比减少94小时；光伏发电量313.79亿千瓦时，同比增长19.83%，占比16.67%，发电小时数911小时，同比减少61小时。

2025年前三季度，新能源发电利用率92.09%，其中风电利用率93.7%,光伏利用率90.04%。

2025年前三季度，甘肃风电场平均风速5.38米/秒，同比减少0.36米/秒，累计有效风速时间4754小时，同比减少28小时。

全年风电最大出力为1823万千瓦（03月25日21:53），占当时全网发电出力和用电负荷的比例分别为58.25％、91.09％；风电最大日发电量34218万千瓦时（07月11日），占当日全网总发电量的44.31％，占当日全网用电量的71.55％。

2025年前三季度，甘肃光伏电站平均辐照强度586兆焦/平米，同比减少29兆焦/平米，累计日照时间3102小时，同比增加151小时。

全年光伏最大发电出力为2181万千瓦（9月6日11:31），占当时全网发电出力和用电负荷的比例分别为59.15％，103.49％；光伏最大日发电量17241万千瓦时（07月05日），占当日全网总发电量的25.82％，占当日全网用电量的38.25％。

近日发布的《甘肃电力现货市场规则（V3.2）》（征求意见稿）提到，关于绿电直连项目落实《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650 号）文件要求，绿电直连作为整体参与现货市场，以项目接入点作为计量、结算参考点。

具体条款为，绿电直连项目以“报量报价”的方式参与日前现货市场，申报运行日 96 点短期新能源预测曲线和短期用电负荷计划曲线，叠加后确定上网能力及下网需求。存在上网能力时，参照集中式新能源参与日前现货市场；存在下网需求时，参照用户参与日前现货市场。绿电直连项目出清上下网电量和实际上下网电量以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。

其中，Q_30%为火电企业带30%额定容量出力工况下对应的上网电量。

2024年9月甘肃现货市场正式运行。甘肃省7-8月为夏季，11-2月为冬季，其中夏季河西风光出力较好，谷段易出现限电情况情况；冬季用电负荷高，电力保供压力大。

甘肃电网作为西北电网枢纽，承担西电东送任务，但部分区域网架仍存在薄弱点。例如，河西地区新能源集中，但750千伏主干网覆盖不足，导致局部阻塞。2024年实施的秦川、庆阳北等750千伏工程虽强化了网架，但部分项目尚在建设期，短期内难以完全缓解阻塞。

电力现货市场的价格信号引导新能源布局趋向均衡，河西与河东新增装机比例从3.3:1降至2.4:1，减轻了河西地区的消纳压力。

2025年中长期电价由购售双方自主申报，各时段申报价格限制按照省内电力现货市场价格上下限设定，峰谷价差比例由市场自主形成，不再设置固定峰谷价差浮动比例。

电力市场结算周期为自然月。其中现货市场采用“日清月结”模式，以每15分钟作为最小结算时段。2025年内中长期用户偏差电量按照月度峰平谷现货市场价格结算。根据最新征求意见稿，2026年内中长期用户偏差电量可能按照当月每小时现货均价价格结算。

火电、新能源等同时参与日前、实时市场结算的经营主体，电能量电费等于中长期合约电费（中长期合约电费=中长期合约电量电费+中长期合约阻塞电费）、日前电能量电费、实时电能量电费之和。各时段电能量电费计算公式如下：

甘肃电力交易市场作为首批进入现货正式运行的市场，体系较为成熟。在交易过程中，按照交易序列，交易员若能完成下列工作，将有助于提升收益：

在年度交易中各市场主体需对下一年的市场价格形成初步判断，这通常涉及多方面的综合考量，例如：下一年新并网的机组规模、省内电网结构的变化、本省大型工业企业的生产经营情况、供需关系，以及火电企业发电成本（如动力煤价格）等因素。交易员需要从这些复杂且多元的信息中提炼出对市场价格的合理预判。

其中省间外送是提升场站电价的关键环节。但由于各省政策存在差异，叠加近年来绿电需求的持续增长，交易员需凭借自身的资源整合与信息获取能力，精准对接省外需求方，最终实现双方共赢。

省内年度双边与集中竞价交易相对透明，通常被视为全年交易量的压舱石，能够为稳定年度交易均价提供保障。从年度现货价格走势来看，1-3月份现货价格较高，后续价格一路下探；在10月后随着供暖季到来，现货电价理应逐步回升，但市场并未如预期运行。不过当前12月份电价整体较高，与此前的判断相符。

月度交易是调整交易策略的重中之重。交易员需综合评估下月各类发电机组的出力情况、省内电力供需情况、临近省份电力需求情况，并参考历史同期市场情况，从而对下月交易做出合理预估与相应调整。

旬交易是月度交易的重要补充，主要用于对部分持仓量进行调整。交易员在此期间应重点关注省内各机组出力情况、火电机组与网架的检修安排，以及省间联络线情况，从而为接下来的日滚动交易做好充分准备。

日滚动交易是交易员在交易当日调整场站中长期合同交易的最后机会。该环节中，省内任何微小的供需变化都有可能对日滚动市场的电价产生影响，市场上也经常出现电价“失真”与“价值回归”的现象。

天气预测的精准度以及市场情绪的延续也都会对日滚的电价造成影响，这对交易员的市场经验和临场判断提出了较高要求。

甘肃是一个较为成熟的电力市场，但和其他省份一样，都存在着新能源装机量快速增长，消纳困难的问题。交易员需深入分析数据，透彻理解市场规则，若单纯依赖场站自身的发电能力，往往难以获得理想收益。如何通过与售电侧有效联动提升整体收益，已成为交易员需要着重思考的问题。

电力市场的模型构建与迭代离不开充分的数据支撑，交易模型往往需要在每一笔交易中试错、不断优化，因此时效性至关重要。如何获得最新市场信息并及时整合，从而对未来电价走势做出精准预测，是交易策略能够为场站带来切实收益的关键所在。

飔合科技聆风电力交易决策平台集合了全省的现货价格、竞价空间、省内负荷联络线、新能源出力情况等关键信息，并依托大数据分析与AI预测模型，提供精准的电价预测及全景市场态势展示，辅助交易员高效决策。交易后复盘分析功能则能够清晰呈现每一笔交易的盈亏情况，帮助交易员持续总结、优化策略，实现交易能力的系统提升。

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