来源：市场资讯
（来源：储能与电力市场）
「储能与电力市场」获悉，9月10日，甘肃电力交易中心发布甘肃电力市场运营报告（2026年7月）。
截至7月，甘肃电力市场共注册市场主体10372家，其中独立储能企业30家，虚拟电厂2家。
7月现货市场：日前市场平均价格186元/兆瓦时，均价最高263元/兆瓦时，最低103元/兆瓦时。实时市场平均价格186元/兆瓦时，均价最高262元/兆瓦时，最低124元/兆瓦时。
7月辅助服务市场：调频市场随现货市场运行，贡献调频里程347.28万兆瓦。产生补偿费用6035.1万元。其中电力用户及电网侧储能分摊费用5981.91万元，未参与电能量市场交易的发电主体分摊费用53.19万元。
7月中长期市场：省内中长期市场按自然日连续运营，总成交电量83.44亿千瓦时（含绿电、融合交易净增量），成交均价166.29元/兆瓦时，同步下降22.41%；年度市场总成交电量45.54亿千瓦时，成交均价179.17元/兆瓦时；月度市场总成交电量38.87亿千瓦时，成交均价154.75元/兆瓦时。
截至7月，甘肃风电装机4270.6万千瓦，同比增长19.11%，占全省发电装机容量的33.51%；太阳能装机3993.25万千瓦，同比增长10.54%，占31.33%；
分电源类型结算情况看，7月风电结算价格158.35元/兆瓦时，光伏100.00元/兆瓦时。
7月，甘肃全省完成发电量268.25亿千瓦时，同比增长13.7%，环比增长14.96%。风电62.88亿千瓦时，占比23.44%；光电39.43亿千瓦时，占比14.7%；其他（储能、生物质）3.33亿千瓦时，占比1.25%。
截止7月，全省发电设备平均利用小时数为1266.31小时，同比减少86.03小时。风电发电小时数901.21小时，同比减少66.72小时，下降6.89%；光伏发电小时数646.44小时，同比减少72.66小时，下降10.10%。
经营主体
截至7月，共注册市场主体10372家，其中：发电企业1693家（火电48家，水电837家，风电293家，光伏491家，风光电厂6家，其他发电18家）；电力用户8250家（批发用户269家，零售用户7981家），售电公司384家（在甘注册107家，外省推送277家），独立储能企业30家；辅助服务聚合商12家，电网公司1家，虚拟电厂2家。
7月，共有252家市场主体完成市场注册，其中电力用户241家、发电企业8家、售电公司3家（均为本地注册），无新增独立储能企业。
发电装机情况
截止7月，全省发电装机容量12744.74万千瓦，同比增长14.6%。
水电971.99万千瓦，同比增长0.04%，占总装机比重（下同）7.63%；
火电3476.1万千瓦，同比增长19.09%，占27.27%；
风电4270.6万千瓦，同比增长19.11%，占33.51%；
太阳能3993.25万千瓦，同比增长10.54%，占31.33%；
生物质32.8万千瓦，同比持平，占0.26%。
发电量
7月，甘肃全省完成发电量268.25亿千瓦时，同比增长13.7%，环比增长14.96%。
水电38.46亿千瓦时，同比下降8.37%，占总发电量比重（下同）为14.34%；
火电124.15亿千瓦时，同比增长25.52%，占45.28%；
风电62.88亿千瓦时，同比增长14.87%，占23.44%；
光电39.43亿千瓦时，同比下降0.85%，占14.7%；
其他（储能、生物质）3.33亿千瓦时，同比增长151.38%，占1.25%。
中长期市场
7月，省内中长期市场按自然日连续运营，总成交电量83.44亿千瓦时（含绿电、融合交易净增量），成交均价166.29元/兆瓦时。
从交易品种来看：
直接交易成交电量49.88亿千瓦时，成交均价175.78元/兆瓦时；
代理购电成交电量32.98亿千瓦时，成交均价151.77元/兆瓦时；
绿电交易成交电量0.54亿千瓦时，成交均价183.48元/兆瓦时。
7月，省内电力中长期年度市场总成交电量45.54亿千瓦时，成交均价179.17元/兆瓦时。其中年度中长期成交电量45.18亿千瓦时，成交均价181.95元/兆瓦时；年度绿电成交电量0.35亿千瓦时，成交均价167.18元/兆瓦时。
省内电力中长期月度市场总成交电量38.87亿千瓦时（融合交易按净值统计），成交均价154.75元/兆瓦时。月度中长期成交电量38.72亿千瓦时，成交均价156.11元/兆瓦时；月度绿电成交电量0.15亿千瓦时，成交均价202.83元/兆瓦时。
现货市场
7月，省内现货市场发电侧正偏差电量92.25亿千瓦时，负偏差电量-81.69亿千瓦时，正负相抵后，净偏差电量10.56亿千瓦时。
日前市场平均价格186元/兆瓦时，同比增长14.7%，环比增长11.4%，
日前市场均价最高263元/兆瓦时，最低103元/兆瓦时；
实时市场平均价格186元/兆瓦时，同比下降2.6%，环比下降1.4%，
实时市场均价最高262元/兆瓦时，最低124元/兆瓦时。
辅助服务市场运行情况
7月，调频市场随现货市场运行，贡献调频里程347.28万兆瓦。
7月，省内辅助服务市场中调频辅助服务市场产生补偿费用6035.1万元。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。
电力用户及电网侧储能分摊费用5981.91万元，
未参与电能量市场交易的发电主体分摊费用53.19万元。
结算情况
分电源类型结算情况，7月风电158.35元/兆瓦时，光伏100.00元/兆瓦时。
利用小时数
截止7月，全省发电设备平均利用小时数为1266.31小时，同比减少86.03小时。
水电发电小时数1961.76小时，同比增加73.06小时，增长3.87%；
火电发电小时数2350.72小时，同比减少170.44小时，下降6.76%（公网火电利用小时数1737.17小时，同比减少118.21小时，下降6.37%)；
风电发电小时数901.21小时，同比减少66.72小时，下降6.89%；
光伏发电小时数646.44小时，同比减少72.66小时，下降10.10%。
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