储能与电力市场获悉，近日，甘肃电力交易中心发布《2024年甘肃电力市场交易信息报告》和《2024年甘肃电力市场年报》。
两份报告总结了甘肃省储能电站在2024年参与电力市场的运营情况：
截至2024年底，甘肃省新型储能累计装机4.42GW/11.41GWh，最大充电电力达312万千瓦，累计充电电量19.83亿千瓦时。
省内电力现货市场，储能现货正电量4.45亿千瓦时，现货负电量5.31亿千瓦时，产生相关费用1.21亿元。
电力市场共计注册10家独立储能、12家辅助服务聚合商。10家储能电站参与了甘肃省调频辅助服务。
储能参与辅助服务市场，补偿及分摊最终结果为12071.39万元（2023年12月-2024年11月）。
电网公司完成15个储能项目的接入系统一、二次设计评审，规模超2.78GW/9.89GWh（压缩空气储能项目1个，300MW；电化学储能项目14个，共2.4775GW/9.89GWh）。
如将储能现货市场正电量4.45亿千瓦时考虑为储能的上网电量，则储能在现货市场按上网电量折算，可获得0.2719元/kWh的现货价差收益。
根据报告，甘肃省目前的辅助服务主要由调频辅助服务、调峰容量市场、西北区域省间辅助服务，根据规则，储能均可提供服务。报告并未明确储能在各类辅助服务市场中的收益情况，从透露的文字看，提供调频辅助服务的可能性最高。
另考虑到甘肃省新能源项目竞配过程中需配置10-15%，2-4小时不等的储能，并可通过容量租赁的形式实现，因此甘肃省独立储能在2024年形成的较稳定的收益模式为：电力现货市场+辅助服务市场（调频、调峰容量、省间调峰）+容量租赁。
两份报告对2024年甘肃省电力现货市场、电力辅助服务市场运行情况的相关总结如下：
调峰容量市场出清调峰容量共计19509MW，累计收益6021.16万元。
调频市场随现货市场全年运行，省内20家火电企业、6家水电企业、10家储能电站参与调频辅助服务市场，累计贡献调频里程1961万兆瓦，累计补偿费用17752.60万元。
西北区域省间调峰辅助服务市场累计费用57955.79万元。
现货市场日前、实时市场加权均价分别为249元/MWh和259元/MWh，同比下降17.5%和12.9%。
晚峰时段（18:00-21:00）现货市场平均价格319元/MWh，中午光伏大发时段（12:00-15:00）现货市场平均价格116元/MWh，平均峰谷价差达到203元/MWh。
具体详情如下。
市场运营
截止2024年，甘肃省交易平台共注册市场主体6269家。其中，电力用户4363家（批发用户211家，零售用户4152家）；售电公司307家（在甘注册65家，外省推送242家）；发电企业1576家（火电45家，水电817家，风电244家，光伏450家，风光电厂5家，其他发电15家）；独立储能企业10家，辅助服务聚合商12家；电网企业1家。
省内现货市场
2024年，发电侧合计执行现货正电量663.31亿千瓦时，现货负电量-684.94亿千瓦时，计量偏差修正电量-0.47亿千瓦时，新能源实时消纳电量21.28亿千瓦时，现货市场相关运营费用-46.55亿元，
其中储能：电力现货正电量4.45亿千瓦时，现货负电量5.31亿千瓦时，产生相关费用1.21亿元。如将储能现货市场正电量4.45亿千瓦时考虑为储能的上网电量，则储能在现货市场每放出一度电，可获得0.2719元/kWh的现货价差收益。
表 2024年甘肃省内现货交易执行情况（单位：亿千瓦时、万元）
2024年日前、实时市场最高、最低出清电价均达到650元/MWh和40元/MWh限价，2024年现货市场日前、实时市场加权均价分别为249元/MWh和269元/MWh，同比下降17.5%和12.9%。
从长周期来看冬、夏用电高峰价格高，春、秋季节价格低现象明显。
2024年1-3月受供需紧张影响，价格偏高，日前、实时价格在1月达到278元/MWh、343元/MWh；
5月至6月供需情况相对宽松，市场价格明显下降，日前、实时价格达到149元/MWh、144元/MWh；
7-8月夏季用电增长，日前、实时市场价格上升至189元/MWh、194元/MWh；
10月份以后随着气温下降用电负荷不断攀升，市场价格逐月升高，日前、实时价格最高达到314元/MWh、332元/MWh（11月）。
从分时来看，现货价格与新能源出力密切相关。新能源大发时段价格低，小发时段价格高。2024年，晚峰时段（18:00-21:00）现货市场平均价格319元/MWh，中午光伏大发时段（12:00-15:00）现货市场平均价格116元/MWh，平均峰谷价差达到203元/MWh。
辅助服务市场
2024年，调峰容量市场出清调峰容量共计19509MW，累计收益6021.16万元。调频市场随现货市场全年运行，省内20家火电企业、6家水电企业、10家储能电站参与调频辅助服务市场，累计贡献调频里程1961万兆瓦。
2024年甘肃省内辅助服务市场累计产生补偿费用23773.76万元，其中调峰容量市场累计补偿费用6021.16万元，调频辅助服务市场累计补偿费用177752.50万元，西北区域省间调峰辅助服务市场累计费用57955.79万元。
2024年，按照“两个细则”考核补偿的发布结果，对2023年11月至2024年11月各发电企业奖励及考核情况进行了兑现，奖罚电费金额合计为-2344.64万元（含祁韶配套新能源，不含常乐电厂）；按照“省内调峰辅助服务”、“跨省调峰辅助服务”、“省内调频辅助服务市场”、“2024年4月西北省间调峰市场退补费用”“2024年1-6月甘肃电力辅助服务市场分摊费用差错资金”情况的发布结果，对2023年12月至2024年11月各发电企业补偿及分摊情况进行兑现。其中储能辅助服务市场补偿及分摊最终结果为12071.39万元。
表 各类考核、分摊分电源类型明细（单位：万元）
其中，调频市场累计贡献调频里程1963万兆瓦，调频市场收益1.85亿元，已在辅助服务市场兑现（备注：前文累计贡献调频里程1961万兆瓦，其统计涉及区间为2024年，两份报告统计周期略有差别）。
2024年储能建设情况
2024年，电网公司完成了1个水电、31个风电、27个光伏、11个综合利用（其中包含2个储能项目）、13个储能共83个新建电厂项目接入系统一、二次设计评审。
2024年评审的储能项目共14个，具体如下。
压缩空气储能项目1个，300MW
电化学储能项目14个，共2.4775GW/9.89GWh
表 2024年评审项目统计表（包含储能部分）
另外，披露了2025年一季度电力电量平衡情况预测情况。
预计一季度甘肃省内用电平稳增长，同比增长约5%
预计一季度甘肃省内用电需求合 447 亿千瓦时，同比增长3.7%
预计一季度全网各类电源可发电量652亿千瓦时，较用电需求富裕68.2亿千瓦时。
从电力平衡角度看，按风电发电置信度90%（约230万千瓦），1-2月晚峰时段省内电力保障能力不足，略有缺口。午间及风电大发时段富裕电力较多，其中可调出力中，储能1-3月合计167万千瓦。详见下表：
表 2025年一季度分月电力电量平衡预测（单位：万千瓦、亿千瓦时）
《2024年甘肃电力市场年报》原文如下：
（转自：储能与电力市场）
