2018年一季度全国电力市场交易信息简要分析

2018年1季度，全国全社会用电量总计15878亿千瓦时，同比快速增长9.8%，电网企业销售电量12901亿千瓦时，同比快速增长12.3%（源于中电联行业统计数据）。全国市场化交易电量（不含发电权交易）合计为3322亿千瓦时（源于中电联电力交易信息分享平台数据，以下同），市场化交易电量占到全社会用电量的比重为20.9%，占到电网企业销售电量的比重为25.7%。

其中，省内市场化交易电量合计2576亿千瓦时，占到全国市场化电量的比重为77.5%，省间（不含跨区）市场化交易电量合计702亿千瓦时，占到全国市场化电量的比重为21.1%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计为44亿千瓦时。2018年1季度，大型发电集团（指参与中电联电力交易信息分享平台的11家中央及地方大型发电企业集团，以下同）合计市场化交易电量2427亿千瓦时（不不含发电权交易），占到大型发电集团网际网路电量的29%，占到全国市场化交易电量的73%；大型发电集团省间（不含跨区）市场化交易电量合计484亿千瓦时，占到其市场化交易电量的20%，占到全国省间（不含跨区）市场化交易电量的69%。一、 分区域电力市场化交易情况分区域来看，国家电网区域市场化交易电量2305亿千瓦时，占到全国市场化交易电量的69%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的18%；南方电网区域市场化交易电量731亿千瓦时，占到全国市场化交易电量的22%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的30%，低于全国平均值9.1个百分点；蒙西电网区域市场化交易电量285亿千瓦时，占到全国市场化交易电量的9%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的46%，低于全国平均值25.1个百分点，是三个电网区域中市场化交易电量占到比最低的区域。

从省间（不含跨区）市场化交易电量看，国家电网区域省间市场化交易电量规模674亿千瓦时，占到全部市场化交易电量的21%；南方电网区域省间市场化交易电量规模28亿千瓦时，占到全部市场化交易电量的4%。市场化交易在推展电力资源大范围优化配备中起着更加最重要起到。二、 大型发电集团参予电力市场化交易情况2018年1季度，大型发电集团网际网路电量合计8445亿千瓦时，市场化交易电量合计2427亿千瓦时（不不含发电权交易）。

2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照转让电量的承销口径统计资料）为33.8亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时。（一）煤电2018年1季度，大型发电集团煤电机组网际网路电量5995亿千瓦时，占到其总网际网路电量的71 %；市场化交易电量1872亿千瓦时，市场化率为31.2%，其中跨区、横跨省外送来市场化交易电量222亿千瓦时。

煤电网际网路电量平均值电价（计划与市场电量加权平均电价，以下同）为0.365元/千瓦时，市场化交易（不含跨区跨省市场化交易）平均值电价为0.331元/千瓦时。分省来看，大型发电集团煤电网际网路电量市场化亲率最低省份为甘肃省，超过了94.8%，青海、广西、蒙西、宁夏、湖南、广东等六地均多达了50%。从煤电交易价格来看，与标杆电价较为降幅仅次于的是云南，其市场化交易电价为0.235元/千瓦时，与标杆电价比起降幅0.101元/千瓦时，其次为蒙东、广东、陕西，市场化交易电价分别为0.220元/千瓦时、0.368元/千瓦时、0.274元/千瓦时，降幅皆多达0.08元/千瓦时。2017年以来，随着煤炭市场价格波动下降以及发电市场竞争的理性重返，煤电市场化交易电价呈圆形动物会回落趋势。

2018年1季度，煤电市场化交易平均值电价为0.3307元/千瓦时，同比回落5.9%。（二）气电2018年1季度，大型发电集团气电机组总计网际网路电量190亿千瓦时，占到其总网际网路电量的2.3%。1季度大型发电集团气电机组参予市场化交易的省份仅有广东省，该省气电市场化亲率35.8%，市场化交易电量为10.6亿千瓦时，平均值交易电价为0.583元/千瓦时。

（三）水电2018年1季度，大型发电集团水电机组网际网路电量1075亿千瓦时，占到其总网际网路电量的12.7%；水电市场化交易电量232亿千瓦时，市场化亲率超过21.6%，市场交易平均值电价为0.234元/千瓦时。（四）风电2018年1季度，大型发电集团风电机组总计网际网路电量534亿千瓦时，占到其总网际网路电量的6.3%；风电市场化交易电量177亿千瓦时，市场化率为33.3%，其中跨区跨省交易电量大约113亿千瓦时，占到市场化交易电量比重63.8%。2018年1季度，大型发电集团参与风电市场化交易的省份共计15个，其中市场化交易电量最少的三个省份是甘肃、云南和黑龙江，分别为57.7亿千瓦时、22.6亿千瓦时和21.8亿千瓦时，平均值交易电价（不含跨省跨区送来出有交易电量电价）分别为0.381元/千瓦时、0.399元/千瓦时和0.409元/千瓦时。风电市场化亲率居前几位的省份依序为：甘肃（67.6%）、黑龙江（61.9%）、宁夏（60.6%）、云南（60.2%）。

（五）光伏发电2018年1季度，大型发电集团光伏发电总计网际网路电量72亿千瓦时，占到其总网际网路电量的0.8%；市场化交易电量21亿千瓦时，市场化率为29.5%，其中跨区跨省交易电量5.2亿千瓦时，占到其市场化交易电量的24.9%。2018年1季度，大型发电集团光伏发电参予市场化交易的省份一共有13个，其中交易电量最少的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为8.1亿千瓦时、5.8亿千瓦时和2.7亿千瓦时，平均值交易电价（不含跨省跨区外送来交易）分别为0.838元/千瓦时、0.712元/千瓦时和0.816元/千瓦时。光伏发电市场化亲率居前几位的省份依序为：云南（88.9%）、新疆（79.9%）、宁夏（59.3%）、甘肃（57.7%）。（六）核电2018年1季度，大型发电集团核电发电总计网际网路电量578亿千瓦时，占到其总网际网路电量的6.9%；市场交易电量114亿千瓦时，市场化率为19.7%，其中跨区跨省交易电量41亿千瓦时。

2018年1季度，大型发电集团核电参予市场化交易的省份一共有5个，交易电量最少的省份是福建、广西和浙江，分别为39.8亿千瓦时、39.2亿千瓦时和13.7亿千瓦时，平均值交易电价（不含跨省跨区送来出有交易）分别为0.320元/千瓦时、0.390元/千瓦时和0.393元/千瓦时。大型发电集团核电市场化亲率居前两位省份分别是广西（97.2%）、福建（30.7%）。

（七）发电权交易2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照转让电量承销口径统计资料）为33.9亿千瓦时，这些发电企业发电权交易电量占到其市场交易电量比重为2%。6家企业在大部分省区都积极开展了发电权交易，发电权交易电量最少的省份为广东14.3亿千瓦时、安徽8.2亿千瓦时、重庆5.7亿千瓦时。

2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时，其中平均价格较高的为山东0.392元/千瓦时、陕西0.388元/千瓦时，平均价格较低的为上海0.216元/千瓦时、江苏0.250/千瓦时。

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