数据丨2018全年全国电力市场交易情况分析
2018年，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为20654亿千瓦时（来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同），同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量（即全社会用电量市场化率）比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。
2018年，大型发电集团（指参加中电联电力交易信息共享平台的11家中央及地方大型发电企业集团，以下同）合计市场交易电量13713亿千瓦时（不含发电权交易），同比增长26.4%，占大型发电集团合计上网电量的比重为37.5%，较上年提高4.5个百分点
一、全国电力市场交易情况
2018年，全国全社会用电量累计68449亿千瓦时，同比增长8.5%，增速比上年提高1.5个百分点，为2012年以来最高增速，电网企业销售电量55677亿千瓦时，同比增长9.4%（来源于中电联行业统计数据）。
2018年，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。其中，省内市场交易电量合计16885亿千瓦时，占全国市场交易电量的81.8%，省间（含跨区）市场交易电量合计3471亿千瓦时，占全国市场交易电量的16.8%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计298.2亿千瓦时。
分季度看，2018年四个季度市场交易电量分别为3222亿千瓦时、4199亿千瓦时、6937亿千瓦时、6197亿千瓦时，占全年全国市场交易电量的比重分别为16%、20%、34%、30%。
二、分区域、分省电力市场交易情况
2018年，国家电网区域市场交易电量规模15674亿千瓦时，占全国市场交易电量的75.9%，市场交易电量占该区域全社会用电量的28.9%；南方电网区域市场交易电量规模3724亿千瓦时，占全国市场交易电量的18%，市场交易电量占该区域全社会用电量的32.3%；蒙西电网区域市场交易电量规模1256亿千瓦时，占全国市场交易电量的6.1%，市场交易电量占该区域全社会用电量的45.3%。
分区域市场来看，华东、华北、南方区域市场交易电量规模分别为5628亿千瓦时、4800亿千瓦时、3724亿千瓦时，占全国市场交易电量的比重分别为27.2%、23.2%、18.0%，三个区域合计占全国市场交易电量比重的68.5%。
华东、东北、南方区域的市场交易电量占该区域全社会用电量的比重均超过了30%，分别为33.7%、32.5%和32.3%。
市场交易电量规模增长较快的区域是华东和华中区域，市场交易电量较上年增长均超过1000亿千瓦时，两个区域分别增长1584亿千瓦时、1169亿千瓦时，对2018年全国市场交易电量增长的贡献率分别为36.6%和27%。
分省来看，市场交易电量占全社会用电量比重超过40%的省区分别是云南（50.7%）、辽宁（47.6%）、蒙西（45.3%）和江苏（43.4%）；电力市场交易电量规模超过1000亿千瓦时的省区分别是江苏（2657亿千瓦时）、广东（1805亿千瓦时）、山东（1783亿千瓦时）、浙江（1470亿千瓦时）、蒙西（1256亿千瓦时）、辽宁（1097亿千瓦时）和河南（1080亿千瓦时）；省间市场交易电量（外受电量）规模前三名的省区分别是江苏（601亿千瓦时）、山东（520亿千瓦时）和浙江（478亿千瓦时）。市场交易规模增速最快的省份是江苏，市场交易电量较上年增长1039亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量的比重较上年提高15个百分点。
三、大型发电集团参与电力市场交易情况
1、2018年，大型发电集团上网电量合计36587亿千瓦时，同比增长11%；大型发电集团市场交易电量合计13713亿千瓦时（不含发电权交易），同比增长26.4%，占大型发电集团合计上网电量的37.5%，较上年提高4.5个百分点。其中，省间（含跨区）市场交易电量合计2360亿千瓦时，同比增长39.5%，占大型发电集团合计市场交易电量的比重为17.2%，较上年提高1.2个百分点。
2、上网电量平均电价，指计划电量与市场电量综合平均电价。
2018年，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量的结算口径统计）为493亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.3051元/千瓦时。
（一）煤电
2018年，大型发电集团煤电机组上网电量24431亿千瓦时，较上年增加1622亿千瓦时，占其合计上网电量的66.8%；市场交易电量10459亿千瓦时，较上年增加2218亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42.8%，较上年提高6.7个百分点。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价，以下同）为0.3628元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3383元/千瓦时，市场交易平均电价较上年提高0.0119元/千瓦时。
分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率超过40%的省区共有18个，其中，市场化率最高的是广西，达到了98%，甘肃、广东、江苏、青海、蒙西、辽宁、河南、陕西等8个省区的煤电市场化率超过了50%，湖南、贵州、重庆等9个省区的煤电市场化率超过了40%。
从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅超过0.1元/千瓦时的省区有青海和云南，其市场交易平均电价分别为0.2098元/千瓦时和0.2297元/千瓦时，与标杆电价相比降幅分别为0.1149元/千瓦时和0.1061元/千瓦时。其次，降幅超过0.05元/千瓦时的省区有广东、上海、河南、陕西，其交易平均电价分别为0.3763元/千瓦时、0.3425元/千瓦时、0.3182元/千瓦时、0.2971元/千瓦时。
随着煤炭市场价格波动拉升以及市场交易的理性回归，煤电市场交易电价呈缓步回升趋势。自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续四个季度保持增长。2018年4季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3384元/千瓦时，较去年同期提高0.0109元/千瓦时。
（二）气电
2018年，大型发电集团气电机组累计上网电量861亿千瓦时，占其总上网电量的2.4%。大型发电集团气电机组参与市场交易的省区仅有广东省，2018年，广东省气电上网电量市场化率达到48.5%，市场交易电量为54亿千瓦时，平均交易电价为0.5436元/千瓦时。
（三）水电
2018年，大型发电集团水电机组上网电量6451亿千瓦时，较上年增加748亿千瓦时，占其合计上网电量的17.6%；水电市场交易电量2056亿千瓦时，较上年增加292亿千瓦时，水电上网电量市场化率达到31.9%，较上年提高1个百分点；市场交易平均电价为0.2245元/千瓦时，较上年提高0.0038元/千瓦时。
（四）风电
2018年，大型发电集团风电机组累计上网电量1842亿千瓦时，较上年增加461亿千瓦时，占其合计上网电量的5%；风电市场交易电量395亿千瓦时，风电上网电量市场化率为21.4%，交易规模同上年相近，其中跨区跨省交易电量约164亿千瓦时，较去年增加60亿千瓦时，占风电市场交易电量的比重为41.5%。
2018年，大型发电集团风电市场交易电量规模较大的省区分别是云南（71.8亿千瓦时）、新疆（61.1亿千瓦时）和甘肃（55.6亿千瓦时）；风电上网电量市场化率超过40%的省区分别是青海（68.9%）、云南（62.8%）、宁夏（46.6%）、甘肃（45.5%）、黑龙江（44.9%），其平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.3923元/千瓦时、0.4400元/千瓦时、0.5336元/千瓦时、0.3416元/千瓦时、0.4949元/千瓦时。
（五）光伏发电
2018年，大型发电集团光伏发电累计上网电量328亿千瓦时，较上年增加145亿千瓦时，占其合计上网电量的0.9%；市场交易电量87亿千瓦时，较上年增加35亿千瓦时，光伏发电上网电量市场化率为26.6%，较上年提高2个百分点，其中跨区跨省交易电量19.6亿千瓦时，占光伏发电市场交易电量的比重为22.5%。
（六）核电
2018年，大型发电集团核电发电累计上网电量2675亿千瓦时，较上年增加459亿千瓦时，占其合计上网电量的7.3%；市场交易电量662亿千瓦时，较上年增加268亿千瓦时，核电上网电量市场化率为24.8%，较上年提高7个百分点，其中跨区跨省交易电量119亿千瓦时，较上年增加98亿千瓦时。
2018年，大型发电集团核电参与市场交易的省区共有五个，其中市场交易电量规模较大的省区分别是福建（277.4亿千瓦时）、浙江（126.4亿千瓦时）、广西（110.3亿千瓦时）和辽宁（108.4千瓦时），平均交易电价（含跨省跨区送出交易）分别为0.3458元/千瓦时、0.3890元/千瓦时、0.3686元/千瓦时和0.3356元/千瓦时。大型发电集团核电上网电量市场化率居前三位省份分别是广西（73.2%）、福建（46.0%）、辽宁（38.3%）。
（七）发电权交易
2018年，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量的结算口径统计）为493亿千瓦时，发电权交易电量占其市场交易电量比重为3.6%，交易平均价格为0.3051元/千瓦时。6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量规模较大的省区为广东（76.5亿千瓦时）和安徽（32.4亿千瓦时）。
（来源：北极星售电网、中电联行业发展与环境资源部）
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