中电联预计2020年电力市场化交易电量将超3.67万亿千瓦时

电力18讯：

年前三季度电力交易大涨38%，电力市场化正在走向成熟的交易阶段。大型发电集团交易比重逐步增大，省内交易占比80.4%，成为主流。

”

 

2018年1-9月，全国全社会用电量累计51061亿千瓦时，同比增长8.9%，电网企业销售电量41933亿千瓦时，同比增长10.5%（来源于中电联行业统计数据）。全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为14457亿千瓦时（来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同），市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%，占电网企业销售电量比重为34.5%。其中，省内市场交易电量合计11625亿千瓦时，占全国市场交易电量的80.4%，省间（含跨区）市场交易电量合计2595亿千瓦时，占全国市场交易电量的17.9%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计236亿千瓦时。与2017年1-9月同期相比，全国市场交易电量增长了约38%，占全社会用电量的比重提高了6个百分点。

 

2018年1-9月，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9423亿千瓦时（不含发电权交易），占大型发电集团上网电量的34.2%；其中，省间（含跨区）市场交易电量合计1528亿千瓦时，占其市场交易电量的16.2%。

 

一、 分区域、分省电力市场交易情况

 

2018年1-9月，国家电网区域市场交易电量规模10874亿千瓦时，占全国市场交易电量的75.2%，市场交易电量占其该区域全社会用电量的26.8%；南方电网区域市场交易电量规模2680亿千瓦时，占全国市场交易电量的18.5%，市场交易电量占该区域全社会用电量的31.4%；蒙西电网区域市场交易电量规模903亿千瓦时，占全国市场交易电量的6.2%，市场交易电量占该区域全社会用电量的47.3%。

 

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4166亿千瓦时、2736亿千瓦时、2526亿千瓦时，占全国市场交易电量的比重分别为28.8%、25.6%、17.5%，三个区域合计占全国市场交易电量比重的65%，对全国电力市场建设具有引领作用。

 

 

 

分省来看，市场交易电量占全社会用电量比重排序前三名的省份是云南、蒙西和江苏，分别为52%、47.3%、41.3%；电力市场交易电量规模排序前三名的省份分别为江苏1914亿千瓦时、山东1326亿千瓦时、广东1314亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是江苏417亿千瓦时、山东402亿千瓦时和浙江359亿千瓦时。

 

 

2018年3季度，全国市场交易电量（含发电权交易）合计为6937亿千瓦时，占全社会用电量比重为37%，较2季度环比提高11.4个百分点。其中，省内市场交易电量合计为5688亿千瓦时，较2季度环比增长69.2%，省间（含跨区）交易电量合计为1110亿千瓦时，环比增长42%。

 

二、 大型发电集团参与电力市场交易情况

 

2018年1-9月，大型发电集团上网电量合计27533亿千瓦时，市场交易电量合计9423亿千瓦时（不含发电权交易电量）。

 

 

2018年1-9月，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312亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.3056元/千瓦时。

　

（一）煤电

2018年1-9月，大型发电集团煤电机组上网电量18457亿千瓦时，占其总上网电量的67%；市场交易电量7147亿千瓦时，市场化率为38.7%，其中跨区、跨省外送市场交易电量615亿千瓦时。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0.3640元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3368元/千瓦时。

 

分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了100%，甘肃、江苏、广东、河南也超过50%。

 

 

 

 

从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易平均电价为0.2333元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.1025元/千瓦时，其次为青海、吉林、陕西、广东，其交易平均电价分别为0.2382元/千瓦时、0.2908元/千瓦时、0.2737元/千瓦时、0.3763元/千瓦时，较标杆电价降幅均超过0.07元/千瓦时。

 

 

 

 

2018年以来，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3季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3380元/千瓦时，较去年同期提高0.0068元/千瓦时。

 

 

 

（二）气电

2018年1-9月，大型发电集团气电机组累计上网电量632亿千瓦时，占其总上网电量的2.3%。大型发电集团气电机组参与市场交易的省份仅有广东省，2018年1-9月，广东省气电市场化率达到45.4%，市场交易电量为35.6亿千瓦时，平均交易电价为0.5298元/千瓦时。

 

（三）水电

2018年1-9月，大型发电集团水电机组上网电量4922亿千瓦时，占其总上网电量的17.9%；水电市场交易电量1364亿千瓦时，市场化率达到27.7%，市场交易平均电价为0.2033元/千瓦时。

 

 

　　

（四）风电

2018年1-9月，大型发电集团风电机组累计上网电量1331亿千瓦时，占其总上网电量的4.8%；风电市场交易电量297亿千瓦时，市场化率为22.3%，其中跨区跨省交易电量约131亿千瓦时，占其市场交易电量比重44%。

 

 

 

2018年1-9月，大型发电集团参加风电市场交易的省份共有15个，其中市场交易电量最多的三个省份是甘肃、新疆和云南，分别为55.4亿千瓦时、53.9亿千瓦时和49.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.3741元/千瓦时、0.4024元/千瓦时和0.4307元/千瓦时。风电市场化率居前几位的省份依序为：云南（62.8%）、青海（58.7%）、甘肃（51.1%）、宁夏（48.4%）、黑龙江（48.2%）。

 

 

 

（五）光伏发电

2018年1-9月，大型发电集团光伏发电累计上网电量249亿千瓦时，占其总上网电量的0.9%；市场交易电量64亿千瓦时，市场化率为25.7%，其中跨区跨省交易电量14.5亿千瓦时，占其市场交易电量的22.7%。

 

 

 

2018年1-9月，大型发电集团中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为31.5亿千瓦时、13.9亿千瓦时和5.9亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区外送交易）分别为0.8008元/千瓦时、0.7106元/千瓦时和0.7447元/千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南（86.8%）、青海（63.1%）、新疆（52.9%）、宁夏（47.2%）。

 

 

 

 

（六）核电

2018年1-9月，大型发电集团核电发电累计上网电量1941亿千瓦时，占其总上网电量的7%；市场交易电量515亿千瓦时，市场化率为26.5%，其中跨区跨省交易电量103亿千瓦时。

年前三季度电力交易大涨38%，电力市场化正在走向成熟的交易阶段。大型发电集团交易比重逐步增大，省内交易占比80.4%，成为主流。
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2018年1-9月，全国全社会用电量累计51061亿千瓦时，同比增长8.9%，电网企业销售电量41933亿千瓦时，同比增长10.5%（来源于中电联行业统计数据）。全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为14457亿千瓦时（来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同），市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%，占电网企业销售电量比重为34.5%。其中，省内市场交易电量合计11625亿千瓦时，占全国市场交易电量的80.4%，省间（含跨区）市场交易电量合计2595亿千瓦时，占全国市场交易电量的17.9%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计236亿千瓦时。与2017年1-9月同期相比，全国市场交易电量增长了约38%，占全社会用电量的比重提高了6个百分点。

2018年1-9月，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9423亿千瓦时（不含发电权交易），占大型发电集团上网电量的34.2%；其中，省间（含跨区）市场交易电量合计1528亿千瓦时，占其市场交易电量的16.2%。

一、 分区域、分省电力市场交易情况

2018年1-9月，国家电网区域市场交易电量规模10874亿千瓦时，占全国市场交易电量的75.2%，市场交易电量占其该区域全社会用电量的26.8%；南方电网区域市场交易电量规模2680亿千瓦时，占全国市场交易电量的18.5%，市场交易电量占该区域全社会用电量的31.4%；蒙西电网区域市场交易电量规模903亿千瓦时，占全国市场交易电量的6.2%，市场交易电量占该区域全社会用电量的47.3%。

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4166亿千瓦时、2736亿千瓦时、2526亿千瓦时，占全国市场交易电量的比重分别为28.8%、25.6%、17.5%，三个区域合计占全国市场交易电量比重的65%，对全国电力市场建设具有引领作用。



分省来看，市场交易电量占全社会用电量比重排序前三名的省份是云南、蒙西和江苏，分别为52%、47.3%、41.3%；电力市场交易电量规模排序前三名的省份分别为江苏1914亿千瓦时、山东1326亿千瓦时、广东1314亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是江苏417亿千瓦时、山东402亿千瓦时和浙江359亿千瓦时。


2018年3季度，全国市场交易电量（含发电权交易）合计为6937亿千瓦时，占全社会用电量比重为37%，较2季度环比提高11.4个百分点。其中，省内市场交易电量合计为5688亿千瓦时，较2季度环比增长69.2%，省间（含跨区）交易电量合计为1110亿千瓦时，环比增长42%。

二、 大型发电集团参与电力市场交易情况

2018年1-9月，大型发电集团上网电量合计27533亿千瓦时，市场交易电量合计9423亿千瓦时（不含发电权交易电量）。
 

2018年1-9月，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312亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.3056元/千瓦时。
　
（一）煤电
2018年1-9月，大型发电集团煤电机组上网电量18457亿千瓦时，占其总上网电量的67%；市场交易电量7147亿千瓦时，市场化率为38.7%，其中跨区、跨省外送市场交易电量615亿千瓦时。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0.3640元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3368元/千瓦时。

分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了100%，甘肃、江苏、广东、河南也超过50%。




从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易平均电价为0.2333元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.1025元/千瓦时，其次为青海、吉林、陕西、广东，其交易平均电价分别为0.2382元/千瓦时、0.2908元/千瓦时、0.2737元/千瓦时、0.3763元/千瓦时，较标杆电价降幅均超过0.07元/千瓦时。




2018年以来，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3季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3380元/千瓦时，较去年同期提高0.0068元/千瓦时。



（二）气电
2018年1-9月，大型发电集团气电机组累计上网电量632亿千瓦时，占其总上网电量的2.3%。大型发电集团气电机组参与市场交易的省份仅有广东省，2018年1-9月，广东省气电市场化率达到45.4%，市场交易电量为35.6亿千瓦时，平均交易电价为0.5298元/千瓦时。

（三）水电
2018年1-9月，大型发电集团水电机组上网电量4922亿千瓦时，占其总上网电量的17.9%；水电市场交易电量1364亿千瓦时，市场化率达到27.7%，市场交易平均电价为0.2033元/千瓦时。


　　
（四）风电
2018年1-9月，大型发电集团风电机组累计上网电量1331亿千瓦时，占其总上网电量的4.8%；风电市场交易电量297亿千瓦时，市场化率为22.3%，其中跨区跨省交易电量约131亿千瓦时，占其市场交易电量比重44%。



2018年1-9月，大型发电集团参加风电市场交易的省份共有15个，其中市场交易电量最多的三个省份是甘肃、新疆和云南，分别为55.4亿千瓦时、53.9亿千瓦时和49.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.3741元/千瓦时、0.4024元/千瓦时和0.4307元/千瓦时。风电市场化率居前几位的省份依序为：云南（62.8%）、青海（58.7%）、甘肃（51.1%）、宁夏（48.4%）、黑龙江（48.2%）。



（五）光伏发电
2018年1-9月，大型发电集团光伏发电累计上网电量249亿千瓦时，占其总上网电量的0.9%；市场交易电量64亿千瓦时，市场化率为25.7%，其中跨区跨省交易电量14.5亿千瓦时，占其市场交易电量的22.7%。



2018年1-9月，大型发电集团中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为31.5亿千瓦时、13.9亿千瓦时和5.9亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区外送交易）分别为0.8008元/千瓦时、0.7106元/千瓦时和0.7447元/千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南（86.8%）、青海（63.1%）、新疆（52.9%）、宁夏（47.2%）。




（六）核电
2018年1-9月，大型发电集团核电发电累计上网电量1941亿千瓦时，占其总上网电量的7%；市场交易电量515亿千瓦时，市场化率为26.5%，其中跨区跨省交易电量103亿千瓦时。

2018年1-9月，大型发电集团核电参与市场交易的省份一共有5个，交易电量最多的省份是福建、辽宁和广西，分别为198.6亿千瓦时、97.7亿千瓦时和94.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易）分别为0.3449元/千瓦时、0.3335元/千瓦时和0.3695元/千瓦时。大型发电集团核电市场化率居前三位省份分别是广西（81.5%）、辽宁（50.5%）、福建（43.3%）。

（七）发电权交易
2018年1-9月，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312亿千瓦时，发电权交易电量占其市场交易电量比重为2.2%，交易平均价格为0.3056元/千瓦时。6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量最多的省份为广东65.2亿千瓦时、安徽32.4亿千瓦时、新疆20.5亿千瓦时。

2018年1-9月，大型发电集团核电参与市场交易的省份一共有5个，交易电量最多的省份是福建、辽宁和广西，分别为198.6亿千瓦时、97.7亿千瓦时和94.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易）分别为0.3449元/千瓦时、0.3335元/千瓦时和0.3695元/千瓦时。大型发电集团核电市场化率居前三位省份分别是广西（81.5%）、辽宁（50.5%）、福建（43.3%）。

 

（七）发电权交易

2018年1-9月，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312亿千瓦时，发电权交易电量占其市场交易电量比重为2.2%，交易平均价格为0.3056元/千瓦时。6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量最多的省份为广东65.2亿千瓦时、安徽32.4亿千瓦时、新疆20.5亿千瓦时。