中电联：2018年三季度全国电力市场交易信息简要分析 全国市场交易电量同比增长约38%

中电联今日发布《2018年三季度全国电力市场交易信息简要分析》。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。

详情如下：

2018年三季度全国电力市场交易信息简要分析

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。