2018年全国电力市场交易情况

  2018年,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)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、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)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%。

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图1  2018年分季度市场交易电量及占比示意图

  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%。

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图2  2018年区域电网市场交易电量示意图

  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。

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图3  2018年部分省区市场交易电量示意图

  三、 大型发电集团参与电力市场交易情况

  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。

表1  2018年大型发电集团各类电源市场交易情况汇总

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  注:1、上网电量市场化率=某类型电源市场交易电量/某类型电源合计上网电量;
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%。

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图4  2018年部分省区大型发电集团煤电市场交易电量示意图

  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。

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图5  2018年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价示意图

  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。

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图6  2017年-2018年煤电市场交易电价走势图(单位: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。

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图7  2017年-2018年水电市场交易电价走势图(单位: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%。

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图8  2018年部分省区大型发电集团风电市场交易电量示意图

  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。

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图9  2017年-2018年风电市场交易电价走势图(单位: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%。

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图10  2018年部分省区大型发电集团光伏发电市场交易电量示意图

  2018年,大型发电集团中光伏发电市场交易电量规模较大的省区分别是青海(47。4亿千瓦时)、新疆(16。1亿千瓦时)和甘肃(8。3亿千瓦时),平均交易电价(含跨省跨区外送交易)分别为0。7905元/千瓦时、0。7101元/千瓦时和0。7811元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率超过30%的省区分别为云南(83。3%)、青海(70。7%)、新疆(52。4%)、甘肃(45%)和宁夏(35。7%)。

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图11  2017年-2018年光伏市场交易电价走势图(单位:元/千瓦时)

  (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)。

关键词: 电力交易

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2018年全国电力市场交易情况

发布时间:2019-03-05   来源:中电联行业发展与环境资源部

  2018年,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)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、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)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%。

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图1  2018年分季度市场交易电量及占比示意图

  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%。

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图2  2018年区域电网市场交易电量示意图

  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。

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图3  2018年部分省区市场交易电量示意图

  三、 大型发电集团参与电力市场交易情况

  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。

表1  2018年大型发电集团各类电源市场交易情况汇总

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  注:1、上网电量市场化率=某类型电源市场交易电量/某类型电源合计上网电量;
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%。

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图4  2018年部分省区大型发电集团煤电市场交易电量示意图

  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。

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图5  2018年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价示意图

  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。

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图6  2017年-2018年煤电市场交易电价走势图(单位: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。

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图7  2017年-2018年水电市场交易电价走势图(单位: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%。

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图8  2018年部分省区大型发电集团风电市场交易电量示意图

  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。

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图9  2017年-2018年风电市场交易电价走势图(单位: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%。

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图10  2018年部分省区大型发电集团光伏发电市场交易电量示意图

  2018年,大型发电集团中光伏发电市场交易电量规模较大的省区分别是青海(47.4亿千瓦时)、新疆(16.1亿千瓦时)和甘肃(8.3亿千瓦时),平均交易电价(含跨省跨区外送交易)分别为0.7905元/千瓦时、0.7101元/千瓦时和0.7811元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率超过30%的省区分别为云南(83.3%)、青海(70.7%)、新疆(52.4%)、甘肃(45%)和宁夏(35.7%)。

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图11  2017年-2018年光伏市场交易电价走势图(单位:元/千瓦时)

  (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)。

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