2018上半年全国电力市场交易解析:风电上网电量是光伏5倍
发布日期：2018/8/31
大型发电集团风电机组累计上网电量829亿千瓦时，占其总上网电量的5.4%;风电市场交易电量198亿千瓦时，市场化率为23.9%
大型发电集团光伏发电累计上网电量157亿千瓦时，占其总上网电量的1.0%;市场交易电量37亿千瓦时，市场化率为23.4%
中国电力企业联合会日前发布2018年上半年全国电力市场交易情况，内容如下：
2018年上半年，全国全社会用电量累计32291亿千瓦时，同比增长9.43%，电网企业销售电量26189亿千瓦时，同比增长10.99%。全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计为7520亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为23.3%，占电网企业销售电量比重为28.7%。
其中，省内市场交易电量合计5937亿千瓦时，占全国市场交易电量的78.9%，省间(含跨区)市场交易电量合计1485亿千瓦时，占全国市场交易电量的19.7%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计99亿千瓦时。
与2017年上半年同期相比，全国市场交易电量增长30.6%，占全社会用电量的比重提高3.8个百分点，其中，省内市场交易电量同比增长26.1%，省间市场交易电量同比增长41.2%。
2018年上半年，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，本季度不含神华集团，以下同)合计市场交易电量4927亿千瓦时(不含发电权交易)，占大型发电集团上网电量的32.2%，占全国市场交易电量的65.5%;其中，省间(含跨区)市场交易电量合计826亿千瓦时，占其市场交易电量的16.8%，占全国省间(含跨区)市场交易电量的55.7%。
一、 分区域、分省电力市场交易情况
2018年上半年，国家电网区域市场交易电量规模5650亿千瓦时，占全国市场交易电量的75.1%，市场交易电量占其该区域全社会用电量的22%;南方电网区域市场交易电量规模1292亿千瓦时，占全国市场交易电量的17.2%，市场交易电量占该区域全社会用电量的24.1%;蒙西电网区域市场交易电量规模578亿千瓦时，占全国市场交易电量的7.7%，市场交易电量占该区域全社会用电量的46.1%，是三个电网中市场交易电量占比最高的区域。
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2124亿千瓦时、1996亿千瓦时、1246亿千瓦时，占全国市场交易电量的比重分别为28.2%、26.5%、16.6%，合计占全国市场交易电量比重的70%以上，对全国电力市场建设具有引领作用。
图1 2018年上半年区域电网市场交易电量图
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49.4%、46.1%、44.5%;电力市场交易电量规模排序前三名的省份分别为江苏1286亿千瓦时、山东768亿千瓦时、广东599亿千瓦时;外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是江苏286亿千瓦时、山东242亿千瓦时和浙江160亿千瓦时。
图2 2018年上半年分省区售电量市场化率图
2018年2季度，全国市场交易电量(含发电权交易)合计为4199亿千瓦时，占全社会用电量比重为25.6%，较1季度环比提高4.7个百分点。
其中，省内市场交易电量合计为3361亿千瓦时，较1季度环比增长30.5%，省间(含跨区)交易电量合计为782亿千瓦时，环比增长11.4%。
二、 大型发电集团参与电力市场交易情况
2018年上半年，大型发电集团上网电量合计15286亿千瓦时，市场交易电量合计4927亿千瓦时(不含发电权交易电量)。
表1 2018年上半年大型发电集团各类电源市场交易情况汇总
注：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年上半年，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135.4亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.3038元/千瓦时。
(一)煤电
2018年上半年，大型发电集团煤电机组上网电量10302亿千瓦时，占其总上网电量的67.4%;市场交易电量3683亿千瓦时，市场化率为35.8%，其中跨区、跨省外送市场交易电量349亿千瓦时。
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0.3669元/千瓦时，市场交易(含跨区跨省市场交易)平均电价为0.3340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、蒙西、江苏、陕西、河南等五地均超过了50%。
图3 2018年上半年煤电市场化率较高省区大型发电集团市场交易电量图
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，其次为广东、青海、江西，其交易平均电价分别为0.3740元/千瓦时、0.2507元/千瓦时、0.3430元/千瓦时，降幅均超过0.07元/千瓦时。
图4 2018年上半年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价示意图
2 017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。2018年2季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3322元/千瓦时，同比回升4.07%。
图5 2017年-2018年2季度煤电市场交易电价走势图
（二）气电
2018年上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量365亿千瓦时，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份仅有广东省，2018年上半年，广东省气电市场化率达到48%，市场交易电量为23.4亿千瓦时，平均交易电价为0.5839元/千瓦时。
(三)水电
2018年上半年，大型发电集团水电机组上网电量2506亿千瓦时，占其总上网电量的16.4%;水电市场交易电量648亿千瓦时，市场化率达到25.9%，市场交易平均电价为0.2171元/千瓦时。
图6 2017年-2018年2季度水电市场交易电价走势图
(四)风电
2018年上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量829亿千瓦时，占其总上网电量的5.4%;风电市场交易电量198亿千瓦时，市场化率为23.9%，其中跨区跨省交易电量约90亿千瓦时，占其市场交易电量比重45.5%。
图7 2018年上半年部分省区大型发电集团风电市场交易电量示意图
2018年上半年，大型发电集团参加风电市场交易的省份共有16个，其中市场交易电量最多的三个省份是云南、新疆和甘肃，分别为44.5亿千瓦时、37.1亿千瓦时和31.0亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.4418元/千瓦时、0.4400元/千瓦时和0.3726元/千瓦时。
风电市场化率居前几位的省份依序为：云南(67.5%)、黑龙江(49.6%)、新疆(46.6%)、宁夏(45.5%)、甘肃(45.2%)。
图8 2017年-2018年2季度风电市场交易电价走势图
（五)光伏发电
2018年上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量157亿千瓦时，占其总上网电量的1.0%;市场交易电量37亿千瓦时，市场化率为23.4%，其中跨区跨省交易电量10亿千瓦时，占其市场交易电量的28.1%。
图9 2018年2季度部分省区大型发电集团光伏发电市场交易电量示意图
2018年上半年，大型发电集团光伏发电参与市场交易的省份一共有14个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为16.4亿千瓦时、8.8亿千瓦时和3.6亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区外送交易)分别为0.8065元/千瓦时、0.7114元/千瓦时和0.7863元/千瓦时。
光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南(92.9%)、新疆(58.2%)、宁夏(52.1%)、青海(48.9%)。
图10 2017年-2018年2季度光伏市场交易电价走势图
(六)核电
2018年上半年，大型发电集团核电发电累计上网电量1127亿千瓦时，占其总上网电量的7.4%;市场交易电量337亿千瓦时，市场化率为29.9%，其中跨区跨省交易电量69亿千瓦时。
2018年上半年，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115.8亿千瓦时、85.7亿千瓦时和60.3亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易)分别为0.3281元/千瓦时、0.3429元/千瓦时和0.3684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(75.4%)、辽宁(74.6%)、福建(29.9%)。
(七)发电权交易
2018年上半年，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135亿千瓦时，发电权交易电量占其市场交易电量比重为3.3%，交易平均价格为0.3038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39.3亿千瓦时、安徽24亿千瓦时、新疆11.7亿千瓦时。
来源：中国电力企业联合会
