3月4日，中電聯官網發佈《2018年4季度全國電力市場交易信息分析》。
文中指出：2018年，全國全社會用電量累計68449億千瓦時，同比增長8.5%，電網企業銷售電量55677億千瓦時，同比增長9.4%；全國電力市場交易電量（含發電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）合計為20654億千瓦時，同比增長26.5%，市場交易電量佔全社會用電量比重為30.2%，佔電網企業銷售電量比重為37.1%。
詳情如下：
2018年4季度全國電力市場交易信息分析
2018年，全國電力市場交易電量（含發電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）合計為20654億千瓦時（來源於中電聯電力交易信息共享平臺數據，以下同），同比增長26.5%，市場交易電量佔全社會用電量（即全社會用電量市場化率）比重為30.2%，較上年提高4.3個百分點，市場交易電量佔電網企業銷售電量比重為37.1%。
2018年，大型發電集團（指參加中電聯電力交易信息共享平臺的11家中央及地方大型發電企業集團，以下同）合計市場交易電量13713億千瓦時（不含發電權交易），同比增長26.4%，佔大型發電集團合計上網電量的比重為37.5%，較上年提高4.5個百分點。
一、 全國電力市場交易情況
2018年，全國全社會用電量累計68449億千瓦時，同比增長8.5%，增速比上年提高1.5個百分點，為2012年以來最高增速，電網企業銷售電量55677億千瓦時，同比增長9.4%（來源於中電聯行業統計數據）。
2018年，全國電力市場交易電量（含發電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）合計為20654億千瓦時，同比增長26.5%，市場交易電量佔全社會用電量比重為30.2%，較上年提高4.3個百分點，市場交易電量佔電網企業銷售電量比重為37.1%。其中，省內市場交易電量合計16885億千瓦時，佔全國市場交易電量的81.8%，省間（含跨區）市場交易電量合計3471億千瓦時，佔全國市場交易電量的16.8%，南方電網、蒙西電網區域發電權交易電量合計298.2億千瓦時。
分季度看，2018年四個季度市場交易電量分別為3222億千瓦時、4199億千瓦時、6937億千瓦時、6197億千瓦時，佔全年全國市場交易電量的比重分別為16%、20%、34%、30%。
圖1 2018年分季度市場交易電量及佔比示意圖
二、 分區域、分省電力市場交易情況
2018年，國家電網區域市場交易電量規模15674億千瓦時，佔全國市場交易電量的75.9%，市場交易電量佔該區域全社會用電量的28.9%；南方電網區域市場交易電量規模3724億千瓦時，佔全國市場交易電量的18%，市場交易電量佔該區域全社會用電量的32.3%；蒙西電網區域市場交易電量規模1256億千瓦時，佔全國市場交易電量的6.1%，市場交易電量佔該區域全社會用電量的45.3%。
分區域市場來看，華東、華北、南方區域市場交易電量規模分別為5628億千瓦時、4800億千瓦時、3724億千瓦時，佔全國市場交易電量的比重分別為27.2%、23.2%、18.0%，三個區域合計佔全國市場交易電量比重的68.5%。
華東、東北、南方區域的市場交易電量佔該區域全社會用電量的比重均超過了30%，分別為33.7%、32.5%和32.3%。
市場交易電量規模增長較快的區域是華東和華中區域，市場交易電量較上年增長均超過1000億千瓦時，兩個區域分別增長1584億千瓦時、1169億千瓦時，對2018年全國市場交易電量增長的貢獻率分別為36.6%和27%。
圖2 2018年區域電網市場交易電量示意圖
分省來看，市場交易電量佔全社會用電量比重超過40%的省區分別是雲南（50.7%）、遼寧（47.6%）、蒙西（45.3%）和江蘇（43.4%）；電力市場交易電量規模超過1000億千瓦時的省區分別是江蘇（2657億千瓦時）、廣東（1805億千瓦時）、山東（1783億千瓦時）、浙江（1470億千瓦時）、蒙西（1256億千瓦時）、遼寧（1097億千瓦時）和河南（1080億千瓦時）；省間市場交易電量（外受電量）規模前三名的省區分別是江蘇（601億千瓦時）、山東（520億千瓦時）和浙江（478億千瓦時）。
市場交易規模增速最快的省份是江蘇，市場交易電量較上年增長1039億千瓦時，市場交易電量佔全社會用電量的比重較上年提高15個百分點。
圖3 2018年部分省區市場交易電量示意圖
三、 大型發電集團參與電力市場交易情況
2018年，大型發電集團上網電量合計36587億千瓦時，同比增長11%；大型發電集團市場交易電量合計13713億千瓦時（不含發電權交易），同比增長26.4%，佔大型發電集團合計上網電量的37.5%，較上年提高4.5個百分點。其中，省間（含跨區）市場交易電量合計2360億千瓦時，同比增長39.5%，佔大型發電集團合計市場交易電量的比重為17.2%，較上年提高1.2個百分點。
表1 2018年大型發電集團各類電源市場交易情況彙總
注：1、上網電量市場化率=某類型電源市場交易電量/某類型電源合計上網電量；
2、上網電量平均電價，指計劃電量與市場電量綜合平均電價。
2018年，大型發電集團中6家企業的發電權交易電量（按照受讓電量的結算口徑統計）為493億千瓦時，發電權交易平均價格為0.3051元/千瓦時。
（一）煤電
2018年，大型發電集團煤電機組上網電量24431億千瓦時，較上年增加1622億千瓦時，佔其合計上網電量的66.8%；市場交易電量10459億千瓦時，較上年增加2218億千瓦時，煤電上網電量市場化率為42.8%，較上年提高6.7個百分點。煤電上網電量平均電價（計劃與市場電量加權平均電價，以下同）為0.3628元/千瓦時，市場交易（含跨區跨省市場交易）平均電價為0.3383元/千瓦時，市場交易平均電價較上年提高0.0119元/千瓦時。
分省來看，大型發電集團煤電上網電量市場化率超過40%的省區共有18個，其中，市場化率最高的是廣西，達到了98%，甘肅、廣東、江蘇、青海、蒙西、遼寧、河南、陝西等8個省區的煤電市場化率超過了50%，湖南、貴州、重慶等9個省區的煤電市場化率超過了40%。
圖4 2018年部分省區大型發電集團煤電市場交易電量示意圖
從分省煤電交易價格來看，與標杆電價比較降幅超過0.1元/千瓦時的省區有青海和雲南，其市場交易平均電價分別為0.2098元/千瓦時和0.2297元/千瓦時，與標杆電價相比降幅分別為0.1149元/千瓦時和0.1061元/千瓦時。其次，降幅超過0.05元/千瓦時的省區有廣東、上海、河南、陝西，其交易平均電價分別為0.3763元/千瓦時、0.3425元/千瓦時、0.3182元/千瓦時、0.2971元/千瓦時。
圖5 2018年部分省區煤電市場交易價格與標杆電價示意圖
隨著煤炭市場價格波動拉昇以及市場交易的理性迴歸，煤電市場交易電價呈緩步回升趨勢。自2017年4季度以來，煤電市場交易平均電價已連續四個季度保持增長。2018年4季度，大型發電集團煤電市場交易平均電價為0.3384元/千瓦時，較去年同期提高0.0109元/千瓦時。
圖6 2017年-2018年煤電市場交易電價走勢圖（單位:元/千瓦時）
（二）氣電
2018年，大型發電集團氣電機組累計上網電量861億千瓦時，佔其總上網電量的2.4%。大型發電集團氣電機組參與市場交易的省區僅有廣東省，2018年，廣東省氣電上網電量市場化率達到48.5%，市場交易電量為54億千瓦時，平均交易電價為0.5436元/千瓦時。
（三）水電
2018年，大型發電集團水電機組上網電量6451億千瓦時，較上年增加748億千瓦時，佔其合計上網電量的17.6%；水電市場交易電量2056億千瓦時，較上年增加292億千瓦時，水電上網電量市場化率達到31.9%，較上年提高1個百分點；市場交易平均電價為0.2245元/千瓦時，較上年提高0.0038元/千瓦時。
圖7 2017年-2018年水電市場交易電價走勢圖（單位:元/千瓦時）
（四）風電
2018年，大型發電集團風電機組累計上網電量1842億千瓦時，較上年增加461億千瓦時，佔其合計上網電量的5%；風電市場交易電量395億千瓦時，風電上網電量市場化率為21.4%，交易規模同上年相近，其中跨區跨省交易電量約164億千瓦時，較去年增加60億千瓦時，佔風電市場交易電量的比重為41.5%。
圖8 2018年部分省區大型發電集團風電市場交易電量示意圖
2018年，大型發電集團風電市場交易電量規模較大的省區分別是雲南（71.8億千瓦時）、新疆（61.1億千瓦時）和甘肅（55.6億千瓦時）；風電上網電量市場化率超過40%的省區分別是青海（68.9%）、雲南（62.8%）、寧夏（46.6%）、甘肅（45.5%）、黑龍江（44.9%），其平均交易電價（含跨省跨區送出交易電量電價）分別為0.3923元/千瓦時、0.4400元/千瓦時、0.5336元/千瓦時、0.3416元/千瓦時、0.4949元/千瓦時。
圖9 2017年-2018年風電市場交易電價走勢圖（單位：元/千瓦時
（五）光伏發電
2018年，大型發電集團光伏發電累計上網電量328億千瓦時，較上年增加145億千瓦時，佔其合計上網電量的0.9%；市場交易電量87億千瓦時，較上年增加35億千瓦時，光伏發電上網電量市場化率為26.6%，較上年提高2個百分點，其中跨區跨省交易電量19.6億千瓦時，佔光伏發電市場交易電量的比重為22.5%。
圖10 2018年部分省區大型發電集團光伏發電市場交易電量示意圖
2018年，大型發電集團中光伏發電市場交易電量規模較大的省區分別是青海（47.4億千瓦時）、新疆（16.1億千瓦時）和甘肅（8.3億千瓦時），平均交易電價（含跨省跨區外送交易）分別為0.7905元/千瓦時、0.7101元/千瓦時和0.7811元/千瓦時。光伏發電上網電量市場化率超過30%的省區分別為雲南（83.3%）、青海（70.7%）、新疆（52.4%）、甘肅（45%）和寧夏（35.7%）。
圖11 2017年-2018年光伏市場交易電價走勢圖（單位:元/千瓦時）
（六）核電
2018年，大型發電集團核電發電累計上網電量2675億千瓦時，較上年增加459億千瓦時，佔其合計上網電量的7.3%；市場交易電量662億千瓦時，較上年增加268億千瓦時，核電上網電量市場化率為24.8%，較上年提高7個百分點，其中跨區跨省交易電量119億千瓦時，較上年增加98億千瓦時。
2018年，大型發電集團核電參與市場交易的省區共有五個，其中市場交易電量規模較大的省區分別是福建（277.4億千瓦時）、浙江（126.4億千瓦時）、廣西（110.3億千瓦時）和遼寧（108.4千瓦時），平均交易電價（含跨省跨區送出交易）分別為0.3458元/千瓦時、0.3890元/千瓦時、0.3686元/千瓦時和0.3356元/千瓦時。大型發電集團核電上網電量市場化率居前三位省份分別是廣西（73.2%）、福建（46.0%）、遼寧（38.3%）。
（七）發電權交易
2018年，大型發電集團中6家企業的發電權交易電量（按照受讓電量的結算口徑統計）為493億千瓦時，發電權交易電量佔其市場交易電量比重為3.6%，交易平均價格為0.3051元/千瓦時。6家企業在大部分省區都開展了發電權交易，發電權交易電量規模較大的省區為廣東（76.5億千瓦時）和安徽（32.4億千瓦時）。
（來源：中電聯行業發展與環境資源部）
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