2018年一季度全国电力市场交易信息简要分析

提要

2018年1季度,全国全社会用电量累计15878亿千瓦时,同比增长9.8%,电网企业销售电量12901亿千瓦时,同比增长12.3%(来源于中电联行业统计数据)。全国市场化交易电量(含发电权交易)合计为3322亿千瓦时(来源于中电联电力交易信息共享平台数据,以下同),市场化交易电量占全社会用电量的比重为20.9%,占电网企业销售电量的比重为25.7%。其中,省内市场化交易电量合计2576亿千瓦时,占全国市场化电量的比重为77.5%,省间(含跨区)市场化交易电量合计702亿千瓦时,占全国市场化电量的比重为21.1%,南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计为44亿千瓦时。

2018年1季度,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)合计市场化交易电量2427亿千瓦时(不含发电权交易),占大型发电集团上网电量的29%,占全国市场化交易电量的73%;大型发电集团省间(含跨区)市场化交易电量合计484亿千瓦时,占其市场化交易电量的20%,占全国省间(含跨区)市场化交易电量的69%。电力市场

一、分区域电力市场化交易情况

分区域来看,国家电网区域市场化交易电量2305亿千瓦时,占全国市场化交易电量的69%,市场化交易电量占该区域全社会用电量的18%;南方电网区域市场化交易电量731亿千瓦时,占全国市场化交易电量的22%,市场化交易电量占该区域全社会用电量的30%,高于全国平均9.1个百分点;蒙西电网区域市场化交易电量285亿千瓦时,占全国市场化交易电量的9%,市场化交易电量占该区域全社会用电量的46%,高于全国平均25.1个百分点,是三个电网区域中市场化交易电量占比最高的区域。

从省间(含跨区)市场化交易电量看,国家电网区域省间市场化交易电量规模674亿千瓦时,占全部市场化交易电量的21%;南方电网区域省间市场化交易电量规模28亿千瓦时,占全部市场化交易电量的4%。市场化交易在推动电力资源大范围优化配置中起到越来越重要作用。

二、大型发电集团参与电力市场化交易情况

2018年1季度,大型发电集团上网电量合计8445亿千瓦时,市场化交易电量合计2427亿千瓦时(不含发电权交易)。2018年1季度,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33.8亿千瓦时,发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时。

(一)煤电  2018年1季度,大型发电集团煤电机组上网电量5995亿千瓦时,占其总上网电量的71%;市场化交易电量1872亿千瓦时,市场化率为31.2%,其中跨区、跨省外送市场化交易电量222亿千瓦时。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0.365元/千瓦时,市场化交易(含跨区跨省市场化交易)平均电价为0.331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甘肃省,达到了94.8%,青海、广西、蒙西、宁夏、湖南、广东等六地均超过了50%。从煤电交易价格来看,与标杆电价比较降幅最大的是云南,其市场化交易电价为0.235元/千瓦时,与标杆电价相比降幅0.101元/千瓦时,其次为蒙东、广东、陕西,市场化交易电价分别为0.220元/千瓦时、0.368元/千瓦时、0.274元/千瓦时,降幅均超过0.08元/千瓦时。

2017年以来,随着煤炭市场价格波动上升以及发电市场竞争的理性回归,煤电市场化交易电价呈缓步回升趋势。2018年1季度,煤电市场化交易平均电价为0.3307元/千瓦时,同比回升5.9%。

(二)气电  2018年1季度,大型发电集团气电机组累计上网电量190亿千瓦时,占其总上网电量的2.3%。1季度大型发电集团气电机组参与市场化交易的省份仅有广东省,该省气电市场化率35.8%,市场化交易电量为10.6亿千瓦时,平均交易电价为0.583元/千瓦时。

(三)水电  2018年1季度,大型发电集团水电机组上网电量1075亿千瓦时,占其总上网电量的12.7%;水电市场化交易电量232亿千瓦时,市场化率达到21.6%,市场交易平均电价为0.234元/千瓦时。

(四)风电  2018年1季度,大型发电集团风电机组累计上网电量534亿千瓦时,占其总上网电量的6.3%;风电市场化交易电量177亿千瓦时,市场化率为33.3%,其中跨区跨省交易电量约113亿千瓦时,占市场化交易电量比重63.8%。

总结

2018年1季度,大型发电集团中6家企业的发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时,其中平均价格较高的为山东0.392元/千瓦时、陕西0.388元/千瓦时,平均价格较低的为上海0.216元/千瓦时、江苏0.250/千瓦时。

来源:中电联行业发展与环境资源部