2018年，全國電力市場交易電量（含發(fā)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（來源于中電聯電力交易信息共享平臺數據，以下同），同比增長26.5%，市場交易電量占全社會用電量（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，市場交易電量占電網企業(yè)銷售電量比重為37.1%。

　　2018年，大型發(fā)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(fā)電企業(yè)集團，以下同）合計市場交易電量13713億千瓦時（不含發(fā)電權交易），同比增長26.4%，占大型發(fā)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(yè)銷售電量55677億千瓦時，同比增長9.4%（來源于中電聯行業(yè)統(tǒng)計數據）。

　　2018年，全國電力市場交易電量（含發(fā)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%，市場交易電量占全社會用電量比重為30.2%，較上年提高4.3個百分點，市場交易電量占電網企業(yè)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，占全國市場交易電量的81.8%，省間（含跨區(qū)）市場交易電量合計3471億千瓦時，占全國市場交易電量的16.8%，南方電網、蒙西電網區(qū)域發(fā)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，占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占比示意圖

　　二、 分區(qū)域、分省電力市場交易情況

　　2018年，國家電網區(qū)域市場交易電量規(guī)模15674億千瓦時，占全國市場交易電量的75.9%，市場交易電量占該區(qū)域全社會用電量的28.9%；南方電網區(qū)域市場交易電量規(guī)模3724億千瓦時，占全國市場交易電量的18%，市場交易電量占該區(qū)域全社會用電量的32.3%；蒙西電網區(qū)域市場交易電量規(guī)模1256億千瓦時，占全國市場交易電量的6.1%，市場交易電量占該區(qū)域全社會用電量的45.3%。

　　分區(qū)域市場來看，華東、華北、南方區(qū)域市場交易電量規(guī)模分別為5628億千瓦時、4800億千瓦時、3724億千瓦時，占全國市場交易電量的比重分別為27.2%、23.2%、18.0%，三個區(qū)域合計占全國市場交易電量比重的68.5%。

　　華東、東北、南方區(qū)域的市場交易電量占該區(qū)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(guī)模增長較快的區(qū)域是華東和華中區(qū)域，市場交易電量較上年增長均超過1000億千瓦時，兩個區(qū)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(qū)域電網市場交易電量示意圖

　　分省來看，市場交易電量占全社會用電量比重超過40%的省區(qū)分別是云南（50.7%）、遼寧（47.6%）、蒙西（45.3%）和江蘇（43.4%）；電力市場交易電量規(guī)模超過1000億千瓦時的省區(qū)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(guī)模前三名的省區(qū)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(guī)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，市場交易電量占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(qū)市場交易電量示意圖

　　三、 大型發(fā)電集團參與電力市場交易情況

　　2018年，大型發(fā)電集團上網電量合計36587億千瓦時，同比增長11%；大型發(fā)電集團市場交易電量合計13713億千瓦時（不含發(fā)電權交易），同比增長26.4%，占大型發(fā)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(qū)）市場交易電量合計2360億千瓦時，同比增長39.5%，占大型發(fā)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(fā)電集團各類電源市場交易情況匯總

　　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(fā)電集團中6家企業(yè)的發(fā)電權交易電量（按照受讓電量的結算口徑統(tǒng)計）為493億千瓦時，發(fā)電權交易平均價格為0.3051元/千瓦時。

　?。ㄒ唬┟弘?/strong>

　　2018年，大型發(fā)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，占其合計上網電量的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(qū)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(fā)電集團煤電上網電量市場化率超過40%的省區(qū)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、陜西等8個省區(qū)的煤電市場化率超過了50%，湖南、貴州、重慶等9個省區(qū)的煤電市場化率超過了40%。

圖4  2018年部分省區(qū)大型發(fā)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，與標桿電價比較降幅超過0.1元/千瓦時的省區(qū)有青海和云南，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，與標桿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(qū)有廣東、上海、河南、陜西，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(qū)煤電市場交易價格與標桿電價示意圖

　　隨著煤炭市場價格波動拉升以及市場交易的理性回歸，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(xù)四個季度保持增長。2018年4季度，大型發(fā)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）

　?。ǘ怆?/strong>

　　2018年，大型發(fā)電集團氣電機組累計上網電量861億千瓦時，占其總上網電量的2.4%。大型發(fā)電集團氣電機組參與市場交易的省區(qū)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(fā)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，占其合計上網電量的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）

　?。ㄋ模╋L電

　　2018年，大型發(fā)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，占其合計上網電量的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(guī)模同上年相近，其中跨區(qū)跨省交易電量約164億千瓦時，較去年增加60億千瓦時，占風電市場交易電量的比重為41.5%。

圖8  2018年部分省區(qū)大型發(fā)電集團風電市場交易電量示意圖

　　2018年，大型發(fā)電集團風電市場交易電量規(guī)模較大的省區(qū)分別是云南（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(qū)分別是青海（68.9%）、云南（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(qū)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）

　?。ㄎ澹┕夥l(fā)電

　　2018年，大型發(fā)電集團光伏發(fā)電累計上網電量328億千瓦時，較上年增加145億千瓦時，占其合計上網電量的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(fā)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(qū)跨省交易電量19.6億千瓦時，占光伏發(fā)電市場交易電量的比重為22.5%。

圖10  2018年部分省區(qū)大型發(fā)電集團光伏發(fā)電市場交易電量示意圖

　　2018年，大型發(fā)電集團中光伏發(fā)電市場交易電量規(guī)模較大的省區(qū)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(qū)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(fā)電上網電量市場化率超過30%的省區(qū)分別為云南（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(fā)電集團核電發(fā)電累計上網電量2675億千瓦時，較上年增加459億千瓦時，占其合計上網電量的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(qū)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(fā)電集團核電參與市場交易的省區(qū)共有五個，其中市場交易電量規(guī)模較大的省區(qū)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(qū)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(fā)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%）。

　?。ㄆ撸┌l(fā)電權交易

　　2018年，大型發(fā)電集團中6家企業(yè)的發(fā)電權交易電量（按照受讓電量的結算口徑統(tǒng)計）為493億千瓦時，發(fā)電權交易電量占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(yè)在大部分省區(qū)都開展了發(fā)電權交易，發(fā)電權交易電量規(guī)模較大的省區(qū)為廣東（76.5億千瓦時）和安徽（32.4億千瓦時）。