2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析

全国电力市场电力交易数据共享平台是由中电联牵头、相关电网企业及大型发电集团参与共同搭建的，旨在建立全国电力交易信息的采集、分析和共享机制，为各级有关部门监管、各类市场主体生产经营并参与电力市场交易提供决策参考。

2017年上半年进入电力交易数据共享平台的企业为国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司和10家大型发电集团（以下简称大型发电集团），大型发电集团包括：华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团。

电网公司共享的是所属电网区域的销售电量（统调发受电量）及其市场交易数据，其中跨区、跨省交易电量计入受端省份；大型发电集团共享的是发电企业上网电量及其市场交易电量、电价数据，其中跨区、跨省交易电量计入上网侧（送端）省份。

一、总体情况

上半年，全国市场化交易电量6442亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到21.7%。跨省、跨区交易电量1733亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重26.9%。

二、分区域、分省电力交易情况

上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时，销售电量市场化率达到21.7%，其中，各省内市场交易电量4708亿千瓦时，省间（含跨区）市场交易电量合计1733亿千瓦时。

分区域来看，南方、西北、华北、华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%；华中区域低于全国水平只有10%，但是重庆超过30%。上半年六大电网区域市场化交易电量见图1。

图1上半年六大电网区域市场化交易电量图

分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份依序为广东、江苏、山东，分别为1189亿千瓦时、678亿千瓦时、537亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份是广东、山东、浙江，分别为702亿千瓦时、197亿千瓦时、135亿千瓦时，显然这三个省份的跨省受电交易活跃，带动当地市场交易电量大幅提高，其中广东跨省受入（主要受入云南、贵州电量）交易电量占当地交易电量比重达到了59%。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易电量及销售电量市场化率分省情况见图2。

图2上半年分省交易电量及销售电量市场化率图

三、大型发电集团参与市场化电力交易情况

上半年，大型发电集团合计市场化交易电量3707亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重57.5%，占大型发电集团上网电量比重（即上网电量市场化率）25.8%，大型发电集团省间（含跨区）市场化交易电量合计369亿千瓦时，占其市场化交易电量比重16.1%。

上半年，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比79.2%、水电14.2%、风电3.6%、光伏发电0.5%、气电0.2%、核电2.3%；各类发电机组平均交易电价分别为：煤电0.31元/千瓦时、水电0.22元/千瓦时、风电0.43元/千瓦时、光伏发电0.85元/千瓦时、气电0.5元千瓦时、核电0.38元/千瓦时。

（一）煤电

上半年，大型发电集团煤电机组累计上网电量10540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%；市场化交易电量2936亿千瓦时，其中跨区、跨省送出交易电量为294.11亿千瓦时。煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.347元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.315元/千瓦时。

二季度，上网电量5093亿千瓦时，环比增长12.8%。市场化交易电量为1761亿千瓦时，环比增长47%

上半年大型发电集团煤电上网发电量市场化率达到27.9%。上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况见图3。

图3上半年大型发电集团煤电市场交易及市场化率分省情况图

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98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时、0.08元/千瓦时。和一季度相比，二季度煤电交易价格环比提高幅度较大的省份为吉林、福建，涨幅约为0.06元/千瓦时，其次为山东、辽宁、山西，环比涨幅约为0.02元/千瓦时。环比降幅较大的省份为宁夏、重庆、上海、黑龙江、江西，降幅均在0.03元/千瓦时左右。上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较情况见图4。

图4上半年煤电交易价格与标杆电价分省比较图

（二）气电

上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量300亿千瓦时，占其总上网电量的2%。二季度上网电量163亿千瓦时，环比增长19%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，上半年累计交易规模为6.63亿千瓦时，平均交易电价为0.5元/千瓦时，按照广东省已核准气电机组标杆电价0.745元/千瓦时计算，降幅为0.245元/千瓦时。

（三）水电

上半年，大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时，占其总上网电量的16.3%；市场交易电量527亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量为243.亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。

二季度上网电量1337亿千瓦时，环比增长39.4%；市场化交易电量为169亿千瓦时，受计划电量需求增加的影响，环比减少52%。

云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省份。上半年，大型发电集团在云南省和四川省水电上网（含跨区、跨省）电量分别为542亿千瓦时、303亿千瓦时，平均上网电价分别为0.21元/千瓦时、0.31元/千瓦时；上半年大型发电集团在云南、四川的水电上网市场化交易电量规模分别达到了433.64和83.38亿千瓦时，其中省间（含跨区）交易电量占比分别达到了48%和40.5%。云南、四川的大型发电集团水电上网电量市场化率较高，已分别达到了80%和28%，平均交易电价分别为0.22元/千瓦时、0.24元/千瓦时。上半年大型发电集团水电市场交易分省情况见图5。

图52017年上半年大型发电集团水电市场交易分省情况图

（四）风电

上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。

分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。上半年大型发电集团风电分省市场交易情况见图6。

图6上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图

上半年，大型发电集团风电上网电量市场化率达到30%以上的省份有5个，分别为青海、新疆、云南、甘肃和宁夏，市场化率分别达到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。

（五）光伏发电

上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量80亿千瓦时，占其总上网电量的0.6%；市场交易电量18.1亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量4.4亿千瓦时。二季度上网电量47.12亿千瓦时，环比增长44%；市场化交易电量为10.6亿千瓦时，环比增长40%。

上半年大型发电集团光伏上网电量市场化率达到22.6%。

分省来看，大型发电集团参加光伏发电市场化交易的省份一共有8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8.25亿千瓦时、4.79亿千瓦时和2.13亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.93元/千瓦时、0.77元/千瓦时和0.84元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率达到20%以上的省份有5个，分别为云南、青海、新疆、甘肃和宁夏，市场化程度分别达到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况见图7。

图72017年上半年大型发电集团光伏发电市场交易分省情况图