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北极星电力网获悉,日前,中电联发布了《2018年上半年全国电力市场交易信息简要分析》。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%。
详情如下:
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
2017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
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