光
伏
人
加
油
2019年1季度，全國全社會用電量累計16795億千瓦時，同比增長5.5%，電網(wǎng)企業(yè)銷售電量13906億千瓦時，同比增長7.8%（來源于中電聯(lián)行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)）。全國電力市場交易電量（含發(fā)電權(quán)交易電量）合計為4445億千瓦時，同比增長33.8%（來源于中電聯(lián)電力交易信息共享平臺數(shù)據(jù)，以下同），市場交易電量占全社會用電量比重（即全社會用電量市場化率）為26.5%，較去年同期提高5.5個百分點，市場交易電量占電網(wǎng)企業(yè)銷售電量比重（即電網(wǎng)企業(yè)銷售電量市場化率）為32%。其中，省內(nèi)市場交易電量合計3577億千瓦時，占全國市場交易電量的80.5%，省間（含跨區(qū)）市場交易電量合計788億千瓦時，占全國市場交易電量的17.7%，南方電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)區(qū)域發(fā)電權(quán)交易電量合計80億千瓦時。
2019年1季度，大型發(fā)電集團（指參加中電聯(lián)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3106億千瓦時（不含發(fā)電權(quán)交易），占大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量的35.5%；其中，省間（含跨區(qū)）市場交易電量合計464億千瓦時，占其市場交易電量的15%。
一、分區(qū)域、分省電力市場交易情況
2019年1季度，國家電網(wǎng)區(qū)域市場交易電量規(guī)模3257億千瓦時，占全國市場交易電量的73.3%，市場交易電量占該區(qū)域全社會用電量的24.1%；南方電網(wǎng)區(qū)域市場交易電量規(guī)模822億千瓦時，占全國市場交易電量的18.5%，市場交易電量占該區(qū)域全社會用電量的32%；蒙西電網(wǎng)區(qū)域市場交易電量規(guī)模366億千瓦時，占全國市場交易電量的8.2%，市場交易電量占該區(qū)域全社會用電量的52%。
分區(qū)域市場來看，華北、華東區(qū)域市場交易電量規(guī)模分別為1330億千瓦時、1308億千瓦時，兩個區(qū)域的市場交易電量規(guī)模占全國市場交易電量的比重達到了60%。華東、南方、華北三個區(qū)域的全社會用電量市場化率都超過了30%。
圖1 2019年1季度區(qū)域電網(wǎng)市場交易電量圖
分省來看，市場交易電量占全社會用電量比重排序前三名的省區(qū)是青海（55.1%）、江蘇（53.6%）、蒙西（52.0%）；電力市場交易電量規(guī)模排序前三名的省區(qū)分別是江蘇（799億千瓦時）、廣東（415億千瓦時）和山東（400億千瓦時）；省間外受電市場交易電量排序前三名的省區(qū)分別是江蘇（123億千瓦時）、廣東（116億千瓦時）、和山東（97億千瓦時）。
圖2 2019年1季度分省區(qū)售電量市場化率圖
二、大型發(fā)電集團參與電力市場交易情況
2019年1季度，大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量合計8745億千瓦時，市場交易電量合計3106億千瓦時（不含發(fā)電權(quán)交易電量）。
表1 2019年1季度大型發(fā)電集團各類電源市場交易情況匯總
注：上網(wǎng)電量平均電價，指計劃電量與市場電量綜合平均電價。
（一）煤電
2019年1季度，大型發(fā)電集團煤電機組上網(wǎng)電量6017億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的68.8%；市場交易電量2553億千瓦時，煤電上網(wǎng)電量市場化率為42.4%。煤電上網(wǎng)電量平均電價（計劃與市場電量加權(quán)平均電價，以下同）為0.3668元/千瓦時，市場交易（含跨區(qū)跨省市場交易）平均電價為0.3406元/千瓦時，市場交易平均電價較上年同期提高0.0099元/千瓦時。
分省來看，大型發(fā)電集團煤電上網(wǎng)電量市場化率超過40%的省區(qū)共有14個，其中，市場化率最高的是廣西，達到了100%，甘肅、江蘇、廣東、蒙西、青海、湖南、山西、山東等8個省區(qū)的煤電市場化率超過了50%，福建、河南、寧夏、新疆、安徽等5個省區(qū)的煤電市場化率超過了40%。
圖3 2019年1季度煤電市場化率較高省區(qū)大型發(fā)電集團市場交易電量圖
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/千瓦時的省份是云南省，其市場交易平均電價分別為0.1852元/千瓦時與標桿電價相比降幅為0.1506元/千瓦時。其次，降幅超過0.05元/千瓦時的省區(qū)有青海、廣東、陜西和貴州，其交易平均電價分別為0.2429元/千瓦時、0.3889元/千瓦時、0.2916元/千瓦時、0.2935元/千瓦時。
圖4 2019年1季度部分省區(qū)煤電市場交易價格與標桿電價示意圖
2019年1季度，大型發(fā)電集團煤電市場交易平均電價為0.3406元/千瓦時，較去年同期提高0.0099元/千瓦時。自2017年4季度以來，煤電市場交易平均電價已連續(xù)六個季度保持上漲。
圖5 2017年-2019年1季度煤電市場交易電價走勢圖
（二）氣電
2019年1季度，大型發(fā)電集團氣電機組累計上網(wǎng)電量194億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的2.2%。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，2019年1季度，廣東省氣電上網(wǎng)電量市場化率達到59.3%，市場交易電量為32億千瓦時，平均交易電價為0.6056元/千瓦時。
（三）水電
2019年1季度，大型發(fā)電集團水電機組上網(wǎng)電量1232億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的14.1%；水電市場交易電量242億千瓦時，水電上網(wǎng)電量市場化率達到19.7%；市場交易平均電價為0.2289元/千瓦時，較上年同期降低0.0055元/千瓦時。
圖6 2017年-2019年1季度水電市場交易電價走勢圖
（四）風(fēng)電
2019年1季度，大型發(fā)電集團風(fēng)電機組累計上網(wǎng)電量497億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的5.7%；風(fēng)電市場交易電量120億千瓦時，風(fēng)電上網(wǎng)電量市場化率為24.1%，其中跨區(qū)跨省交易電量約51億千瓦時，占風(fēng)電市場交易電量的比重為42.3%。
圖7 2019年1季度部分省區(qū)大型發(fā)電集團風(fēng)電市場交易電量示意圖
2019年1季度，大型發(fā)電集團風(fēng)電市場交易電量規(guī)模較大的省區(qū)分別是云南（32.4億千瓦時）、新疆（15.2億千瓦時）、蒙西（14.3億千瓦時）和甘肅（13.5億千瓦時）；風(fēng)電上網(wǎng)電量市場化率超過40%的省區(qū)分別是青海（90%）、云南（79.9%）、寧夏（50.3%）和甘肅（49.6%），其平均交易電價（含跨省跨區(qū)送出交易電量電價）分別為0.5267元/千瓦時、0.5265元/千瓦時、0.5729元/千瓦時和0.3834元/千瓦時。
圖8 2017年-2019年1季度風(fēng)電市場交易電價走勢圖
（五）光伏發(fā)電
2019年1季度，大型發(fā)電集團光伏發(fā)電累計上網(wǎng)電量87億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的1%；市場交易電量28億千瓦時，光伏發(fā)電上網(wǎng)電量市場化率為32%，其中跨區(qū)跨省交易電量5.9億千瓦時，占光伏發(fā)電市場交易電量的比重為21.4%。
圖9 2019年1季度部分省區(qū)大型發(fā)電集團光伏發(fā)電市場交易電量示意圖
2019年1季度，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（16.9億千瓦時）、新疆（3.8億千瓦時）、云南（2.7億千瓦時）和甘肅（2.1億千瓦時），平均交易電價（含跨省跨區(qū)外送交易）分別為0.8443元/千瓦時、0.7332元/千瓦時、0.7218元/千瓦時和0.7942元/千瓦時。光伏發(fā)電上網(wǎng)電量市場化率超過40%的省區(qū)分別為云南（98.5%）、青海（90.5%）、新疆（51%）、甘肅（49.2%）和寧夏（43.5%）。
圖10 2017年-2019年1季度光伏市場交易電價走勢圖
（六）核電
2019年1季度，大型發(fā)電集團核電發(fā)電累計上網(wǎng)電量717億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的8.2%；市場交易電量132億千瓦時，核電上網(wǎng)電量市場化率為18.4%，其中跨區(qū)跨省交易電量29億千瓦時。
2019年1季度，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（73.2億千瓦時）、廣西（36.5億千瓦時）、江蘇（13.4億千瓦時）、遼寧（7.7千瓦時）和浙江（1.2億千瓦時），平均交易電價（含跨省跨區(qū)送出交易）分別為0.3329元/千瓦時、0.3499元/千瓦時、0.3583元/千瓦時、0.2743元/千瓦時和0.3821元/千瓦時。

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