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2018年三季度全国电力市场交易信息简要分析

发布日期:2021-04-13 01:02

本文摘要:2018年1~9月,全国全社会用电量合计51061亿千瓦时,比上年快速增长8.9%,电网企业销售电量41933亿千瓦时,比上年快速增长10.5%(来源于中电联行业统计数据)。全国电力市场交易电力(不包括发电权交易电力)合计为14457亿千瓦时(来自中电联电力交易信息共享平台数据,以下相同),市场交易电力占全社会电力比例的28.3%,占电网企业销售电力比例的34.5%。

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2018年1~9月,全国全社会用电量合计51061亿千瓦时,比上年快速增长8.9%,电网企业销售电量41933亿千瓦时,比上年快速增长10.5%(来源于中电联行业统计数据)。全国电力市场交易电力(不包括发电权交易电力)合计为14457亿千瓦时(来自中电联电力交易信息共享平台数据,以下相同),市场交易电力占全社会电力比例的28.3%,占电网企业销售电力比例的34.5%。其中,省内市场交易电量合计为11625亿千瓦时,占全国市场交易电量的80.4%,省内市场交易电量合计为2595亿千瓦时,占全国市场交易电量的17.9%,南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计为236亿千瓦时。

与2017年1月至9月同期相比,全国市场交易电力迅速增长约38%,占全社会用电量的比例提高了6个百分点。2018年1月至9月,大型发电集团(参与中电联合电力交易信息共享平台的11家中央和地方大型发电企业集团,共计市场交易电力9423亿千瓦时(不包括发电权交易),占大型发电集团网络电路电力的34.2%,其中省间(不包括地区)市场交易电力合计1528亿千瓦时,占市场交易电力的16.2%。

一、区域、省电市场交易情况2018年1-9月,国家电网区域市场交易电量规模10874亿千瓦时,占全国市场交易电量的75.2%,市场交易电量占该区域全社会用电量的26.8%南方电网区域市场交易电量规模2680亿千瓦时,占全国市场交易电量的18.5%,市场交易电量占该区域全社会用电量的31.4%蒙西电网区域市场交易电量规模903亿千瓦时,占全国市场交易电量的6.2%,市场交易电量占该区域的47.4%。从区域市场来看,华东、华北、南方区域市场交易电力规模分别为4166亿千瓦时、2736亿千瓦时、2526亿千瓦时,占全国市场交易电力比例分别为28.8%、25.6%、17.5%,三个区域共占全国市场交易电力比例的65%从省份来看,市场交易电力占全社会用电量比重排名前三的省份为云南、蒙西、江苏省,分别为52%、47.3%、41.3%,电力市场交易电力规模排名前三的省份为江苏省1914亿千瓦时、山东省1326亿千瓦时、广东省1314亿千瓦时外受电市场交易电力排名前三的省份为江苏省417亿千瓦时、山东省402亿千瓦时、浙江省359亿千瓦时。2018年第三季度,全国市场交易电力(不包括发电权交易)合计6937亿千瓦时,全社会用电量比例为37%,比第二季度上升11.4个百分点。

其中,省内市场交易电力合计为5688亿千瓦时,比第二季度快速增长69.2%,省间(不包括跨地区)交易电力合计为1110亿千瓦时,比第二季度快速增长42%。二、大型发电集团参与电力市场交易情况2018年1月至9月,大型发电集团网络电路总电量为27533亿千瓦时,市场交易电量合计为9423亿千瓦时(不包括发电权交易电量)。2018年1-9月,大型发电集团中6家企业的发电权交易电力(转让电力的销售口径统计资料)为312亿千瓦时,发电权交易平均价格为0.3056元/千瓦时。

(1)煤电2018年1月至9月,大型发电集团煤电机组网络电量为18457亿千瓦时,占总网络电量的67%的市场交易电量为7147亿千瓦时,市场化率为38.7%,其中跨区域、跨省市场交易电量为615亿千瓦时。煤电网际网路电量平均电费(计划与市场电量加权平均电费,以下相同)为0.3640元/千瓦时,市场交易(不包括跨省市场交易)平均电费为0.3368元/千瓦时。

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从省份来看,大型发电集团煤电网络电力市场化率最低的省份是广西省,超过100%,甘肃省、江苏省、广东省、河南省也达到50%。从省煤电交易价格来看,与基准电价相比下降幅度仅次于云南,其市场交易平均电价为0.2333元/千瓦时,与基准电价相比下降幅度为0.1025元/千瓦时,其次为青海、吉林、陕西、广东,其交易平均电价为0.2382元/千瓦时,0.2908元/千瓦时,0.2737元/千瓦时,0.3763元/千瓦时,基准电价下降幅度达0.07元/千瓦时。

2018年以来,随着煤炭市场价格变动和市场交易的合理回归,煤炭市场交易的电价呈圆形动物回落趋势。自2017年4季度以来,煤电市场交易的平均电价已经在倒数的4个季度保持了快速增长。2018年3季度,大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3380元/千瓦时,比去年同期上涨0.0068元/千瓦时。

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(2)气力发电2018年1~9月,大型发电集团气力发电机组合计网络电力632亿千瓦时,占总网络电力的2.3%。大型发电集团气电机组参与市场交易的省份仅为广东省,2018年1-9月,广东省气电市场化亲率超过45.4%,市场交易电量为35.6亿千瓦时,平均交易电价为0.5298元/千瓦时。(3)自来水2018年1月至9月,大型发电集团自来水电机组网络电量为4922亿千瓦时,占总网络电量的17.9%的自来水市场交易电量为1364亿千瓦时,市场亲属率超过27.7%,市场交易平均电价为0.2033元/千瓦时。

(4)风力发电2018年1~9月,大型发电集团风力发电机组总网络电力为1331亿千瓦时,占总网络电力的4.8%风力发电市场交易电力为297亿千瓦时,市场化率为22.3%,其中跨省交易电力约为131亿千瓦时,占市场交易电力比重的44%。2018年1~9月,大型发电集团参与风力发电市场交易的省份共计15个,其中市场交易电力最少的3个省份为甘肃、新疆、云南,分别为55.4亿千瓦时、53.9亿千瓦时和49.3亿千瓦时,平均交易电力价格(不包括跨省交易电力价格)分别为0.3741元/千瓦时、0.4024元/千瓦时和0.4307元/千瓦时。

风力发电市场化亲率居前几位的省份,云南(62.8%)、青海(58.7%)、甘肃(51.1%)、宁夏(48.4%)、黑龙江(48.2%)。(5)光伏发电2018年1~9月,大型发电集团光伏发电总网络电量为249亿千瓦时,占总网络电量的0.9%的市场交易电量为64亿千瓦时,市场化率为25.7%,其中跨省交易电量为14.5亿千瓦时,占市场交易电量的22.7%。2018年1-9月,大型发电集团中交易电力最少的三个省份为青海、新疆和甘肃,分别为31.5亿千瓦时、13.9亿千瓦时和5.9亿千瓦时,平均交易电费(不包括跨省跨地区交易)分别为0.8008元/千瓦时、0.7106元/千瓦时和0.7447元/千瓦时。

光伏发电市场化率居前几位的省份,云南(86.8%)、青海(63.1%)、新疆(52.9%)、宁夏(47.2%)。(6)核电站2018年1月至9月,大型发电集团核电站总网络电力为1941亿千瓦时,占总网络电力的7%的市场交易电力为515亿千瓦时,市场化率为26.5%,其中跨省交易电力为103亿千瓦时。2018年1~9月,大型发电集团核电参与市场交易的省份共计5个,交易电力最少的省份为福建、辽宁、广西,分别为198.6亿千瓦时、97.7亿千瓦时和94.3亿千瓦时,平均交易电费(不包括跨省交易)分别为0.3449元/千瓦时、0.3335元/千瓦时和0.3695元/千瓦时。大型发电集团核电站市场化率居前三省,广西(81.5%)、辽宁(50.5%)、福建(43.3%)。

(7)发电权交易2018年1~9月,大型发电集团中6家企业的发电权交易电力(转让电力的销售口径统计资料)为312亿千瓦时,发电权交易电力占市场交易电力比例的2.2%,交易平均价格为0.3056元/千瓦时。6家企业在大部分省区积极开展发电权交易,发电权交易电量最少的省份为广东65.2亿千瓦时、安徽32.4亿千瓦时、新疆20.5亿千瓦时。


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