2018年1季度，全國全社會用電量累計15878億千瓦時，同比增長9.8%，電網(wǎng)企業(yè)銷售電量12901億千瓦時，同比增長12.3%(來源于中電聯(lián)行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù))。全國市場化交易電量(含發(fā)電權交易)合計為3322億千瓦時(來源于中電聯(lián)電力交易信息共享平臺數(shù)據(jù)，以下同)，市場化交易電量占全社會用電量的比重為20.9%，占電網(wǎng)企業(yè)銷售電量的比重為25.7%。其中，省內市場化交易電量合計2576億千瓦時，占全國市場化電量的比重為77.5%，省間(含跨區(qū))市場化交易電量合計702億千瓦時，占全國市場化電量的比重為21.1%，南方電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)區(qū)域發(fā)電權交易電量合計為44億千瓦時。

2018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)合計市場化交易電量2427億千瓦時(不含發(fā)電權交易)，占大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量的29%，占全國市場化交易電量的73%;大型發(fā)電集團省間(含跨區(qū))市場化交易電量合計484億千瓦時，占其市場化交易電量的20%，占全國省間(含跨區(qū))市場化交易電量的69%。

一、分區(qū)域電力市場化交易情況

分區(qū)域來看，國家電網(wǎng)區(qū)域市場化交易電量2305億千瓦時，占全國市場化交易電量的69%，市場化交易電量占該區(qū)域全社會用電量的18%;南方電網(wǎng)區(qū)域市場化交易電量731億千瓦時，占全國市場化交易電量的22%，市場化交易電量占該區(qū)域全社會用電量的30%，高于全國平均9.1個百分點;蒙西電網(wǎng)區(qū)域市場化交易電量285億千瓦時，占全國市場化交易電量的9%，市場化交易電量占該區(qū)域全社會用電量的46%，高于全國平均25.1個百分點，是三個電網(wǎng)區(qū)域中市場化交易電量占比最高的區(qū)域。

從省間(含跨區(qū))市場化交易電量看，國家電網(wǎng)區(qū)域省間市場化交易電量規(guī)模674億千瓦時，占全部市場化交易電量的21%;南方電網(wǎng)區(qū)域省間市場化交易電量規(guī)模28億千瓦時，占全部市場化交易電量的4%。市場化交易在推動電力資源大范圍優(yōu)化配置中起到越來越重要作用。

二、大型發(fā)電集團參與電力市場化交易情況

2018年1季度，大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量合計8445億千瓦時，市場化交易電量合計2427億千瓦時(不含發(fā)電權交易)。

2018年1季度，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33.8億千瓦時，發(fā)電權交易平均價格為0.328元/千瓦時。

(一)煤電

2018年1季度，大型發(fā)電集團煤電機組上網(wǎng)電量5995億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的71 %;市場化交易電量1872億千瓦時，市場化率為31.2%，其中跨區(qū)、跨省外送市場化交易電量222億千瓦時。煤電上網(wǎng)電量平均電價(計劃與市場電量加權平均電價，以下同)為0.365元/千瓦時，市場化交易(含跨區(qū)跨省市場化交易)平均電價為0.331元/千瓦時。

分省來看，大型發(fā)電集團煤電上網(wǎng)電量市場化率最高省份為甘肅省，達到了94.8%，青海、廣西、蒙西、寧夏、湖南、廣東等六地均超過了50%。

從煤電交易價格來看，與標桿電價比較降幅最大的是云南，其市場化交易電價為0.235元/千瓦時，與標桿電價相比降幅0.101元/千瓦時，其次為蒙東、廣東、陜西，市場化交易電價分別為0.220元/千瓦時、0.368元/千瓦時、0.274元/千瓦時，降幅均超過0.08元/千瓦時。

2017年以來，隨著煤炭市場價格波動上升以及發(fā)電市場競爭的理性回歸，煤電市場化交易電價呈緩步回升趨勢。2018年1季度，煤電市場化交易平均電價為0.3307元/千瓦時，同比回升5.9%。

(二)氣電

2018年1季度，大型發(fā)電集團氣電機組累計上網(wǎng)電量190億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的2.3%。1季度大型發(fā)電集團氣電機組參與市場化交易的省份僅有廣東省，該省氣電市場化率35.8%，市場化交易電量為10.6億千瓦時，平均交易電價為0.583元/千瓦時。

(三)水電

2018年1季度，大型發(fā)電集團水電機組上網(wǎng)電量1075億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的12.7%;水電市場化交易電量232億千瓦時，市場化率達到21.6%，市場交易平均電價為0.234元/千瓦時。

(四)風電

2018年1季度，大型發(fā)電集團風電機組累計上網(wǎng)電量534億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的6.3%;風電市場化交易電量177億千瓦時，市場化率為33.3%，其中跨區(qū)跨省交易電量約113億千瓦時，占市場化交易電量比重63.8%。

2018年1季度，大型發(fā)電集團參加風電市場化交易的省份共有15個，其中市場化交易電量最多的三個省份是甘肅、云南和黑龍江，分別為57.7億千瓦時、22.6億千瓦時和21.8億千瓦時，平均交易電價(含跨省跨區(qū)送出交易電量電價)分別為0.381元/千瓦時、0.399元/千瓦時和0.409元/千瓦時。風電市場化率居前幾位的省份依序為：甘肅(67.6%)、黑龍江(61.9%)、寧夏(60.6%)、云南(60.2%)。

(五)光伏發(fā)電

2018年1季度，大型發(fā)電集團光伏發(fā)電累計上網(wǎng)電量72億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的0.8%;市場化交易電量21億千瓦時，市場化率為29.5%，其中跨區(qū)跨省交易電量5.2億千瓦時，占其市場化交易電量的24.9%。

2018年1季度，大型發(fā)電集團光伏發(fā)電參與市場化交易的省份一共有13個，其中交易電量最多的三個省份是青海、新疆和甘肅，分別為8.1億千瓦時、5.8億千瓦時和2.7億千瓦時，平均交易電價(含跨省跨區(qū)外送交易)分別為0.838元/千瓦時、0.712元/千瓦時和0.816元/千瓦時。光伏發(fā)電市場化率居前幾位的省份依序為：云南(88.9%)、新疆(79.9%)、寧夏(59.3%)、甘肅(57.7%)。

(六)核電

2018年1季度，大型發(fā)電集團核電發(fā)電累計上網(wǎng)電量578億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的6.9%;市場交易電量114億千瓦時，市場化率為19.7%，其中跨區(qū)跨省交易電量41億千瓦時。

2018年1季度，大型發(fā)電集團核電參與市場化交易的省份一共有5個，交易電量最多的省份是福建、廣西和浙江，分別為39.8億千瓦時、39.2億千瓦時和13.7億千瓦時，平均交易電價(含跨省跨區(qū)送出交易)分別為0.320元/千瓦時、0.390元/千瓦時和0.393元/千瓦時。大型發(fā)電集團核電市場化率居前兩位省份分別是廣西(97.2%)、福建(30.7%)。

(七)發(fā)電權交易

2018年1季度，大型發(fā)電集團中6家企業(yè)的發(fā)電權交易電量(按照受讓電量結算口徑統(tǒng)計)為33.9億千瓦時，這些發(fā)電企業(yè)發(fā)電權交易電量占其市場交易電量比重為2%。6家企業(yè)在大部分省區(qū)都開展了發(fā)電權交易，發(fā)電權交易電量最多的省份為廣東14.3億千瓦時、安徽8.2億千瓦時、重慶5.7億千瓦時。

2018年1季度，大型發(fā)電集團中6家企業(yè)的發(fā)電權交易平均價格為0.328元/千瓦時，其中平均價格較高的為山東0.392元/千瓦時、陜西0.388元/千瓦時，平均價格較低的為上海0.216元/千瓦時、江蘇0.250/千瓦時。