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2019年1季度全国电力市场交易分析

2019-06-24 08:53
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2019年1季度,全国全社会用电量累计16795亿千瓦时,同比增长5.5%,电网企业销售电量13906亿千瓦时,同比增长7.8%(来源于中电联行业统计数据)。全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计为4445亿千瓦时,同比增长33.8%(来源于中电联电力交易信息共享平台数据,以下同),市场交易电量占全社会用电量比重(即全社会用电量市场化率)为26.5%,较去年同期提高5.5个百分点,市场交易电量占电网企业销售电量比重(即电网企业销售电量市场化率)为32%。其中,省内市场交易电量合计3577亿千瓦时,占全国市场交易电量的80.5%,省间(含跨区)市场交易电量合计788亿千瓦时,占全国市场交易电量的17.7%,南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计80亿千瓦时。

2019年1季度,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,以下同)合计市场交易电量3106亿千瓦时(不含发电权交易),占大型发电集团上网电量的35.5%;其中,省间(含跨区)市场交易电量合计464亿千瓦时,占其市场交易电量的15%。

一、分区域、分省电力市场交易情况

2019年1季度,国家电网区域市场交易电量规模3257亿千瓦时,占全国市场交易电量的73.3%,市场交易电量占该区域全社会用电量的24.1%;南方电网区域市场交易电量规模822亿千瓦时,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32%;蒙西电网区域市场交易电量规模366亿千瓦时,占全国市场交易电量的8.2%,市场交易电量占该区域全社会用电量的52%。

分区域市场来看,华北、华东区域市场交易电量规模分别为1330亿千瓦时、1308亿千瓦时,两个区域的市场交易电量规模占全国市场交易电量的比重达到了60%。华东、南方、华北三个区域的全社会用电量市场化率都超过了30%。

图1  2019年1季度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区是青海(55.1%)、江苏(53.6%)、蒙西(52.0%);电力市场交易电量规模排序前三名的省区分别是江苏(799亿千瓦时)、广东(415亿千瓦时)和山东(400亿千瓦时);省间外受电市场交易电量排序前三名的省区分别是江苏(123亿千瓦时)、广东(116亿千瓦时)、和山东(97亿千瓦时)。

图2 2019年1季度分省区售电量市场化率图

二、大型发电集团参与电力市场交易情况

2019年1季度,大型发电集团上网电量合计8745亿千瓦时,市场交易电量合计3106亿千瓦时(不含发电权交易电量)。

表1 2019年1季度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。

(一)煤电

2019年1季度,大型发电集团煤电机组上网电量6017亿千瓦时,占其合计上网电量的68.8%;市场交易电量2553亿千瓦时,煤电上网电量市场化率为42.4%。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0.3668元/千瓦时,市场交易(含跨区跨省市场交易)平均电价为0.3406元/千瓦时,市场交易平均电价较上年同期提高0.0099元/千瓦时。

分省来看,大型发电集团煤电上网电量市场化率超过40%的省区共有14个,其中,市场化率最高的是广西,达到了100%,甘肃、江苏、广东、蒙西、青海、湖南、山西、山东等8个省区的煤电市场化率超过了50%,福建、河南、宁夏、新疆、安徽等5个省区的煤电市场化率超过了40%。

图3 2019年1季度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超过0.1元/千瓦时的省份是云南省,其市场交易平均电价分别为0.1852元/千瓦时与标杆电价相比降幅为0.1506元/千瓦时。其次,降幅超过0.05元/千瓦时的省区有青海、广东、陕西和贵州,其交易平均电价分别为0.2429元/千瓦时、0.3889元/千瓦时、0.2916元/千瓦时、0.2935元/千瓦时。

图4 2019年1季度部分省区煤电市场交易价格与标杆电价示意图

2019年1季度,大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3406元/千瓦时,较去年同期提高0.0099元/千瓦时。自2017年4季度以来,煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。

图5 2017年-2019年1季度煤电市场交易电价走势图

(二)气电

2019年1季度,大型发电集团气电机组累计上网电量194亿千瓦时,占其总上网电量的2.2%。大型发电集团气电机组参与市场交易的省区仅有广东省,2019年1季度,广东省气电上网电量市场化率达到59.3%,市场交易电量为32亿千瓦时,平均交易电价为0.6056元/千瓦时。

(三)水电

2019年1季度,大型发电集团水电机组上网电量1232亿千瓦时,占其合计上网电量的14.1%;水电市场交易电量242亿千瓦时,水电上网电量市场化率达到19.7%;市场交易平均电价为0.2289元/千瓦时,较上年同期降低0.0055元/千瓦时。

图6 2017年-2019年1季度水电市场交易电价走势图

(四)风电

2019年1季度,大型发电集团风电机组累计上网电量497亿千瓦时,占其合计上网电量的5.7%;风电市场交易电量120亿千瓦时,风电上网电量市场化率为24.1%,其中跨区跨省交易电量约51亿千瓦时,占风电市场交易电量的比重为42.3%。

图7 2019年1季度部分省区大型发电集团风电市场交易电量示意图

2019年1季度,大型发电集团风电市场交易电量规模较大的省区分别是云南(32.4亿千瓦时)、新疆(15.2亿千瓦时)、蒙西(14.3亿千瓦时)和甘肃(13.5亿千瓦时);风电上网电量市场化率超过40%的省区分别是青海(90%)、云南(79.9%)、宁夏(50.3%)和甘肃(49.6%),其平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.5267元/千瓦时、0.5265元/千瓦时、0.5729元/千瓦时和0.3834元/千瓦时。

图8 2017年-2019年1季度风电市场交易电价走势图

(五)光伏发电

2019年1季度,大型发电集团光伏发电累计上网电量87亿千瓦时,占其合计上网电量的1%;市场交易电量28亿千瓦时,光伏发电上网电量市场化率为32%,其中跨区跨省交易电量5.9亿千瓦时,占光伏发电市场交易电量的比重为21.4%。

图9 2019年1季度部分省区大型发电集团光伏发电市场交易电量示意图

2019年1季度,大型发电集团中光伏发电市场交易电量规模较大的省区分别是青海(16.9亿千瓦时)、新疆(3.8亿千瓦时)、云南(2.7亿千瓦时)和甘肃(2.1亿千瓦时),平均交易电价(含跨省跨区外送交易)分别为0.8443元/千瓦时、0.7332元/千瓦时、0.7218元/千瓦时和0.7942元/千瓦时。光伏发电上网电量市场化率超过40%的省区分别为云南(98.5%)、青海(90.5%)、新疆(51%)、甘肃(49.2%)和宁夏(43.5%)。

图10 2017年-2019年1季度光伏市场交易电价走势图

(六)核电

2019年1季度,大型发电集团核电发电累计上网电量717亿千瓦时,占其合计上网电量的8.2%;市场交易电量132亿千瓦时,核电上网电量市场化率为18.4%,其中跨区跨省交易电量29亿千瓦时。

2019年1季度,大型发电集团核电参与市场交易的省区共有五个,其中市场交易电量规模较大的省区分别是福建(73.2亿千瓦时)、广西(36.5亿千瓦时)、江苏(13.4亿千瓦时)、辽宁(7.7千瓦时)和浙江(1.2亿千瓦时),平均交易电价(含跨省跨区送出交易)分别为0.3329元/千瓦时、0.3499元/千瓦时、0.3583元/千瓦时、0.2743元/千瓦时和0.3821元/千瓦时。

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