2018年上半年，全国全社会用电量累计32291亿千瓦时，同比增长9.43%，电网企业销售电量26189亿千瓦时，同比增长10.99%（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7520亿千瓦时（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为23.3%，占电网企业销售电量比重为28.7%。其中，省内市场交易电量合计5937亿千瓦时，占全国市场交易电量的78.9%，省间（含跨区）市场交易电量合计1485亿千瓦时，占全国市场交易电量的19.7%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计99亿千瓦时。与2017年上半年同期相比，全国市场交易电量增长30.6%，占全社会用电量的比重提高3.8个百分点，其中，省内市场交易电量同比增长26.1%，省间市场交易电量同比增长41.2%。

　　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%。

　　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

　　（二）气电

　　2018年上半年，大型发电集团气电机组累计上网电量365亿千瓦时，占其总上网电量的2.4%。大型发电集团气电机组参与市场交易的省份仅有广东省，2018年上半年，广东省气电市场化率达到48%，市场交易电量为23.4亿千瓦时，平均交易电价为0.5839元/千瓦时。

　　（三）水电

　　2018年上半年，大型发电集团水电机组上网电量2506亿千瓦时，占其总上网电量的16.4%；水电市场交易电量648亿千瓦时，市场化率达到25.9%，市场交易平均电价为0.2171元/千瓦时。

图6 2017年-2018年2季度水电市场交易电价走势图

　　（四）风电

　　2018年上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量829亿千瓦时，占其总上网电量的5.4%；风电市场交易电量198亿千瓦时，市场化率为23.9%，其中跨区跨省交易电量约90亿千瓦时，占其市场交易电量比重45.5%。

图7 2018年上半年部分省区大型发电集团风电市场交易电量示意图

　　2018年上半年，大型发电集团参加风电市场交易的省份共有16个，其中市场交易电量最多的三个省份是云南、新疆和甘肃，分别为44.5亿千瓦时、37.1亿千瓦时和31.0亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.4418元/千瓦时、0.4400元/千瓦时和0.3726元/千瓦时。风电市场化率居前几位的省份依序为：云南（67.5%）、黑龙江（49.6%）、新疆（46.6%）、宁夏（45.5%）、甘肃（45.2%）。

图8 2017年-2018年2季度风电市场交易电价走势图

　　（五）光伏发电

　　2018年上半年，大型发电集团光伏发电累计上网电量157亿千瓦时，占其总上网电量的1.0%；市场交易电量37亿千瓦时，市场化率为23.4%，其中跨区跨省交易电量10亿千瓦时，占其市场交易电量的28.1%。

图9 2018年2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

　　2018年上半年，大型发电集团光伏发电参与市场交易的省份一共有14个，其中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为16.4亿千瓦时、8.8亿千瓦时和3.6亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区外送交易）分别为0.8065元/千瓦时、0.7114元/千瓦时和0.7863元/千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南（92.9%）、新疆（58.2%）、宁夏（52.1%）、青海（48.9%）。

图10 2017年-2018年2季度光伏市场交易电价走势图

　　（六）核电

　　2018年上半年，大型发电集团核电发电累计上网电量1127亿千瓦时，占其总上网电量的7.4%；市场交易电量337亿千瓦时，市场化率为29.9%，其中跨区跨省交易电量69亿千瓦时。

　　2018年上半年，大型发电集团核电参与市场交易的省份一共有5个，交易电量最多的省份是福建、辽宁和广西，分别为115.8亿千瓦时、85.7亿千瓦时和60.3亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易）分别为0.3281元/千瓦时、0.3429元/千瓦时和0.3684元/千瓦时。大型发电集团核电市场化率居前三位省份分别是广西（75.4%）、辽宁（74.6%）、福建（29.9%）。

　　（七）发电权交易

　　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135亿千瓦时，发电权交易电量占其市场交易电量比重为3.3%，交易平均价格为0.3038元/千瓦时。6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量最多的省份为广东39.3亿千瓦时、安徽24亿千瓦时、新疆11.7亿千瓦时。

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