2017年1-9月，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域电网企业销售电量合计为37079亿千瓦时(本报告中数据来源于中电联电力交易信息共享平台，以下同)，市场化交易电量合计为11621亿千瓦时(不含发电权转让交易，以下同)，其中，各省内市场交易电量8370亿千瓦时，省间(含跨区)市场交易电量合计3251亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重(即销售电量市场化率)达到31.3%。
一、分区域、分省电力交易情况
分区域来看，1-9月份南方、西北、华北三个区域销售电量市场化率较高，均超过了三分之一，其中南方区域达到了44%(含西电东送协议电量)。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力行业市场运营现状调查与未来发展趋势预测报告》
分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份分别为广东省1940亿千瓦时(含西电东送省间协议电量)、江苏省1160亿千瓦时和山东省970亿千瓦时。外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是广东省1332亿千瓦时(含西电东送省间协议电量)、浙江省363亿千瓦时和山东省286亿千瓦时。全国销售电量市场化率排序前三名的省份是青海、广西、广东，分别为59.4%、52.0%、49.9%。
二、大型发电集团参与市场化电力交易情况
2017年1-9月，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)合计市场化交易电量6867亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重59%，占大型发电集团上网电量比重(即上网电量市场化率)30%，大型发电集团省间(含跨区)市场化交易电量合计1178亿千瓦时，占其市场化交易电量比重17%。
1-9月，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比78.4%、水电13.3%、风电3.3%、光伏发电0.5%、气电1.5%、核电5.1%;各类发电平均交易电价分别为：煤电0.318元/千瓦时、水电0.217元/千瓦时、风电0.440元/千瓦时、光伏发电0.805元/千瓦时、气电0.677元千瓦时。
(一)煤电
1-9月，大型发电集团煤电机组累计上网电量16871亿千瓦时，占其总上网电量的74.6%;市场化交易电量5382亿千瓦时，市场化率达到32%，其中跨区、跨省送出交易电量为464.7亿千瓦时。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价，以下同)为0.365元/千瓦时，市场交易(含跨区跨省送出交易)平均电价0.318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98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为79.9%、59.9%、57.1%和55%。
从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.235元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.1元/千瓦时，其次为广东和山西，降幅均为0.08元/千瓦时左右。
三季度，煤电机组总上网电量6173亿千瓦时，环比增长21%;煤电市场化交易电量2209亿千瓦时，环比增长25%。三季度当季煤电市场交易价格为0.332元/千瓦时，和二季度相比，三季度煤电市场交易价格提高0.013元/千瓦时。
(二)气电
1-9月，大型发电集团气电机组累计上网电量464亿千瓦时，占其总上网电量的2.1%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，前三季度累计交易规模为10.5亿千瓦时，平均交易电价为0.677元/千瓦时。
(三)水电
1-9月，大型发电集团水电机组累计上网电量3373亿千瓦时，占其总上网电量的14.9%;市场交易电量914亿千瓦时，水电市场化率达到27%，市场交易平均电价为0.217元/千瓦时。
三季度，大型发电集团水电上网电量1440亿千瓦时，环比增长3%;市场化交易电量401亿千瓦时，环比增长22%。
(四)风电
1-9月，大型发电集团风电机组累计上网电量957亿千瓦时，占其总上网电量的4.2%;市场化交易电量179亿千瓦时，市场化率为19%，其中跨区跨省交易电量78.7亿千瓦时。
1-9月，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有14个，其中市场化交易电量最多的三个省份是新疆、云南和甘肃，分别为47.2、33.9和26.7亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.445、0.509和0.409元/千瓦时。
三季度，大型发电集团风电上网电量275.6亿千瓦时，环比减少29%;市场交易电量为54.1亿千瓦时，环比减少28%。
(五)光伏发电
1-9月，大型发电集团光伏发电累计上网电量118.5亿千瓦时，占其总上网电量的0.5%;市场交易电量31.7亿千瓦时，市场化率为26.7%，其中跨区跨省交易电量10.5亿千瓦时。
1-9月，大型发电集团光伏发电参与市场化交易的省份一共有8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11亿千瓦时、10.8亿千瓦时和3.5亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.910元/千瓦时、0.727元/千瓦时和0.822元/千瓦时。
三季度，大型发电集团光伏发电上网电量44亿千瓦时，环比减少6.5%;市场化交易电量13.3亿千瓦时，环比增长25%。
一、分区域、分省电力交易情况
分区域来看，1-9月份南方、西北、华北三个区域销售电量市场化率较高，均超过了三分之一，其中南方区域达到了44%(含西电东送协议电量)。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力行业市场运营现状调查与未来发展趋势预测报告》
1-9月区域电网市场化交易电量示意图
数据来源：中国统计局
1-9月市场化率高于33%的省区市场交易情况示意图
数据来源：中国统计局
2017年1-9月，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)合计市场化交易电量6867亿千瓦时，占全国市场化交易电量比重59%，占大型发电集团上网电量比重(即上网电量市场化率)30%，大型发电集团省间(含跨区)市场化交易电量合计1178亿千瓦时，占其市场化交易电量比重17%。
1-9月，大型发电集团市场化交易电量中，煤电占比78.4%、水电13.3%、风电3.3%、光伏发电0.5%、气电1.5%、核电5.1%;各类发电平均交易电价分别为：煤电0.318元/千瓦时、水电0.217元/千瓦时、风电0.440元/千瓦时、光伏发电0.805元/千瓦时、气电0.677元千瓦时。
(一)煤电
1-9月，大型发电集团煤电机组累计上网电量16871亿千瓦时，占其总上网电量的74.6%;市场化交易电量5382亿千瓦时，市场化率达到32%，其中跨区、跨省送出交易电量为464.7亿千瓦时。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价，以下同)为0.365元/千瓦时，市场交易(含跨区跨省送出交易)平均电价0.318元/千瓦时。
1-9月煤电市场化率较高省区大型发电集团市场交易电量图
数据来源：中国统计局
从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.235元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.1元/千瓦时，其次为广东和山西，降幅均为0.08元/千瓦时左右。
三季度，煤电机组总上网电量6173亿千瓦时，环比增长21%;煤电市场化交易电量2209亿千瓦时，环比增长25%。三季度当季煤电市场交易价格为0.332元/千瓦时，和二季度相比，三季度煤电市场交易价格提高0.013元/千瓦时。
1-9月部分省区煤电交易价格与标杆电价示意图
数据来源：中国统计局
1-9月，大型发电集团气电机组累计上网电量464亿千瓦时，占其总上网电量的2.1%。目前气电机组参与市场交易的只有广东省，前三季度累计交易规模为10.5亿千瓦时，平均交易电价为0.677元/千瓦时。
(三)水电
1-9月，大型发电集团水电机组累计上网电量3373亿千瓦时，占其总上网电量的14.9%;市场交易电量914亿千瓦时，水电市场化率达到27%，市场交易平均电价为0.217元/千瓦时。
三季度，大型发电集团水电上网电量1440亿千瓦时，环比增长3%;市场化交易电量401亿千瓦时，环比增长22%。
(四)风电
1-9月，大型发电集团风电机组累计上网电量957亿千瓦时，占其总上网电量的4.2%;市场化交易电量179亿千瓦时，市场化率为19%，其中跨区跨省交易电量78.7亿千瓦时。
1-9月，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有14个，其中市场化交易电量最多的三个省份是新疆、云南和甘肃，分别为47.2、33.9和26.7亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.445、0.509和0.409元/千瓦时。
1-9月部分省区大型发电集团风电市场交易电量示意图
数据来源：中国统计局
(五)光伏发电
1-9月，大型发电集团光伏发电累计上网电量118.5亿千瓦时，占其总上网电量的0.5%;市场交易电量31.7亿千瓦时，市场化率为26.7%，其中跨区跨省交易电量10.5亿千瓦时。
1-9月，大型发电集团光伏发电参与市场化交易的省份一共有8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11亿千瓦时、10.8亿千瓦时和3.5亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.910元/千瓦时、0.727元/千瓦时和0.822元/千瓦时。
1-9月部分省区大型发电集团光伏发电市场交易电量示意图
数据来源：中国统计局
数据来源：中国统计局，观研天下整理，转载请注明出处。（ww）
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