2017年上半年進入電力交易數(shù)據(jù)共享平臺的企業(yè)為國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司和10家大型發(fā)電集團（以下簡稱大型發(fā)電集團），大型發(fā)電集團包括：華能集團、大唐集團、華電集團、國電集團、國電投集團、神華集團、三峽集團、浙能集團、粵電集團和中核集團。
電網(wǎng)公司共享的是所屬電網(wǎng)區(qū)域的銷售電量（統(tǒng)調(diào)發(fā)受電量）及其市場交易數(shù)據(jù)，其中跨區(qū)、跨省交易電量計入受端省份；大型發(fā)電集團共享的是發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量及其市場交易電量、電價數(shù)據(jù)，其中跨區(qū)、跨省交易電量計入上網(wǎng)側(cè)（送端）省份。
一、總體情況
上半年，全國市場化交易電量6442億千瓦時，交易電量占電網(wǎng)銷售電量比重（即銷售電量市場化率）達到21.7%?？缡 ⒖鐓^(qū)交易電量1733億千瓦時，占全國市場化交易電量比重26.9%。
二、分區(qū)域、分省電力交易情況
上半年，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司所屬區(qū)域的電網(wǎng)企業(yè)銷售電量合計為29642億千瓦時，市場化交易電量合計為6442億千瓦時，銷售電量市場化率達到21.7%，其中，各省內(nèi)市場交易電量4708億千瓦時，省間（含跨區(qū)）市場交易電量合計1733億千瓦時。
分區(qū)域來看，南方、西北、華北、華東四個區(qū)域銷售電量市場化率較高，均超過了20%，其中南方區(qū)域達到了30%；華中區(qū)域低于全國水平只有10%，但是重慶超過30%。上半年六大電網(wǎng)區(qū)域市場化交易電量見圖1。
圖1上半年六大電網(wǎng)區(qū)域市場化交易電量圖
分省來看，全國市場交易電量規(guī)模排序前三名的省份依序為廣東、江蘇、山東，分別為1189億千瓦時、678億千瓦時、537億千瓦時；外受電市場交易電量排序前三名的省份是廣東、山東、浙江，分別為702億千瓦時、197億千瓦時、135億千瓦時，顯然這三個省份的跨省受電交易活躍，帶動當?shù)厥袌鼋灰纂娏看蠓岣?，其中廣東跨省受入（主要受入云南、貴州電量）交易電量占當?shù)亟灰纂娏勘戎剡_到了59%。全國銷售電量市場化率排序前三名的省份是青海、蒙西、廣東，分別為57.3%、39.3%、37.2%。上半年交易電量及銷售電量市場化率分省情況見圖2。
圖2上半年分省交易電量及銷售電量市場化率圖
三、大型發(fā)電集團參與市場化電力交易情況
上半年，大型發(fā)電集團合計市場化交易電量3707億千瓦時，占全國市場化交易電量比重57.5%，占大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量比重（即上網(wǎng)電量市場化率）25.8%，大型發(fā)電集團省間（含跨區(qū)）市場化交易電量合計369億千瓦時，占其市場化交易電量比重16.1%。
上半年，大型發(fā)電集團市場化交易電量中，煤電占比79.2%、水電14.2%、風電3.6%、光伏發(fā)電0.5%、氣電0.2%、核電2.3%；各類發(fā)電機組平均交易電價分別為：煤電0.31元/千瓦時、水電0.22元/千瓦時、風電0.43元/千瓦時、光伏發(fā)電0.85元/千瓦時、氣電0.5元千瓦時、核電0.38元/千瓦時。
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上半年，大型發(fā)電集團煤電機組累計上網(wǎng)電量10540億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的73.2%；市場化交易電量2936億千瓦時，其中跨區(qū)、跨省送出交易電量為294.11億千瓦時。煤電上網(wǎng)電量平均電價（計劃與市場電量綜合平均電價，以下同）為0.347元/千瓦時，市場交易（含跨區(qū)跨省送出交易）平均電價0.315元/千瓦時。
二季度，上網(wǎng)電量5093億千瓦時，環(huán)比增長12.8%。市場化交易電量為1761億千瓦時，環(huán)比增長47%
上半年大型發(fā)電集團煤電上網(wǎng)發(fā)電量市場化率達到27.9%。上半年大型發(fā)電集團煤電市場交易及市場化率分省情況見圖3。
圖3上半年大型發(fā)電集團煤電市場交易及市場化率分省情況圖
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廣西省，達到了98.8%，其次是甘肅、青海、寧夏、重慶，分別為83%、61.5%、55.3%和55.1%。從煤電交易價格來看，與標桿電價比較降幅最大的是云南，其市場交易電價為0.24元/千瓦時，降幅0.1元/千瓦時，其次為江西和廣東，降幅分別為0.09元/千瓦時、0.08元/千瓦時。和一季度相比，二季度煤電交易價格環(huán)比提高幅度較大的省份為吉林、福建，漲幅約為0.06元/千瓦時，其次為山東、遼寧、山西，環(huán)比漲幅約為0.02元/千瓦時。環(huán)比降幅較大的省份為寧夏、重慶、上海、黑龍江、江西，降幅均在0.03元/千瓦時左右。上半年煤電交易價格與標桿電價分省比較情況見圖4。
圖4上半年煤電交易價格與標桿電價分省比較圖
（二）氣電
上半年，大型發(fā)電集團氣電機組累計上網(wǎng)電量300億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的2%。二季度上網(wǎng)電量163億千瓦時，環(huán)比增長19%。目前氣電機組參與市場交易的只有廣東省，上半年累計交易規(guī)模為6.63億千瓦時，平均交易電價為0.5元/千瓦時，按照廣東省已核準氣電機組標桿電價0.745元/千瓦時計算，降幅為0.245元/千瓦時。
（三）水電
上半年，大型發(fā)電集團水電機組累計上網(wǎng)電量2339億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的16.3%；市場交易電量527億千瓦時，其中跨區(qū)跨省交易電量為243.億千瓦時。上半年大型發(fā)電集團水電上網(wǎng)電量市場化率達到22.5%。
二季度上網(wǎng)電量1337億千瓦時，環(huán)比增長39.4%；市場化交易電量為169億千瓦時，受計劃電量需求增加的影響，環(huán)比減少52%。
云南省和四川省作為水電大省，上網(wǎng)電量和市場交易電量規(guī)模均領(lǐng)先其他省份。上半年，大型發(fā)電集團在云南省和四川省水電上網(wǎng)（含跨區(qū)、跨省）電量分別為542億千瓦時、303億千瓦時，平均上網(wǎng)電價分別為0.21元/千瓦時、0.31元/千瓦時；上半年大型發(fā)電集團在云南、四川的水電上網(wǎng)市場化交易電量規(guī)模分別達到了433.64和83.38億千瓦時，其中省間（含跨區(qū)）交易電量占比分別達到了48%和40.5%。云南、四川的大型發(fā)電集團水電上網(wǎng)電量市場化率較高，已分別達到了80%和28%，平均交易電價分別為0.22元/千瓦時、0.24元/千瓦時。上半年大型發(fā)電集團水電市場交易分省情況見圖5。
圖52017年上半年大型發(fā)電集團水電市場交易分省情況圖
（四）風電
上半年，大型發(fā)電集團風電機組累計上網(wǎng)電量708億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的5%；市場化交易電量132億千瓦時，其中跨區(qū)跨省交易電量54.58億千瓦時。二季度上網(wǎng)電量388億千瓦時，環(huán)比增長21.3%；市場交易電量為79億千瓦時，環(huán)比增長49%。上半年大型發(fā)電集團風電上網(wǎng)電量市場化率達到18.6%。
分省來看，大型發(fā)電集團參加風電市場化交易的省份共有13個，其中交易電量最多的三個省份是新疆、云南和內(nèi)蒙古，分別為33.2億千瓦時、26.6億千瓦時和21.3億千瓦時，平均交易電價（含跨省跨區(qū)送出交易電量電價）分別為0.44元/千瓦時、0.38元/千瓦時和0.34元/千瓦時。上半年大型發(fā)電集團風電分省市場交易情況見圖6。
圖6上半年大型發(fā)電集團風電分省市場交易情況圖
上半年，大型發(fā)電集團風電上網(wǎng)電量市場化率達到30%以上的省份有5個，分別為青海、新疆、云南、甘肅和寧夏，市場化率分別達到了100%、50.5%、47.6%、38.4%和31.8%。
（五）光伏發(fā)電
上半年，大型發(fā)電集團光伏發(fā)電累計上網(wǎng)電量80億千瓦時，占其總上網(wǎng)電量的0.6%；市場交易電量18.1億千瓦時，其中跨區(qū)跨省交易電量4.4億千瓦時。二季度上網(wǎng)電量47.12億千瓦時，環(huán)比增長44%；市場化交易電量為10.6億千瓦時，環(huán)比增長40%。
上半年大型發(fā)電集團光伏上網(wǎng)電量市場化率達到22.6%。
分省來看，大型發(fā)電集團參加光伏發(fā)電市場化交易的省份一共有8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8.25億千瓦時、4.79億千瓦時和2.13億千瓦時，平均交易電價（含跨省跨區(qū)送出交易電量電價）分別為0.93元/千瓦時、0.77元/千瓦時和0.84元/千瓦時。光伏發(fā)電上網(wǎng)電量市場化率達到20%以上的省份有5個，分別為云南、青海、新疆、甘肅和寧夏，市場化程度分別達到了86%、84%、48%、46%和22%。上半年大型發(fā)電集團光伏發(fā)電市場交易分省情況見圖7。
圖72017年上半年大型發(fā)電集團光伏發(fā)電市場交易分省情況圖
