2018年1季度，全国全社会用电量累计15878亿千瓦时，同比增长9.8%，电网企业销售电量12901亿千瓦时，同比增长12.3%(来源于中电联行业统计数据)。全国市场化交易电量(含发电权交易)合计为3322亿千瓦时(来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同)，市场化交易电量占全社会用电量的比重为20.9%，占电网企业销售电量的比重为25.7%。其中，省内市场化交易电量合计2576亿千瓦时，占全国市场化电量的比重为77.5%，省间(含跨区)市场化交易电量合计702亿千瓦时，占全国市场化电量的比重为21.1%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计为44亿千瓦时。
2018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)合计市场化交易电量2427亿千瓦时(不含发电权交易)，占大型发电集团上网电量的29%，占全国市场化交易电量的73%；大型发电集团省间(含跨区)市场化交易电量合计484亿千瓦时，占其市场化交易电量的20%，占全国省间(含跨区)市场化交易电量的69%。
一、 分区域电力市场化交易情况
分区域来看，国家电网区域市场化交易电量2305亿千瓦时，占全国市场化交易电量的69%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的18%；南方电网区域市场化交易电量731亿千瓦时，占全国市场化交易电量的22%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的30%，高于全国平均9.1个百分点；蒙西电网区域市场化交易电量285亿千瓦时，占全国市场化交易电量的9%，市场化交易电量占该区域全社会用电量的46%，高于全国平均25.1个百分点，是三个电网区域中市场化交易电量占比最高的区域。
从省间(含跨区)市场化交易电量看，国家电网区域省间市场化交易电量规模674亿千瓦时，占全部市场化交易电量的21%；南方电网区域省间市场化交易电量规模28亿千瓦时，占全部市场化交易电量的4%。市场化交易在推动电力资源大范围优化配置中起到越来越重要作用。
二、 大型发电集团参与电力市场化交易情况
2018年1季度，大型发电集团上网电量合计8445亿千瓦时，市场化交易电量合计2427亿千瓦时(不含发电权交易)。
2018年1季度，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33.8亿千瓦时，发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时。
(一)煤电
2018年1季度，大型发电集团煤电机组上网电量5995亿千瓦时，占其总上网电量的71 %；市场化交易电量1872亿千瓦时，市场化率为31.2%，其中跨区、跨省外送市场化交易电量222亿千瓦时。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0.365元/千瓦时，市场化交易(含跨区跨省市场化交易)平均电价为0.331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甘肃省，达到了94.8%，青海、广西、蒙西、宁夏、湖南、广东等六地均超过了50%。
从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场化交易电价为0.235元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.101元/千瓦时，其次为蒙东、广东、陕西，市场化交易电价分别为0.220元/千瓦时、0.368元/千瓦时、0.274元/千瓦时，降幅均超过0.08元/千瓦时。
2017年以来，随着煤炭市场价格波动上升以及发电市场竞争的理性回归，煤电市场化交易电价呈缓步回升趋势。2018年1季度，煤电市场化交易平均电价为0.3307元/千瓦时，同比回升5.9%。
(二)气电
2018年1季度，大型发电集团气电机组累计上网电量190亿千瓦时，占其总上网电量的2.3%。1季度大型发电集团气电机组参与市场化交易的省份仅有广东省，该省气电市场化率35.8%，市场化交易电量为10.6亿千瓦时，平均交易电价为0.583元/千瓦时。
(三)水电
2018年1季度，大型发电集团水电机组上网电量1075亿千瓦时，占其总上网电量的12.7%；水电市场化交易电量232亿千瓦时，市场化率达到21.6%，市场交易平均电价为0.234元/千瓦时。
(四)风电
2018年1季度，大型发电集团风电机组累计上网电量534亿千瓦时，占其总上网电量的6.3%；风电市场化交易电量177亿千瓦时，市场化率为33.3%，其中跨区跨省交易电量约113亿千瓦时，占市场化交易电量比重63.8%。
2018年1季度，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有15个，其中市场化交易电量最多的三个省份是甘肃、云南和黑龙江，分别为57.7亿千瓦时、22.6亿千瓦时和21.8亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.381元/千瓦时、0.399元/千瓦时和0.409元/千瓦时。风电市场化率居前几位的省份依序为：甘肃(67.6%)、黑龙江(61.9%)、宁夏(60.6%)、云南(60.2%)。
(五)光伏发电
2018年1季度，大型发电集团光伏发电累计上网电量72亿千瓦时，占其总上网电量的0.8%；市场化交易电量21亿千瓦时，市场化率为29.5%，其中跨区跨省交易电量5.2亿千瓦时，占其市场化交易电量的24.9%。
2018年1季度，大型发电集团光伏发电参与市场化交易的省份一共有13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8.1亿千瓦时、5.8亿千瓦时和2.7亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区外送交易)分别为0.838元/千瓦时、0.712元/千瓦时和0.816元/千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南(88.9%)、新疆(79.9%)、宁夏(59.3%)、甘肃(57.7%)。
(六)核电
2018年1季度，大型发电集团核电发电累计上网电量578亿千瓦时，占其总上网电量的6.9%；市场交易电量114亿千瓦时，市场化率为19.7%，其中跨区跨省交易电量41亿千瓦时。
2018年1季度，大型发电集团核电参与市场化交易的省份一共有5个，交易电量最多的省份是福建、广西和浙江，分别为39.8亿千瓦时、39.2亿千瓦时和13.7亿千瓦时，平均交易电价(含跨省跨区送出交易)分别为0.320元/千瓦时、0.390元/千瓦时和0.393元/千瓦时。大型发电集团核电市场化率居前两位省份分别是广西(97.2%)、福建(30.7%)。
(七)发电权交易
2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易电量(按照受让电量结算口径统计)为33.9亿千瓦时，这些发电企业发电权交易电量占其市场交易电量比重为2%。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14.3亿千瓦时、安徽8.2亿千瓦时、重庆5.7亿千瓦时。
2018年1季度，大型发电集团中6家企业的发电权交易平均价格为0.328元/千瓦时，其中平均价格较高的为山东0.392元/千瓦时、陕西0.388元/千瓦时，平均价格较低的为上海0.216元/千瓦时、江苏0.250/千瓦时。
