2019年1季度，全国全社会用电量总计16795亿千瓦时，同比快速增长5.5%，电网企业销售电量13906亿千瓦时，同比快速增长7.8%（源于中电联行业统计数据）。全国电力市场交易电量（不含发电权交易电量）合计为4445亿千瓦时，同比快速增长33.8%（源于中电联电力交易信息分享平台数据，以下同），市场交易电量占到全社会用电量比重（即全社会用电量市场化亲率）为26.5%，较去年同期提升5.5个百分点，市场交易电量占到电网企业销售电量比重（即电网企业销售电量市场化亲率）为32%。其中，省内市场交易电量合计3577亿千瓦时，占到全国市场交易电量的80.5%，省间（不含跨区）市场交易电量合计788亿千瓦时，占到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（指参与中电联电力交易信息分享平台的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（不不含发电权交易），占到大型发电集团网际网路电量的35.5%；其中，省间（不含跨区）市场交易电量合计464亿千瓦时，占到其市场交易电量的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，占到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，占到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，占到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到全国市场交易电量的比重超过了60%。

华东、南方、华北三个区域的全社会用电量市场化亲率都多达了30%。分省来看，市场交易电量占到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）；省间外不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）。

二、大型发电集团参予电力市场交易情况2019年1季度，大型发电集团网际网路电量合计8745亿千瓦时，市场交易电量合计3106亿千瓦时（不不含发电权交易电量）。录：网际网路电量平均值电价，指计划电量与市场电量综合平均值电价。（一）煤电2019年1季度，大型发电集团煤电机组网际网路电量6017亿千瓦时，占到其合计网际网路电量的68.8%；市场交易电量2553亿千瓦时，煤电网际网路电量市场化率为42.4%。煤电网际网路电量平均值电价（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（不含跨区跨省市场交易）平均值电价为0.3406元/千瓦时，市场交易平均值电价较上年同期提升0.0099元/千瓦时。

分省来看，大型发电集团煤电网际网路电量市场化亲率多达40%的省区共计14个，其中，市场化亲率最低的是广西，超过了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亲率多达了50%，福建、河南、宁夏、新疆、安徽等5个省区的煤电市场化亲率多达了40%。从分省煤电交易价格来看，与标杆电价较为降幅多达0.1元/千瓦时的省份是云南省，其市场交易平均值电价分别为0.1852元/千瓦时与标杆电价比起降幅为0.1506元/千瓦时。其次，降幅多达0.05元/千瓦时的省区有青海、广东、陕西和贵州，其交易平均值电价分别为0.2429元/千瓦时、0.3889元/千瓦时、0.2916元/千瓦时、0.2935元/千瓦时。2019年1季度，大型发电集团煤电市场交易平均值电价为0.3406元/千瓦时，较去年同期提升0.0099元/千瓦时。

自2017年4季度以来，煤电市场交易平均值电价已倒数六个季度维持下跌。（二）气电2019年1季度，大型发电集团气电机组总计网际网路电量194亿千瓦时，占到其总网际网路电量的2.2%。

大型发电集团气电机组参予市场交易的省区仅有广东省，2019年1季度，广东省气电网际网路电量市场化亲率超过59.3%，市场交易电量为32亿千瓦时，平均值交易电价为0.6056元/千瓦时。（三）水电2019年1季度，大型发电集团水电机组网际网路电量1232亿千瓦时，占到其合计网际网路电量的14.1%；水电市场交易电量242亿千瓦时，水电网际网路电量市场化亲率超过19.7%；市场交易平均值电价为0.2289元/千瓦时，较上年同期减少0.0055元/千瓦时。

（四）风电2019年1季度，大型发电集团风电机组总计网际网路电量497亿千瓦时，占到其合计网际网路电量的5.7%；风电市场交易电量120亿千瓦时，风电网际网路电量市场化率为24.1%，其中跨区跨省交易电量大约51亿千瓦时，占到风电市场交易电量的比重为42.3%。2019年1季度，大型发电集团风电市场交易电量规模较小的省区分别是云南（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）；风电网际网路电量市场化亲率多达40%的省区分别是青海（90%）、云南（79.9%）、宁夏（50.3%）和甘肃（49.6%），其平均值交易电价（不含跨省跨区送来出有交易电量电价）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。

（五）光伏发电2019年1季度，大型发电集团光伏发电总计网际网路电量87亿千瓦时，占到其合计网际网路电量的1%；市场交易电量28亿千瓦时，光伏发电网际网路电量市场化率为32%，其中跨区跨省交易电量5.9亿千瓦时，占到光伏发电市场交易电量的比重为21.4%。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小的省区分别是青海（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），平均值交易电价（不含跨省跨区外送来交易）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。光伏发电网际网路电量市场化亲率多达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%）。

（六）核电2019年1季度，大型发电集团核电发电总计网际网路电量717亿千瓦时，占到其合计网际网路电量的8.2%；市场交易电量132亿千瓦时，核电网际网路电量市场化率为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予市场交易的省区共计五个，其中市场交易电量规模较小的省区分别是福建（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），平均值交易电价（不含跨省跨区送来出有交易）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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