2017上半年云南电力市场化交易分析及下半年形势预测报告

2017 年上半年云南电力市场化交易分析及下半年形势预测报告

昆明电力交易中心有限责任公司

一、摘要

2017 上半年，昆明电力交易中心认真贯彻落实电力体制改革精神，严格执行《2017 年云南电力市场化交易实施方案》，在全国首次引入月度双边协商、年度双边合同互保等交易品种，积极引导市场主体按“基准价格+浮动机制”签订中长期双边合同，有序推进云南电

力市场建设，持续提升自身服务能力水平。各市场主体理性参与市场竞争，市场能力、风险意识、契约精神不断增强。在各方的共同努力下，上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，同比增长 23.57%，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、5.55%，市场结构进一步优化，“以中长期交易为主，日前交易为补充”

的云南电力市场模式更加成熟。上半年云南电力市场化交易平均成交价格每千瓦时 0.21385 元，价格整体保持平稳，有力促进了全省经济稳增长和“三去一降一补”供给侧结构性改革。上半年省内用电量同比增长 11.06%，云南电力市场整体呈现“电量稳步增长，电价稳中缓降”的显著特点，进入“量增价降”的健康可持续发展通道。

下半年随着主汛期的到来，预计云南电力市场价格将适当有所下降，预计全年交易电量 657 亿千瓦时，同比增长 11.36%。

二、上半年基本情况

2.1 发电侧方面

2.1.1 电源装机情况

截至 2017 年 6 月底，全省发电装机(含向家坝)8514 万千瓦。其中，以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦(水电 6114 万千瓦，风电 805 万千瓦，光伏 211 万千瓦)，占比 83.7%;火电装机 1385万千瓦，占比 16.3%。

图 2.1 云南省发电装机(万千瓦)

2.1.2 全社会电力生产情况

2017 上半年，全省完成发电量 1246.26 亿千瓦时，同比(去年1058.66 亿千瓦时)增长 17.72%，其中水电 991.78 亿千瓦时，同比(去年 143.41 亿千瓦时)增长 21.77%，火电 121.68 亿千瓦时，同比(去年 143.41 亿千瓦时)降低 15.15%，风电 117.94 亿千瓦时，同比(去年 90.59 亿千瓦时)增长 30.19%，光伏 14.86 亿千瓦时，同比(去年风电, 805, 9%火电, 1385,16%水电, 6114,72%光伏, 211, 3%风电火电水电光伏10.18 亿千瓦时)增长 45.98%。

境外电厂发电量 4.71 亿千瓦时，其中，瑞丽江一级电厂发电量1.74 亿千瓦时，太平江一级电厂发电量 2.97 亿千瓦时。

2.1.3 分电源类型发电量

2017 年上半年，全网统调机组累计发电量 1085.53 亿千瓦时，同比增长 21.38%。其中，以水电为主的清洁能源发电量 1001.58 亿千瓦时，同比增长 23.95%(水电 871.61 亿千瓦时，同比增长 22.97%;风电 115.83 亿千瓦时，同比增长 29.07%;光伏 14.14 亿千瓦时，同比增长 48.47%)，清洁能源发电量占比 92.27%;火电发电量 83.95 亿千瓦时，同比减少 2.71%。

表 2.1 2017 年上半年云南统调电厂发电情况(按电源类型统计)

单位：亿千瓦时

图 2.2 云南全网统调发电情况(按电源类型统计)(亿千瓦时)

2.1.4 分流域发电量

2017 年上半年，云南统调水电发电量 871.61 亿千瓦时。其中，澜沧江流域发电量 364.69 亿千瓦时，同比增加 42.91%，占比 41.84%;长江流域发电量 331.55 亿千瓦时，同比增加 20.39%，占比 38.04%;元江流域发电量 27.55 亿千瓦时，同比减少 7.26%，占比 3.16%;伊洛瓦底江流域发电量 42.68 亿千瓦时，同比增加 10.31%，占比 4.9%;

珠江流域发电量 13.12 亿千瓦时，同比减少 22.67%，占比 1.5%;怒江流域发电量 7.68 亿千瓦时，同比增加 14.52%，占比 0.88%;其他流域(含地方小电)发电量 84.31 亿千瓦时，同比减少 2.09%，占比9.67%。

表 2.2 2017 年上半年云南统调水电发电情况(按流域统计)

单位：亿千瓦时