有意思的4季度蒙东直接交易情况撮合

2017-10-31 17:54:59 大云网　点击量：评论 (0)

有意思的4季度蒙东直接交易情况撮合

10月31日，北京电力交易中心发布《2017年4季度蒙古东部地区电力用户与发电企业直接交易情况(第一轮)》，电力用户申报交易需求电量合计为10.7亿千瓦时，发电企业申报交易电量合计为13.6亿千瓦时，本次撮合交易成交电量0.22亿千瓦时，最高成交电价280.85元/兆瓦时(成交段)，最低成交电价280.35元/兆瓦时(成交段)，加权平均成交电价280.57元/兆瓦时(发电侧)。

据了解，4季度蒙东地区电力用户与发电企业直接撮合交易(第二轮)，2017年10月31日14:30时-16:30时电力用户和发电企业申报数据，11月3日16时前发布本次交易结果，用电需求预计为10.48亿千瓦时。 2017年4季度蒙古东部地区电力用户与发电企业直接交易情况(第一轮) 一、电力用户申报情况电力用户申报交易需求电量合计为10.7亿千瓦时。折算到电厂侧的最高申报电价281.7元/兆瓦时，最低申报电价240.8元/兆瓦时，加权平均申报电价270.3元/兆瓦时。二、发电企业申报情况发电企业申报交易电量合计为13.6亿千瓦时。最高申报电价283元/兆瓦时，最低申报电价279元/兆瓦时，加权平均申报电价282.5元/兆瓦时。三、撮合交易成交情况本次撮合交易成交电量0.22亿千瓦时。电力用户成交的最低申报电价281.7元/兆瓦时(折算到发电侧、报价段)，发电企业成交的最高申报电价280元/兆瓦时(报价段)。最高成交电价280.85元/兆瓦时(成交段)，最低成交电价280.35元/兆瓦时(成交段)，加权平均成交电价280.57元/兆瓦时(发电侧)。

二〇一七年十月三十一日关于开展2017年4季度蒙东地区电力用户与发电企业直接撮合交易的通知 (第二轮)

各市场主体： 2017年4季度蒙东地区电力用户与发电企业直接撮合交易第一轮次已经结束，达成交易电量0.22亿千瓦时。现决定继续开展第二轮次交易，交易原则及办法按照东北能源监管局和内蒙古经信委有关规定执行，具体安排如下：

一、市场成员及交易需求本次交易参与的市场成员为经政府有关部门核准的电力用户和火电企业。本次交易用电需求预计为10.48亿千瓦时，各电力用户申报的电量扣除第一轮次交易结果后的剩余4季度交易用电需求。

二、交易模式 1、本次交易采取撮合交易模式。电力用户和发电企业报价段数不大于2段。 2、本次交易不设置用户申报电价限值和发电企业申报电价限值。 3、本次交易不设置撮合交易成交比例限值。电力用户按其分段交易计算电价(用户申报电价扣减输配电价和政府性基金及附加)从高到低排序,发电企业按其分段申报电价从低到高排序。根据价格排序结果，计算电力用户交易计算电价与发电企业申报电价之间的价差。双方按照价差从大到小顺序匹配成交,直至价差为零。 4、本次交易不设置发电企业成交电量比例限制。 5、对于报价相同的，用电企业按照用电电压等级高低顺序成交;火电企业成交电量按报价相同的各市场主体的申购容量及其权重系数进行计算，火电机组每申报单元成交电量的计算公式为：成交电量=报价相同的本段电量×(申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数×除尘系数×超净排放系数)/∑(申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数×除尘系数×超净排放系数) 如申报单元计算电量值大于其申购电量时，按申购电量成交，其中差值再行计算。 6、对于安全校核约束上发电企业(或发电机组交易单元)，成交电量为其最低电量限值;成交价格为：具备成交条件的，按其与电力用户的交易价格;不具备成交条件的，按当轮次其对应的约束下发电企业交易价格确定。

三、交易周期 2017年10月1日至2017年12月31日。

四、交易申报时间第二轮次：2017年10月31日14:30时-16:30时电力用户和发电企业申报数据，11月3日16时前发布本次交易结果。第三轮次申报时间详见平台后期发布的公告。

五、输配电价和政府性基金电力用户输配电价和政府性基金收费按相关规定执行。六、交易申报注意事项一是：申报量纲为万千瓦时、元/兆瓦时(保留小数点后两位); 二是：电价含税，电力用户电价为未含基本电价(容量电价)的电量电价，电力用户申报电价包含输电电价、政府性基金; 三是：市场主体申报数据可分为两段，但每段的申报电量不小于100万千瓦时，

六、其他实际各项交易信息以网上发布的信息为准。

二〇一七年十月三十一日