有意思的4季度蒙東直接交易情況撮合
有意思的4季度蒙東直接交易情況撮合
10月31日,北京電力交易中心發(fā)布《2017年4季度蒙古東部地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易情況(第一輪)》 ,電力用戶申報交易需求電量合計為10.7億千瓦時,發(fā)電企業(yè)申報交易電量合計為13.6億千瓦時,本次撮合交易成交電量0.22億千瓦時,最高成交電價280.85元/兆瓦時(成交段),最低成交電價280.35元/兆瓦時(成交段),加權(quán)平均成交電價280.57元/兆瓦時(發(fā)電側(cè))。
據(jù)了解,4季度蒙東地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接撮合交易(第二輪),2017年10月31日14:30時-16:30時電力用戶和發(fā)電企業(yè)申報數(shù)據(jù),11月3日16時前發(fā)布本次交易結(jié)果,用電需求預(yù)計為10.48億千瓦時。 2017年4季度蒙古東部地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè) 直接交易情況(第一輪) 一、 電力用戶申報情況 電力用戶申報交易需求電量合計為10.7億千瓦時。折算到電廠側(cè)的最高申報電價281.7元/兆瓦時,最低申報電價240.8元/兆瓦時,加權(quán)平均申報電價270.3元/兆瓦時。 二、 發(fā)電企業(yè)申報情況 發(fā)電企業(yè)申報交易電量合計為13.6億千瓦時。最高申報電價283元/兆瓦時,最低申報電價279元/兆瓦時,加權(quán)平均申報電價282.5元/兆瓦時。 三、 撮合交易成交情況 本次撮合交易成交電量0.22億千瓦時。 電力用戶成交的最低申報電價281.7元/兆瓦時(折算到發(fā)電側(cè)、報價段),發(fā)電企業(yè)成交的最高申報電價280元/兆瓦時(報價段)。 最高成交電價280.85元/兆瓦時(成交段),最低成交電價280.35元/兆瓦時(成交段),加權(quán)平均成交電價280.57元/兆瓦時(發(fā)電側(cè))。
各市場主體: 2017年4季度蒙東地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接撮合交易第一輪次已經(jīng)結(jié)束,達(dá)成交易電量0.22億千瓦時。現(xiàn)決定繼續(xù)開展第二輪次交易,交易原則及辦法按照東北能源監(jiān)管局和內(nèi)蒙古經(jīng)信委有關(guān)規(guī)定執(zhí)行,具體安排如下:
一、市場成員及交易需求 本次交易參與的市場成員為經(jīng)政府有關(guān)部門核準(zhǔn)的電力用戶和火電企業(yè)。 本次交易用電需求預(yù)計為10.48億千瓦時,各電力用戶申報的電量扣除第一輪次交易結(jié)果后的剩余4季度交易用電需求。
二、交易模式 1、本次交易采取撮合交易模式。電力用戶和發(fā)電企業(yè)報價段數(shù)不大于2段。 2、本次交易不設(shè)置用戶申報電價限值和發(fā)電企業(yè)申報電價限值。 3、本次交易不設(shè)置撮合交易成交比例限值。電力用戶按其分段交易計算電價(用戶申報電價扣減輸配電價和政府性基金及附加)從高到低排序,發(fā)電企業(yè)按其分段申報電價從低到高排序。根據(jù)價格排序結(jié)果,計算電力用戶交易計算電價與發(fā)電企業(yè)申報電價之間的價差。雙方按照價差從大到小順序匹配成交,直至價差為零。 4、本次交易不設(shè)置發(fā)電企業(yè)成交電量比例限制。 5、對于報價相同的,用電企業(yè)按照用電電壓等級高低順序成交;火電企業(yè)成交電量按報價相同的各市場主體的申購容量及其權(quán)重系數(shù)進(jìn)行計算,火電機(jī)組每申報單元成交電量的計算公式為: 成交電量=報價相同的本段電量×(申購容量×容量系數(shù)×脫硝系數(shù)×脫硫系數(shù)×除塵系數(shù)×超凈排放系數(shù))/∑(申購容量×容量系數(shù)×脫硝系數(shù)×脫硫系數(shù)×除塵系數(shù)×超凈排放系數(shù)) 如申報單元計算電量值大于其申購電量時,按申購電量成交,其中差值再行計算。 6、對于安全校核約束上發(fā)電企業(yè)(或發(fā)電機(jī)組交易單元),成交電量為其最低電量限值;成交價格為:具備成交條件的,按其與電力用戶的交易價格;不具備成交條件的,按當(dāng)輪次其對應(yīng)的約束下發(fā)電企業(yè)交易價格確定。
三、交易周期 2017年10月1日至2017年12月31日。
四、交易申報時間 第二輪次:2017年10月31日14:30時-16:30時電力用戶和發(fā)電企業(yè)申報數(shù)據(jù),11月3日16時前發(fā)布本次交易結(jié)果。 第三輪次申報時間詳見平臺后期發(fā)布的公告。
五、輸配電價和政府性基金 電力用戶輸配電價和政府性基金收費(fèi)按相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 六、交易申報注意事項(xiàng) 一是:申報量綱為萬千瓦時、元/兆瓦時(保留小數(shù)點(diǎn)后兩位); 二是:電價含稅,電力用戶電價為未含基本電價(容量電價)的電量電價,電力用戶申報電價包含輸電電價、政府性基金; 三是:市場主體申報數(shù)據(jù)可分為兩段,但每段的申報電量不小于100萬千瓦時,
六、其他 實(shí)際各項(xiàng)交易信息以網(wǎng)上發(fā)布的信息為準(zhǔn)。
二〇一七年十月三十一日
據(jù)了解,4季度蒙東地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接撮合交易(第二輪),2017年10月31日14:30時-16:30時電力用戶和發(fā)電企業(yè)申報數(shù)據(jù),11月3日16時前發(fā)布本次交易結(jié)果,用電需求預(yù)計為10.48億千瓦時。 2017年4季度蒙古東部地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè) 直接交易情況(第一輪) 一、 電力用戶申報情況 電力用戶申報交易需求電量合計為10.7億千瓦時。折算到電廠側(cè)的最高申報電價281.7元/兆瓦時,最低申報電價240.8元/兆瓦時,加權(quán)平均申報電價270.3元/兆瓦時。 二、 發(fā)電企業(yè)申報情況 發(fā)電企業(yè)申報交易電量合計為13.6億千瓦時。最高申報電價283元/兆瓦時,最低申報電價279元/兆瓦時,加權(quán)平均申報電價282.5元/兆瓦時。 三、 撮合交易成交情況 本次撮合交易成交電量0.22億千瓦時。 電力用戶成交的最低申報電價281.7元/兆瓦時(折算到發(fā)電側(cè)、報價段),發(fā)電企業(yè)成交的最高申報電價280元/兆瓦時(報價段)。 最高成交電價280.85元/兆瓦時(成交段),最低成交電價280.35元/兆瓦時(成交段),加權(quán)平均成交電價280.57元/兆瓦時(發(fā)電側(cè))。
二〇一七年十月三十一日 關(guān)于開展2017年4季度蒙東地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè) 直接撮合交易的通知 (第二輪)
各市場主體: 2017年4季度蒙東地區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接撮合交易第一輪次已經(jīng)結(jié)束,達(dá)成交易電量0.22億千瓦時。現(xiàn)決定繼續(xù)開展第二輪次交易,交易原則及辦法按照東北能源監(jiān)管局和內(nèi)蒙古經(jīng)信委有關(guān)規(guī)定執(zhí)行,具體安排如下:
一、市場成員及交易需求 本次交易參與的市場成員為經(jīng)政府有關(guān)部門核準(zhǔn)的電力用戶和火電企業(yè)。 本次交易用電需求預(yù)計為10.48億千瓦時,各電力用戶申報的電量扣除第一輪次交易結(jié)果后的剩余4季度交易用電需求。
二、交易模式 1、本次交易采取撮合交易模式。電力用戶和發(fā)電企業(yè)報價段數(shù)不大于2段。 2、本次交易不設(shè)置用戶申報電價限值和發(fā)電企業(yè)申報電價限值。 3、本次交易不設(shè)置撮合交易成交比例限值。電力用戶按其分段交易計算電價(用戶申報電價扣減輸配電價和政府性基金及附加)從高到低排序,發(fā)電企業(yè)按其分段申報電價從低到高排序。根據(jù)價格排序結(jié)果,計算電力用戶交易計算電價與發(fā)電企業(yè)申報電價之間的價差。雙方按照價差從大到小順序匹配成交,直至價差為零。 4、本次交易不設(shè)置發(fā)電企業(yè)成交電量比例限制。 5、對于報價相同的,用電企業(yè)按照用電電壓等級高低順序成交;火電企業(yè)成交電量按報價相同的各市場主體的申購容量及其權(quán)重系數(shù)進(jìn)行計算,火電機(jī)組每申報單元成交電量的計算公式為: 成交電量=報價相同的本段電量×(申購容量×容量系數(shù)×脫硝系數(shù)×脫硫系數(shù)×除塵系數(shù)×超凈排放系數(shù))/∑(申購容量×容量系數(shù)×脫硝系數(shù)×脫硫系數(shù)×除塵系數(shù)×超凈排放系數(shù)) 如申報單元計算電量值大于其申購電量時,按申購電量成交,其中差值再行計算。 6、對于安全校核約束上發(fā)電企業(yè)(或發(fā)電機(jī)組交易單元),成交電量為其最低電量限值;成交價格為:具備成交條件的,按其與電力用戶的交易價格;不具備成交條件的,按當(dāng)輪次其對應(yīng)的約束下發(fā)電企業(yè)交易價格確定。
三、交易周期 2017年10月1日至2017年12月31日。
四、交易申報時間 第二輪次:2017年10月31日14:30時-16:30時電力用戶和發(fā)電企業(yè)申報數(shù)據(jù),11月3日16時前發(fā)布本次交易結(jié)果。 第三輪次申報時間詳見平臺后期發(fā)布的公告。
五、輸配電價和政府性基金 電力用戶輸配電價和政府性基金收費(fèi)按相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 六、交易申報注意事項(xiàng) 一是:申報量綱為萬千瓦時、元/兆瓦時(保留小數(shù)點(diǎn)后兩位); 二是:電價含稅,電力用戶電價為未含基本電價(容量電價)的電量電價,電力用戶申報電價包含輸電電價、政府性基金; 三是:市場主體申報數(shù)據(jù)可分為兩段,但每段的申報電量不小于100萬千瓦時,
六、其他 實(shí)際各項(xiàng)交易信息以網(wǎng)上發(fā)布的信息為準(zhǔn)。
二〇一七年十月三十一日
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