遼寧與蒙東跨省直接撮合交易第一輪未成交
6月23日，2017年遼寧省電力用戶與蒙東地區發電企業跨省直接交易（第一筆）第一輪次交易已經結束，未能達成交易結果。用戶申報電量9 95億千瓦時，折算到發電側的交易計算電價，最大、最小、加權平均均為266元 兆瓦
6月23日，2017年遼寧省電力用戶與蒙東地區發電企業跨省直接交易（第一筆）第一輪次交易已經結束，未能達成交易結果。
用戶申報電量9.95億千瓦時，折算到發電側的交易計算電價，最大、最小、加權平均均為266元/兆瓦時。發電企業申報電量16.65億千瓦時，申報電價最大為298元/兆瓦時、最小為291元/兆瓦時、加權平均為295.58元/兆瓦時。
下午又開展第二輪次交易，參與的市場成員為未能達成交易電量或未能全部達成交易電量的跨省電力用戶和還有富余發電能力的火電企業。預計交易需求預計為9.95億千瓦時，采取撮合交易模式。每輪次電力用戶和發電企業報價段數不大于2段。
詳情如下：
關于開展2017年遼寧省電力用戶與蒙東地區發電企業跨省直接撮合交易的通知
（第一筆 第二輪）
各市場主體：
2017年遼寧省電力用戶與蒙東地區發電企業跨省直接交易（第一筆）第一輪次交易已經結束，未能達成交易結果。現將開展2017年遼寧省電力用戶與蒙東地區發電企業跨省直接交易（第一筆）第二輪次交易。具體安排如下：
一、 第一輪次交易情況通報
用戶申報電量9.95億千瓦時，折算到發電側的交易計算電價，最大、最小、加權平均均為266元/兆瓦時。
發電企業申報電量16.65億千瓦時，申報電價最大為298元/兆瓦時、最小為291元/兆瓦時、加權平均為295.58元/兆瓦時。
二、市場成員及交易需求
本次交易參與的市場成員為未能達成交易電量或未能全部達成交易電量的跨省電力用戶和還有富余發電能力的火電企業。
本次交易預計交易需求預計為9.95億千瓦時，各電力用戶的交易申報電量上限、輸配電價、網損及政府性基金和附加詳見附件一。
三、交易模式
本次交易采取撮合交易模式。每輪次電力用戶和發電企業報價段數不大于2段。
四、交易申報
1、申報電量單位為萬千瓦時、申報電價單位為元/兆瓦時。每段交易申報電量不得小于100萬千瓦時,申報電價精確到0.1元/兆瓦時。
2、電價含稅，電力用戶電價為不包括基本電價（容量電價）的電量電價，電力用戶申報電價由交易需求電價、輸配電價（省內和跨省）、網損（省內和跨省）、政府性基金及附加組成。
五、交易計算
1、用戶交易計算電價=用戶申報電價-遼寧省內輸配電價-政府性基金及附加-跨省輸配電價。
2、電力用戶按其分段交易計算電價從高到低排序,發電企業按其分段申報電價從低到高排序。根據價格排序結果，計算電力用戶交易計算電價與發電企業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。
成交價格為電力用戶交易計算電價與發電企業申報電價的平均價格 ,即:
成交價格=(電力用戶交易計算電價+發電企業申報電價 )/2。
5、價差相同時，火電企業成交電量按報價相同的各市場主體的申購容量及其權重系數進行計算，火電機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×脫硝系數×脫硫系數×除塵系數×超凈排放系數）／∑（申購容量×容量系數×脫硝系數×脫硫系數×除塵系數×超凈排放系數）
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。
六、合同電量電價
1、電力用戶
電力用戶合同電價=成交價格/（1-遼寧省內網損）/（1-跨省網損）+遼寧省內輸配電價+政府性基金及附加+跨省輸配電價
合同電量=成交電量
2、發電企業
發電企業合同電價=成交電價
發電企業合同電量=成交電量/（1-遼寧省內網損）/（1-跨省網損）
注：呼遼直流系統的輸電損耗按照原有原則處理。
七、交易時間
第一輪次：2017年6月23日14時-17時電力用戶和發電企業報價，6月27日17時前發布第一輪次交易結果。
第三輪撮合交易時間安排根據市場交易情況，在系統中予以發布。
八、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按相關規定執行（詳見附件一）。
九、其他
實際各項交易信息以網上發布的信息為準。
聯系人及聯系電話：
張 喆 024-23126787
李承東 024-23126783
馮慧麗 024-23126788
黃立陽 024-23127085
高 鵬 024-23127086
二〇一七年六月二十三日
責任編輯：電小二
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