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蒙东2019年10月电力用户与新能源企业直接交易:9月16日17:00前完成预申报(附企业名单)

北极星售电网  来源:蒙东电力交易中心    2019/9/16 11:35:03  我要投稿  

北极星售电网讯:北极星售电网获悉,近日蒙东电力交易中心开展10月份电力用户与新能源企业直接交易,新能源企业参与市场化交易最低保护价格为蒙东地区火电标杆上网电价的40%。220千伏输配电价损耗率为0.98%、110(66)千伏输配电价损耗率为2.32%。线损折价按照220千伏、110(66)千伏每千瓦时分别为0.3分、0.7分执行。9月16日17:00时前,所有参与本次交易的直接交易用户和售电公司预申报2019年10月份用电量。详情如下:

依据《国家能源局东北监管局内蒙古自治区经济和信 息化委员会 内蒙古自治区发展和改革委员会关于印发<内蒙古东部地区电力中长期交易规则(暂行)>的通知》(东北监能市场〔2017〕195号)《内蒙古自治区发展和改革委 工业和信息化厅 关于进一步推进蒙东电网大工业用电输配电价改革和市场化交易的通知》(内发改价字﹝2018﹞1574号)《关于做好2019年蒙东地区电力直接交易市场交易工作有关事宜的通知》(内工信经运字〔2019〕146号)等文件有关规定,现组织开展2019年10月份蒙东地区电力用户与新能源企业直接交易,具体安排如下:

一、售电方:蒙东地区持有发电业务许可证的新能源企业(不含分散式风电、分布式光伏、扶贫光伏),名单详见附件1、附件2。

二、购电方:8月31日前完成市场注册,经公示后由自治区工信厅确定的蒙东地区用电企业。在蒙东交易中心完成市场注册、承诺、公示和备案的售电公司。名单详见附件3、4。

三、输电方:国网内蒙古东部电力有限公司。

四、交易电量执行时间:2019年10月1日至2019年10月31日。

五、交易电量:按照2018年蒙东地区电力用户同期用电情况及新能源交易电量配置比例测算,10月份新能源交易规模预计约4.5亿千瓦时。新能源交易电量配置比例见附件3。

六、交易通道和关口:蒙东电网。

七、结算方式:月度交易电量按月结算,交易电量执行偏差按有关规定进行考核。

八、交易方式及交易申报

1.电量申报、出清单位为兆瓦时MWh(1兆瓦时=1000千瓦时),电价申报、出清单位为元/兆瓦时,电价精确到0.001元/兆瓦时,

2.本次交易申报电量为购电方购网电量,申报电价为售电方上网电价。售电方上网电价含税,经折算至购电方电价含税,为电度电价。

3.本次交易采取双边协商和集中竞价两种交易方式,先开展双边协商交易,后开展集中竞价交易。

双边协商方式:购电方及售电方经协商并达成一致意见后,购电方登录蒙东电力交易平台根据协商结果申报交易电量和交易电价,售电方对购电方申报数据进行确认。

集中竞价方式:采用统一出清边际电价法,购售双方通过电力交易平台申报电量、价格等信息,以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。购售双方可多段申报电量、电价报价,但不得超过3段。

边际电价出情方法:

①购电方按其分段申报电价从高到低排序形成购电方申报曲线,当价格相同时,按“时间优先”的顺序依次分配成交电量;当以上条件均相同时,按申报电量等比例分配成交电量。

②售电方按其分段申报电价从低到高排序形成售电方申报曲线。当价格相同时,按照时间优先的顺序排序;当以上条件均相同时,按申报电量等比例分配成交电量。

③当购电方申报曲线与售电方申报曲线有交叉,交叉点对应的价格为边际出清价格。折算后的售电方报价低于边际出清价格的售电方申报电量,以及折算后的购电方报价高于边际出清价格的购电方申报电量均成交。如果等于边际出清价格的购电方申报电量与售电方申报电量不相等,按照较小的申报电量成交。

九、合同电量及电价

1.购电方

合同电量=交易电量

合同电价=成交价格+线损折价+输配电价+政府基金及附加

交易出清结果不计算倒阶梯补贴电价,在结算阶段按照用户实际用电量统筹考虑计算。

2.售电方

合同电量=交易电量/(1-线损率)

合同电价=交易电价

3.输电价格

输配电价按照《内蒙古自治区发展和改革委工业和信息化厅 关于进一步推进蒙东电网大工业用电输配电价改革和市场化交易的通知》(内发改价字﹝2018﹞1574号)文件有关规定执行。1-10千伏为0.1534元/千瓦时、35千伏为0.1464元/千瓦时、110(66)千伏为0.1元/千瓦时、220千伏为0.081元/千瓦时。35千伏及以下输配电价含线损及交叉补贴、66千伏及以上输配电价不含线损及交叉补贴。

4.倒阶梯补贴

倒阶梯补贴电价按照《内蒙古自治区发展和改革委工业和信息化厅 关于进一步推进蒙东电网大工业用电输配电价改革和市场化交易的通知》(内发改价字﹝2018﹞1574号)文件规定执行。

5.线损

线损按照《内蒙古自治区发展改革和改革委员会转发国家发展改革委办公厅核对内蒙古东部电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的通知》(内发改价字﹝2014﹞230号)文件有关规定执行。220千伏输配电价损耗率为0.98%、110(66)千伏输配电价损耗率为2.32%。线损折价按照220千伏、110(66)千伏每千瓦时分别为0.3分、0.7分执行。

6.政府基金

政府性基金及附加按国家有关规定执行,为42.425元/兆瓦时。

7.交易执行期间,如遇国家价格政策调整,则交易价格按照有关价格政策规定协商调整。

十、交易限价

新能源企业参与市场化交易最低保护价格为蒙东地区火电标杆上网电价的40%。

十一、安全校核

1.交易结果经安全校核时,如因售电方发电能力、电网输电能力、电网运行方式影响交易结果,需调减相应售电方交易电量,则按照相关售电方与购电方的无约束交易电量等比例调减相关售电方及购电方的成交结果。

2.交易结果通过电网调控中心安全校核并经政府监管部门审核通过后,由蒙东电力交易中心在交易平台上发布。相关市场主体对交易结果有异议的,应当在结果发布当日向电力交易机构提出,由蒙东交易中心会同电网调控中心在当日给予解释。

十二、合同签订

为保证合同签订高效,服务好参与市场交易的各方权益,本次交易合同采用“交易承诺书+交易公告+交易结果”电子化形式,市场主体在参与交易时,在交易平台仔细阅读交易公告、交易承诺书,履行确认流程后方可参与交易。本次交易的交易电量、电价等以蒙东电力交易中心交易平台发布的通过安全校核的交易结果为准。交易结果一经发布,电子合同即为成立,一般情况下,各方不再另行签订纸质形式的交易合同。交易承诺书中权利义务、电量电费结算等相关约定对交易主体具有法律约束力。

十三、其他事宜

1.本交易公告仅限于参与此次交易的市场主体获悉。对本交易公告全部或部分内容,其他个人或组织不得以任何形式或手段转载、转帖或发布,蒙东电力交易中心保留追究法律责任的权利。

2.售电公司代理电力用户时,需先到蒙东电力交易平台办理售电公司与电力用户绑定手续后,方可参与交易。

3.交易达成后,请电力用户(含直接交易用户和零售用户)尽快到当地营业厅业扩窗口办理市场化客户关系确认,零售用户需上传与供电公司、售电公司签订的三方协议,避免影响电费发行。

4.其它未尽事宜,参照相关交易相关规则、规定执行。

十四、交易时间安排

1.9月16日17:00时前,所有参与本次交易的直接交易用户和售电公司均需在蒙东电力交易平台上预申报2019年10月份用电量。

2.9月17日9:00时-9月20日17:00时,市场主体登录蒙东电力交易中心交易平台(https://pmos.md.sgcc.com.cn),进行双边协商交易申报和确认。

4.9月23日17:00时前,完成双边协商交易安全校核,并发布结果。

3.9月24日9:00时-17:00时,市场主体登录蒙东电力交易中心交易平台(https://pmos.md.sgcc.com.cn),进行集中竞价交易申报。

4.9月26日17:00时前,完成集中竞价交易安全校核,并发布结果。

十五、联系方式

蒙东电力交易中心

刘长玺 (交易方式咨询) 0471-6215072

包力 (交易方式咨询) 0471-6215091

王浩行 (交易方式咨询) 0471-6215693

李天野 (市场注册咨询) 0471-6215090

王珏 (平台应用咨询) 0471-6216019

刘满 (平台应用咨询) 0471-6216431

陈丽英 (平台应用咨询) 0471-6216467

内蒙古东部电力交易中心有限公司

2019年9月12日

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