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山东电力交易中心12月9日发布《山东省电力现货模式下2023年年度中长期交易公告(交易-2022-12-01号)(全文见底部)
之前我们在山东电力市场2023年五大主要变化(详情点击)一文提过,山东自2021年12月启动现货连续试结算以来,2022年就没有了年度和季度交易,中长期交易剩下的是月度双边、竞价和月内转让、竞价。根据2023年方案,年度交易依然组织,但顺序不是我们熟悉的“先双边,再竞价”,而是“先竞价,再双边”。根据本次交易公告,时间安排如下:
竞价在12月14日,有2小时申报时间(可申报可撤回);当买方报价和卖方报价的价差为负值时不能成交,交易对价差为正值或零时成交,价差大的交易对优先成交;申报价格相同时,申报时间较早的优先成交,申报时间以系统记录时间为准。
(来源:微信公众号“享能汇” 作者:享能汇工作室)
双边在12月15日、16日。购售双方在交易平台上申报电量和价格等信息,另一方确认后生效。
年度集中竞价、年度双边协商交易不再另行签订合同,以交易中心发布的成交结果作为结算依据。
省内人士提醒:先竞价再双边,售电公司这两天可得与谈好的电厂抓紧再确认电量!别现在说好了,到申报的时候,量又不够买。
同时公告发布了两个合约分解规定:
1. 年度竞价交易曲线分解。交易标的:2023年1月至12月的市场合约电量,按月分别申报,共12支交易标的,每支交易标的为每个月市场合约电量。每支交易标的月分日电量采用直线分解,日分时电量采用D1Y曲线分解。”
享能汇转制如下:
2.2023年政府授权中长期合同电量分月占比——为预测值,仅用于年度交易可申报电量额度计算,实际政府授权中长期合同电量以每月交易公告为准。(下图为享能汇转制):
省内人士认为:山东省内政府授权合约是分配给风电、光伏以及核电的,从2022年价格上看,其成交的中长期价格,要高于现货平均价格。而目前政府授权合约存在的最大问题,依然是与用电规律不匹配。
通知原文如下:
各相关市场主体:
按照《关于做好2023年全省电力中长期和零售合同签订工 作的通知》(鲁发改经体〔2022〕958号)要求,山东电力交易 中心有限公司定于近期开展山东省电力现货模式下2023年年度
中长期交易,相关事项公告如下。
一、市场主体
在山东电力交易平台完成注册、具有交易资格的市场化发电 企业、售电公司、批发用户可参与年度集中竞价交易和年度双边 协商交易;电网企业代理购电可参与年度集中竞价交易,不参与年度双边协商交易。
二、2023年年度集中竞价交易
1.申报时间:12 月14日8:30至10:30;期间,可以提交申报,也可以撤销申报。撮合时间:12 月14日10:30至10:35。
2.交易标的:2023 年1月至12月的市场合约电量,按月分别申报,共12支交易标的,每支交易标的为每个月市场合约电量。每支交易标的月分日电量采用直线分解,日分时电量采用D1Y曲线(详见附件1)分解。
3.申报方式及要求
市场化发电企业仅可作为卖方申报,售电公司、批发用户、电网企业代理购电仅可作为买方申报。市场化发电企业按月分别 申报需要卖出的电量和价格;售电公司、批发用户按月分别申报 买入的电量和价格;电网企业代理购电按月分别申报买入的电量,不申报价格。最小申报电量为10兆瓦时。在此基础上,以基本单位电量 (10兆瓦时)的整数倍增加。申报的电量分解到分时的最小颗粒度为0.001兆瓦时。
4.约束条件
( 1 ) 电量约束
发电侧每月最大申报电量=发电机组装机容量×月度可用发电小时数×1.2; 用电侧每月最大申报电量=每月可交易额度-政府授权中长期合同当月预测电量-跨省区交易当月电量。
批发用户月度可交易额度为其近12个月总用电量均分至各月。售电公司月度可交易额度根据其缴纳的履约担保金额计算(即缴纳的履约担保金额除以0.8分/千瓦时后均分至各月)。政府授权中长期合同当月预测电量=每月可交易额度×政府授权中长期合同电量当月预测占比(详见附件2)。
( 2 ) 价 格 约 束
交易申报价格上限374.8元/兆瓦时,下限216.8元/兆瓦时。交易标的申报价格的最小单位为0. 1元/兆瓦时。
5.出清机制
本次年度集中竞价交易只组织集合竞价。每支交易标的中,当买方报价和卖方报价的价差为负值时不能成交,交易对价差为正值或零时成交,价差大的交易对优先成交;申报价格相同时,申报时间较早的优先成交,申报时间以系统记录时间为准。
交易对价差=买方申报价格-卖方申报价格。以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值,作为该交易标的的统一成交价格。
三、2023年年度双边协商交易
1.交易时间:12 月15日09:00至12月16日15:00。
2.交易标的:2023年1月 1日 至 12月31日的市场合约电量,按日分别申报。交易采用自定义分解曲线,须签订分时价格。
3.申报方式及要求
市场化发电企业仅可作为卖方申报,售电公司、批发用户仅可作为买方申报。卖方或买方按照要求在交易平台上申报电量和价格等信息,另一方确认后生效。最小申报电量为10兆瓦时。在此基础上,以基本单位电量 (1兆瓦时)的整数倍增加。申报电量分解到分时的最小颗粒度为0.001兆瓦时。
4.约束条件
( 1 ) 电 量 约 束
发电侧每月最大申报电量=发电机组装机容量×月度可用。发电小时数×1.2- 已成交的年度集中竞价交易当月电量。
发电侧每小时最大申报电量=机组额定运行状态下可发电量- 已成交的年度集中竞价交易分时电量。
用电侧每月最大申报电量=每月可交易额度-政府授权中长 期合同当月预测电量-跨省区交易当月电量-年度集中竞价交易当月电量。
( 2 ) 价 格 约 束
交易申报分时价格上限1300元/兆瓦时,下限-80元/兆瓦时。交易标的申报价格的最小单位为0. 1元/兆瓦时。
四、交易合同
年度集中竞价、年度双边协商交易不再另行签订合同,以交易中心发布的成交结果作为结算依据。
五、交易关口
发用电企业交易结算关口保持既有关口不变。
六、其他事项
1.直调公用电厂以机组为交易单元参与交易。并网自备电 厂、地方公用电厂、集中式新能源电站(不含扶贫光伏)以厂(场) 站为交易单元参与交易。售电公司和批发用户以法人单位为交易
单元参与市场交易。
2.经政府主管部门同意,综合考虑去年同期集中式新能源发 电情况,2023年年度交易时,火电机组月度可用发电小时数统 一设置为500小时,陆上集中式风电月度可用发电小时数统一设 置为300小时,海上集中式风电月度可用发电小时数统一设置为350 小时,集中式光伏月度可用发电小时数统一设置为200小时。
3.2023年政府授权中长期合同电量分月占比为预测值,仅用于年度交易可申报电量额度计算,实际政府授权中长期合同电量以每月交易公告为准。
4.直接参与电力市场的用户(含售电公司和批发用户),2023 年年度及以上中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值 的80%;燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%。售电公司、批发用户中长期交易电量包含政府授权中长期合同电量、跨省区交易电量和省内中长期交易电量。
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