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2018 年年度电力直接交易 1 号公告

发布时间:2018-04-20 浏览量:4630次

 

四川电力交易中心有限公司

 

川电交易司公告 2018-01 号

 

 

 

2018 年年度电力直接交易 1 号公告

 

 

 

 各市场主体:

    根据《关于印发<四川省 2018 年省内电力市场化交易实施方案>的通知》(川经信电力〔2018〕 29 号)、《关于印发 <2018 年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划>的通知》(川经信电力函〔2018〕115 号)、《关于印发<四川省售电公司参与电力市场交易指导意见(暂行)>的通知》(川经信电力〔2018〕39 号)、《关于印发<2018 年四川电力交易指导意见>的通知》(川监能市场〔2018〕40 号)、《关于印发 < 四川省售电公司运营管理办法>的通知》(川发改能源〔2018〕176)的相关要求,现开展 2018 年直接交易年度交易,有关事项公告如下:

    一、市场主体范围

    (一)用电主体

    《关于印发<四川省 2018 年省内电力市场化交易实施方案>的通知》(川经信电力〔2018〕 29 号)附件“四川省 2018 年直接交易用户名单”中所列用户在四川电力交易中心有限公司(以下简称“交易中心”)注册后可参与本次交易,名单所列园区内可参与直接交易用户按照《关于同意调整宜宾罗龙工业园区电力直接交易名单的函》(川经信电力函〔2018〕105 号)、《关于 2018 年有关工业园区直接交易用户名单的函》(川经信电力函〔2018〕161 号)执行。独立地方电网在交易中心注册后,可作为一个购电主体参与市场化交易。多个独立地方电网企业属于同一企业集团的,可作为一个购电主体参与市场化交易。年网购用电量 500 万千瓦时以

下用户必须通过售电公司参与电力市场,开展零售交易。

    (二)发电主体

    二滩电厂留川部分、2017 年底之前并入四川主网的统调统分水电企业。其中多年调水电站(包括布西梯级、水牛家、瓦屋山、冶勒和栗子坪)及亭子口、宝珠寺、大桥不参与直接交易。龚嘴、铜街子、南桠河不参与年度常规直接交易。

    火电由四川电力交易中心按相关政策文件的要求在结算前配置,火电企业不参与交易,每月火电配置价格将另行公告。

    风电、光伏发电企业可按政府相关文件要求参与直接交易。

    (三)售电公司

    已在四川电力交易中心注册并公示生效的售电公司,可参与年度交易。售电公司资产总额 2000 万元(含)-1 亿元(不含)的,年售电量不超过 30 亿千瓦时;资产总额 1 亿元(含)至 2 亿元(不含)的,年售电量不超过 60 亿千瓦时;资产总额 2 亿元及以上的,售电量不受限制。 

    二、年度交易安排

    (一)用户绑定及年度双边协商交易

    1.交易合同、入市承诺书提交

    4 月 17 日至 5 月 4 日,每日 9:00-17:00,市场主体提交交易合同、入市承诺书。

    1)交易合同。包括《电力用户与发电企业年度双边交易购售电合同》(以下简称“用户批发合同”)、《售电公司与发电企业年度双边交易购售电合同》(以下简称“售电公司批发合同”)、《售电公司与电力用户购售电合同》(以下简称“零售合同”),所有合同均须由法定代表人/授权代理人签字并加盖单位公章方有效。未按照交易中心发布的试行文本签订的合同无效。

    2)入市承诺书。请各市场主体登陆四川电力交易网站“政策法规”栏中下载《四川电力市场主体入市承诺书》,由法定代表人/授权代理人签字并加盖单位公章。

    3)资料提交要求。由发电企业汇总并提交签订的《用户批发合同》、《售电公司批发合同》以及相关电厂的《入市承诺书》。由售电公司汇总并提交与零售用户签订的《零售合同》以及其代理零售用户的《入市承诺书》。直接交易用户自行提交《入市承诺书》。上述资料统一放入纸质资料袋密封,封面写明提交资料的发电企业/售电公司/电力用户名称,并注明各类资料份数,在密封处加盖本单位公章提交至交易大厅,并双方签字确认。

特别提醒:超过 2018 5 4 日 17:00,交易中心停止受理市场主体交易合同、入市承诺书提交。未提交的

市场主体视其为放弃参与 2018 年年度市场交易。

    2.履约保函提交

    1)履约保函提交要求。按照《四川省售电公司运营管理办法》要求,2018 年开始对售电公司实行履约保函制度。售电公司以国网四川省电力公司为受益人,参照标准格式(可在四川电力交易网站“政策法规”栏下载)向国有商业银行或全国性股份制商业银行申请开具履约保函。履约保函有效期与年度交易周期一致,为一个自然年。售电公司可自行选择按年度和季度两种方式向交易中心提交履约保函,履约保函额度与售电公司零售市场签约总电量挂钩。

 

单位:亿千瓦时、万元

 

 

按年度提交履约保函

 

按季度提交履约保函

 

 

 

 

 

 

 

申报年度售电规模

额度

申报季度售电规模

额度

 

 

 

 

 

 

申报年度售电规模≤6

200

申报季度售电规模≤1.5

50

 

6<申报年度售电规模≤12

400

1.5<申报季度售电规模≤3

100

 

12<申报年度售电规模≤18

600

3<申报季度售电规模≤4.5

150

 

18<申报年度售电规模≤24

800

4.5<申报季度售电规模≤6

200

 

24<申报年度售电规模≤30

1000

6<申报季度售电规模≤7.5

250

 

30<申报年度售电规模≤36

1200

7.5<申报季度售电规模≤9

300

 

36<申报年度售电规模≤42

1400

9<申报季度售电规模≤10.5

350

 

42<申报年度售电规模≤48

1600

10.5<申报季度售电规模≤12

400

 

48<申报年度售电规模≤54

1800

12<申报季度售电规模≤13.5

450

 

54<申报年度售电规模

2000

13.5<申报季度售电规模

500

 

    2)银行保函提交时间。由于该办法 4 月中旬才印发,按照四川省能源局意见,给予售电公司一个月的履约保函提交时间。按照此要求,售电公司提交履约保函的时间为:5

月 15 900-17:00。交易中心于 5 18 日公示保函核查结果。

特别提醒:

    1)交易中心暂不接受国有商业银行和全国性股份制商业银行以外的其他银行开具的履约保函。

    2)售电公司逾期未提交履约保函或提交的保函额度低于其代理电量规模所对应的额度,售电公司所签订的《售电公司批发合同》和《零售合同》全部作废。

    3.合规性初步审核及用户绑定。

    5 月 5 日至 5 月 6 日,交易中心统一启封市场主体提交的相关资料,进行合规性初步审核,并根据通过合规初步审核的交易合同,在交易系统建立发电企业与售电公司、直接交易用户的购售电关系,绑定售电公司与零售用户。绑定后交易系统自动为各售电公司、直接交易用户设置交易单元。

    交易中心在 5 月 7 日发布所有未通过合规性审核市场主体的名单,市场主体可登录平台查询。若直接交易用户需拆分交易单元,需于当日内在交易系统进行申报,逾期不予办理。售电公司不可拆分交易单元。

    特别提醒:发生以下情况,相关交易合同视为无效,退回市场主体。

    1)未按交易中心发布的试行文本签订的合同;

    2)售电公司与零售用户签订到户电价;

    3)售电公司与零售用户签订电价为范围值的;

    4)常规直接交易水电电价超过限价范围的;

    5)未提交《入市承诺书》;

    6)用户同时与多家售电公司签订《零售合同》的;

    7)用户既与售电公司签订《零售合同》,又与发电企业签订《用户批发合同》的。

    4.交易合同系统申报确认

    5 月 7 日 10:00 至 5 月 9 日 23:59,通过合规性初步审核并已在交易系统建立购售电关系的市场主体进行系统申报。

    1)零售市场交易确认。售电公司登录交易系统,按照提交的《零售合同》,分交易品种、分月申报其代理零售用户各类电量、电价。零售用户登录交易系统对售电公司填报的相关信息和数据进行核对、确认。

    2)批发市场交易确认。售电公司、直接交易用户登录交易系统,按照与发电企业签订的《售电公司批发合同》、《用户批发合同》,选择相应的交易序列分月填报交易电量、电价;发电企业登录交易系统对售电公司、直接交易用户填报的相关信息和数据进行核对、确认。

    5.交易合同合规性审查

    5 月 10 日至 5 月 11 日,交易中心对市场主体交易合同进行合规性校核,并通过公告发布合规性审查结果。5 月 11 日 17:00,市场主体可登陆交易系统查询。

    特别提醒:发生以下情况,相关交易合同视为无效,退回市场主体。

    1)售电公司代理用户电量超过其资产总额许可代理电量规模,售电公司所签订的《售电公司批发合同》和《零售合同》全部作废。

    2)售电公司与水电企业签订的双边协商合同中任何一个月的交易电量大于售电公司代理用户对应月份水电交易电量,售电公司所签订的《售电公司批发合同》和《零售合同》全部作废。

    3)水电企业常规直接交易电量超出其年度指标,该水电企业所签订的《售电公司批发合同》和用户批发合同》全部作废各水电企业常规直接交易电量指标按照《关于印发<2018 年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划>的通知》(川经信电力函〔2018115 号)中常规直接交易电量”减去留存电量计划执行。

    4)若由于零售客户未通过合规性初步审查,造成售电公司与水电企业签订的年度双边协商合同中任何一个月的交易电量大于代理用户对应月份水电交易电量,售电公司应与相关水电企业协商一致并提交相关纸质证明,可在批发市场交易确认阶段对电量进行调整。未作调整的,售电公司所签订的《售电公司批发合同》和《零售合同》全部作废。

    (二)常规直接交易年度集中竞价

    1.需求申报

    5 月 14 日 9:00 至 23:59,售电公司、常规直接交易用户在交易系统申报参与常规直接交易年度集中竞价的分月电量需求,申报电量上限为“售电公司代理用户常规直接交易通过合规性审查的分月电量-常规直接交易年度双边协商分月成交水电电量÷0.7”。

发电企业参与常规直接交易年度集中竞价的电量上限为其常规直接交易年度指标-常规直接交易年度双边协商成交电量。

    特别提醒:未通过合规性审查的售电公司和发电企业不得参与常规直接交易年度集中竞价。

2.交易公告发布

    5 月 16 日,交易中心对发电企业剩余指标情况、参与常规直接交易年度集中竞价的售电公司与直接交易用户的申报情况、丰枯电量折算系数 K 值予以公示。丰枯电量折算系数 K 值按《关于印发<2018 年四川电力交易指导意见>的通知》(川监能市场〔2018〕40 号)所列公式计算。

    3.常规直接交易年度集中竞价安排

    5 月 17 日 9:00 至 11:30,采取复式竞价撮合交易方式开展常规直接交易年度集中竞价。

    (三)其他年度交易

    5 月 18 日 9:00 至 11:30,开展燃煤自备电厂停发替代直接交易,交易方式为复式申报挂牌。5 月 18 日 14:00-16:30,开展 2018 年关停统调统分燃煤机组电量补偿挂牌交易,此交易仅限于水电企业参与,与用电企业和售电公司无关。具体事项另行公告。

    (四)年度补充双边交易

    5 月 21 日至 5 月 25 日,针对年度双边和集中交易中,因合规校核、安全校核等原因未通过的交易,开展补充双边交易,具体事项另行通知。

    三、交易结果发布

    通过四川电力交易中心合规性校核、电网调度部门安全校核后,四川电力交易中心于 5 月底发布年度交易结果,各市场主体可登录交易系统自主查询。

    四、其他重要事项

    1.由于今年年度交易启动时间比较滞后,为保障交易高效进行,确保在丰水期来临前完成年度交易。请所有参与交易的市场主体务必高度重视工作质量和时效。一是务必严格按照合规校核的相关要求开展交易,避免出现合规校核被退回或作废的情况;二是务必在公告规定的时间窗口内完成相关工作,以免错过年度交易;三是务必高度关注交易中心在关键时间节点发布的公告,掌握自身合规校核情况以及下一步交易安排,以便及时调整交易策略。

    2.交易的电量、电价等以购售双方录入交易系统的数据为依据。已提交纸质合同,但未在交易系统中录入及确认的,视为未交易。购售双方务必确保纸质合同与系统录入数据的一致性,如出现数据不一致,造成的影响和后果由市场主体自行负责。

    3.《关于印发<2018 年四川电力交易指导意见>的通知》(川监能市场〔2018〕40 号)中明确:1-4 月在开展年度交易时已为实际用电量,各电力用户、售电企业应按实际用电量签订交易合同,若出现偏差,全额按未调用上、下调服务标准进行考核,即无偏差免考范围。由于部分用户抄表时间在 4 月 25 日,为避免购售双方合同签订时间不足,经请示四川能源监管办同意,相关要求调整为:1-3 月各电力用户、售电企业应按实际用电量签订交易合同,若出现偏差,全额按为调用上、下调服务标准进行考核,即无偏差免考核范围,4月份及以后按正常考核标准执行。

    4.零售用户一旦与售电公司建立绑定关系,即视为全电量参与市场,因为具有直购电资格但仅参与富余电量交易的用户,不可由售电公司代理。

    5.在履约保函和偏差考核机制明确的情况下,为给予售电公司更多的自主权,经请示省经信委、四川能源监管办同意,将《关于印发<四川省售电公司参与电力市场交易指导意见(暂行)>的通知》(川经信电力【2018】39号)第二十五条相关规定调整为:售电公司可以自主选择其代理电量在批发市场上的交易方式(年度双边、年度集中竞价、月度集中竞价灵活组合),不需要电力用户确认;售电公司在批发市场的年度交易分月电量不得大于其《零售合同》分月交易电量,不需要一致。


 

 

 

相关资料清单

 

公告附件:

    附件 1 交易基本要求

    附件 2 集中竞价交易说明

交易平台公众资料(社会公众登录交易网站均可查看):

    1.《关于印<发四川省 2018 年省内电力市场化交易实施方案>的通知》(川经信电力〔2018〕 29 号)

    2.《关于印<2018发 年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划>的通知》(川经信电力函〔2018〕115 号)

    3《.关于印发<四川省售电公司参与电力市场交易指导意见(暂行)>的通知》(川经信电力〔2018〕39 号)

    4.《关于印<2018发 年四川电力交易指导意见>的通知》(川监能市场〔2018〕40 号)

    5.《关于印<发四川省售电公司运营管理办法>的通知》(川发改能源〔2018〕176)

    6.四川电力市场主体入市承诺书

    7.电力用户与发电企业年度双边交易购售电合同(试行版)

    8.售电公司与发电企业年度双边交易购售电合同(试行版)

    9.售电公司与电力用户购售电合同(试行版)

    10.售电公司银行履约保函标准格式

交易平台公开资料(所有市场主体使用账号登陆后可查看):

1.2018 年已注册售电公司名单及相关信息

2.2018 年水电企业常规直购电指标及相关信息

3.2018 年已注册用电企业名单及相关信息

4.四川电网子公司控、股公司 2016-2017 年各月下主网电量

 

 

 


 

附件 1

 

交易基本要求

 

 

    一、交易单元

    发电企业、电力用户、售电公司均以在交易系统内的交易单元进行交易申报。

    发电企业的交易单元为《关于印发<2018 年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划>的通知》(川经信电力函〔2018〕115 号)中的电站。

    电力用户的交易单元为自身用电单元的组合,电力用户的一个用电单元对应其在供电公司的一个计量点。交易系统中一个电力用户默认设置一个交易单元,按照全电量参与直接交易的要求,该交易单元应包含电力用户所有纳入市场化放开范畴的电量对应的计量点(简称“市场化交易计量点”)。电力用户的多个用电单元若跨县级供电公司结算,则可申请以县级供电公司为单位拆分交易单元,电力用户在一个县级供电公司下的所有市场化交易计量点必须同时参与或同时不参与市场化交易。

    售电公司的交易单元为所有被绑定代理零售用户的用电单元的组合。由于交易中心以交易序列来区分交易品种,不同交易品种对应不同准入市场主体,为方便售电公司操作,交易系统按照售电公司绑定代理零售用户可参与的交易品种为依据,为各售电公司设置对应的交易单元,一个交易单元包含的用电单元可参与相同品种的市场化交易。

    二、交易序列的选择

    交易序列是根据交易品种、交易周期、交易类型、交易限价方式来区分交易类型的方式,同一交易序列上述四要素相同。

    交易品种按用户类型分为常规直购电、战略长协全水电(简称“长协全水电”)、战略长协钢铁氯碱(简称“长协钢铁氯碱”)、自备替代、电能替代等。交易周期分为年度、月度、周。交易类型分为双边协商交易、集中交易、双边协商调减交易、电厂转让交易、富余电量交易等。交易限价方式主要指年度双边协商交易时,购售双方可选择全年统一价格、分水期分月价格两种价格签约方式,购售双方在申报年度交易时,需正确选择其交易价格方式对应的交易序列进行申报。长协用户直接交易水火电量比要求按照《关于收集直购电交易长期战略协议的通知》(川经信电力函〔2017〕858号)执行。

    三、申报电量及量纲

    参与批发市场的常规直购电用户、长协钢铁氯碱用户与水电厂年度双边协商水电量应为自身预估用电量需求的70%,交易系统将在每月结算前为该类用户配置剩余 30%的火电电量。火电按照《四川省 2018 年省内电力市场化交易实施方案》(川经信电力〔2018〕 29 号)要求进行配置。

    年度集中竞价和月度集中竞价需求申报时,电力用户和售电公司按其实际用电或代理电量申报(即包含按规则需要配置的火电电量),交易中心按照电力用户类型自动确定其参与交易的水电电量。

    交易系统电量电价量纲分别为:兆瓦时、元/兆瓦时。1万千瓦时=10 兆瓦时,0.1 /千瓦时=100 /兆瓦时。申报电量的最多精确到 0.001 兆瓦时,申报电价最多精确到 0.1 元/兆瓦时。

    四、系统自动合规校性核要点

    1.用户参与批发市场资格

    具有直购电资格并已在交易系统注册的用户,网购年用电量 500 万千瓦时及以上方可参与批发市场。交易系统根据用户所在供电公司提供的 2017 年购电量设置用户可否参与批发市场交易。

    2.水电交易电价

    长期战略协议交易、自备替代交易、电能替代交易水电不设限价。

    常规直接交易,年度双边交易水电全年签订单一价格的,交易价格范围 244.8-331.2 元/兆瓦时;年度双边交易水电签订分月价格的,平水期(5、11 月)交易价格范围 244.8-331.2 元/兆瓦时,丰水期(6-10 月)交易价格范围186.048 -251.712 元/千瓦时,枯水期(1-4 月、12 月)交易价格范围 304.776-412.344 元/兆瓦时。

 

 

 

 


附件 2

 

集中竞价交易说明

 

 

    一、复式申报挂牌交易

    2018 年燃煤自备电厂停发替代直购电、双边协商阶段未成交的长期战略协议直购电采用复式申报挂牌交易方式组织实施具体时间另行明确。复式申报挂牌交易流程如下:

    1.购方(电力用户、售电公司)在交易平台中提前申报挂牌电价、挂牌电量,申报时间由交易中心统一安排并通知用电方。

    2.交易开始后,所有购方挂牌信息(挂牌电价、挂牌总电量、挂牌电量的丰枯结构)在交易平台一起挂出,发电企业登录交易平台选择性摘牌。

    3.交易过程共设 4 个轮次,每个轮次 25 分钟。每轮交易结束后,如购方仍有未成交电量的,则休市 15 分钟后继续组织下一轮交易;如所有购方挂牌电量全部成交,则不再组织下一轮交易。

    4.在每轮交易结束后,还有未成交电量的购方可在休市期间重新申报下一轮交易的挂牌电价。如未重新申报,交易平台继续以该购方上一轮挂牌价挂牌。

    5.发电企业单次申报的摘牌电量不低于 10 兆瓦时,最小申报单位为 1 兆瓦时。发电企业在首轮交易中的申报电量不能超过其参与电量上限。发电企业参与交易电量上限=发电企业装机容量×8760 小时-(年度优先合同+留存电量+年度外送计划+年度双边直接交易预成交电量+年度常规直购电集中竞价预成交电量)。

    发电企业在次轮及以后轮次交易中的申报电量应在以下范围内:发电企业次轮及以后轮次申报电量≤该发电企业参与电量上限-前序轮次该水电企业成交电量

    6.当各发电企业对某一用电方申报的摘牌电量之和小于或等于该购方的挂牌电量,则各发电企业与该购方的成交电量即等于发电企业的申报电量;当各发电企业对某一用电方申报的摘牌电量之和大于该购方挂牌电量,则各发电企业按其申报电量占总申报电量的比重分配用电方挂牌电量作为成交电量。各发电企业与购方的成交价格等于该用电方的挂牌价格。

    二、复式竞价撮合交易

    2018 年常规直购电年度集中交易、直购电月度增量集中交易、月度富余电量交易等均采用复式竞价撮合交易方式。与股票交易方式相似,整个交易过程划分为“集中竞价”和“连续竞价”两个阶段。

    1.集中竞价阶段

    购售方登录交易平台申报参与集中竞价的电量和电价。申报电价的最小单位为 0.1 元/兆瓦时,申报电量最小单位为 1 兆瓦时。在集中竞价交易阶段结束前,发用双方可随时撤单并重新申报。

    购售方均可申报多段电量,每段电量对应一个申报价格,申报价格不得超过交易规则允许的限价范围,申报各段电量之和不得超过各自允许申报电量上限。各发电企业申报电量上限数据由交易中心提前公布并在交易平台中预置。

    在集中竞价申报结束后,采用“高低匹配出清”的方式对购售双方申报量价配对成交:

    按申报价格从低到高的顺序对售方进行排序,形成售序列;按申报价格从高到低的顺序对购方进行排序,形成购方序列。申报相同价格的售方或购方电量打捆为一个电量包,最低价的售方电量包与最高价的购方电量包优先进行配对,当两个电量包不相等时,较大电量包中各主体按各自申报电量占比分配较小电量包的全部电量,剩余电量单独打捆成新的电量包,与对方次一序列电量包进行配对,以此类推,形成价差对。

    价差对=购方电量包申报价格-售方电量包申报价格价差对为正值或零时,配对电量包成交,价差对为负不能成交。成交的配对电量包涉及的购售双方按任意一方包内各主体电量占比匹配成交电量,成交价为配对电量包对应申报价格的算术平均值。当一方所有电量包全部成交或价差对为正(或零)的配对电量包全部成交,则交易结束。

    2.连续竞价阶段

    在“连续竞价”阶段,购售双方可根据意愿,通过交易平台随时进行摘牌、挂牌、挂牌撤回等操作。购售双方挂牌、摘牌限价范围,以及电量、电价最小申报单位均与集中竞价阶段一致。购方提交的挂牌、摘牌电量丰枯结构与其在交易前申报电量的丰枯结构一致。

    交易平台将实时展示购售双方挂出的所有价格档位,以及每个价格档位包含总电量与电量包。其中,售方挂出的价格档位由低到高排序,购方挂出的价格档位由高到低排序,每个价格档位包含的电量包按挂出时间先后排序。

    当购售双方拟进行摘牌操作时,通过交易平台提交拟摘牌电量和电价。购售双方提交的摘牌电量不能超过以下限值:

    售方提交的摘牌电量≤该售方申报电量上限-该售方集中竞价成交电量-该售方挂牌电量

    购方提交的摘牌电量≤该购方申报总电量-该购方集中竞价成交电量-该电力用户或售电公司挂牌电量

    售方摘购方:售方提交电价低于或等于市场中购方挂出的某一价格档位时,该档位(含)及以上所有电量包按价格从高到低、挂出时间从先到后顺序依次被摘,直至被摘牌总电量等于该售方拟摘牌电量或符合条件的电量包被摘完。被摘电量包的成交价格等于其对应的挂牌价格。

    购方摘售方:购方提交电价高于或等于市场中售方挂出的某一价格档位时,该档位(含)及以下所有电量包按价格从低到高、挂出时间从先到后顺序依次被摘,直至被摘牌电量等于该购方拟摘牌电量或符合条件的电量包被摘完。被摘电量包的成交价格等于其对应的挂牌价格。

    在“连续竞价”阶段,购售双方可通过交易平台提交多段挂牌电量,每段电量对应一个电价。当提交的电价与市场中对方挂出的电价无交集时(售方提交电价高于购方挂出最高价格档位,或者购方提交的电价低于售方挂出的最低价格档位),则挂牌成功。在还未被摘的状态下,挂牌可随时撤回。购售双方提交的多段挂牌电量之和不超过以下限值:

    售方挂牌总电量≤该售方申报电量上限-该售方集中竞价成交电量

    购方挂牌总电量≤该购方申报总电量-该购方集中竞价成交电量

    当购售双方提交的电价与对方挂出的电价有交集时(售方提交电价低于购方挂出最高价格档位,或者购提交的电价高于售方挂出的最低价格档位),交易平台自动视其为摘牌操作,按照摘牌程序进行成交。购售双方拟摘牌电量在摘牌操作后仍有剩余的,交易平台自动将其视为该主体的挂牌电量,对应挂牌价格为其提交的摘牌价。购售双方申报的电量在集中竞价阶段未成交的,在“连续竞价”阶段自动成为各自的挂牌电量,对应挂牌价格为其参加集中竞价的申报价格。

    通过复式竞价撮合交易方式组织开展的年度平台集中竞价交易成交电价须按照丰枯结构折算系数折算为签约电价实际执行,丰枯结构折算系数按《关于印发<2018 年四川电力交易指导意见>的通知》(川监能市场〔2018〕40 号)中规定公式计算。