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交易规则

  • 准入准出

    本省市场主体类别及各类主体准入准出条件

  • 交易品种

    本省交易包含的交易品种及各品种交易的交易方式

  • 交易电价

    各种交易方式的交易价格定价与计算规则

  • 合同模板

    各交易方式下交易主体之间签订的合同,提供合同模板下载

  • 偏差考核

    各种交易方式偏差计算方式和惩罚机制

交易情况

  • 序号 交易名称 交易电量规模 交易时间 交易方式 交易结果
    1 2019 年年度双边协商直接交易有约束成交情况 650亿千瓦时 2019 年年度 双边协商

    2019 年年度双边协商交易无约束成交结果均通过安全校核,总成交电量 650 亿千瓦时,均价 298.54 元/兆瓦时。其中,长协用户双边协商交易成交电量 118.66 亿千瓦时,均价 308.56 元/兆瓦时;重点和普通用户双边协商交易成交电量 531.34 亿千瓦时,均价 296.30 元/兆瓦时。火电企业成交电量 626.05 亿千瓦时,均价 299.73 元/兆瓦时;新能源企业成交电量 23.95 亿千瓦时,均价 267.38元/兆瓦时。 


    2 2019 年 1 月、2 月月度双边协商电力直接 交易有约束成交情况 33.96亿千瓦时 2019 年 1 月、2 月 双边协商

    2019 年 1 月、2 月月度双边协商电力直接交易无约束结果均通过安全校核,1 月成交电量 17.43 亿千瓦时,均价314.53 元/兆瓦时;2 月成交电量 16.53 亿千瓦时,均价315.11 元/兆瓦时。 


    3 2018 年 12 月月度电力直接交易无约束成交情况 0.516亿千瓦时 2018 年 12 月 集中竞价

    2018 年 12 月月度电力直接交易无约束成交 107 笔,成交电量 0.516 亿千瓦时,成交均价 338.05 元/兆瓦时。


    4 2018 年 11 月月度电力直接交易 0.246亿千瓦时 2018年11月 集中竞价

    一、总体成交情况 根据 11 月月度直接交易成交结果,13 个购方交易单元 与 38 个售方交易单元成交交易 138 笔,交易电量 0.246 亿 千瓦时,交易均价 336.64 元/兆瓦时。

     二、分类市场成员成交情况

     (一)参与申报的购方交易单元共计 24 家,总申报电量 0.85 亿千瓦时,申报价格在 270~340 元/兆瓦时之间;成交 的电力用户(含售电公司)最低申报价 337.5 元/兆瓦时,低 于此报价的 11 个交易单元未成交。 电力用户(含售电公司)的申报价在 300~337 元/兆瓦 时之间的申报电量占比最大,占总申报电量的 48.01%。 

    (二)参与申报的售方交易单元共计 64 家,总申报电量 1.06 亿千瓦时,申报价格在 305~338 元/兆瓦时之间;成交 的发电企业最高申报价 337.5 元/兆瓦时,高于此报价的 26

    家发电企业未成交。 发电企业的申报价在 337~338元/兆瓦时的申报电量占 比最大,占总申报电量的 94.12%。


    5 2018 年 10 月月度电力直接交易 0.26亿千瓦时 2018年10月 集中竞价

    一、总体成交情况 根据 10 月月度直接交易成交结果,6 个售电公司与 45 个发电企业交易单元成交交易 181 笔,交易电量 0.26 亿千 瓦时,交易均价 336.76 元/兆瓦时。


     二、分类市场成员成交情况

     (一)参与申报的购方交易单元共计 18 家,总申报电量 0.48 亿千瓦时,申报价格在 300~338.79 元/兆瓦时之间; 成交的电力用户(含售电公司)最低申报价 337.03 元/兆瓦 时,低于此报价的 7 个交易单元未成交。 电力用户(含售电公司)的申报价在 337~338 元/兆瓦 时之间的申报电量占比最大,占总申报电量的 43.11%。

     (二)参与申报的售方交易单元共计 64 家,总申报电量 0.53 亿千瓦时,申报价格在 318~338 元/兆瓦时之间;成交 的发电企业最高申报价 337.03 元/兆瓦时,高于此报价的 18

    家发电企业和 1 家环保调整价排序靠后的发电企业未成交。 发电企业的申报价在 337~338元/兆瓦时的申报电量占 比最大,占总申报电量的 83.59%


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