?。ㄒ唬┦袌?chǎng)模式安排。 

　　2019年廣東電力市場(chǎng)擬分為兩階段運(yùn)行： 

　　第一階段：市場(chǎng)保持現(xiàn)行中長期交易模式正常運(yùn)行（結(jié)算）；市場(chǎng)進(jìn)行現(xiàn)貨模擬運(yùn)行（不結(jié)算）。 

　　第二階段：市場(chǎng)進(jìn)行現(xiàn)貨試運(yùn)行（結(jié)算）；現(xiàn)行中長期市場(chǎng)轉(zhuǎn)為備用運(yùn)行。市場(chǎng)進(jìn)入第二階段的具體安排另行通知。 

　?。ǘ﹥r(jià)差模式合同管理。 

　　價(jià)差模式下的年度雙邊協(xié)商合同按照現(xiàn)行中長期交易模式簽訂，應(yīng)包含2019年全年分月電量和價(jià)差價(jià)格。 

　　價(jià)差模式下的年度雙邊協(xié)商交易、年度集中交易和月度集中競(jìng)爭(zhēng)交易按照現(xiàn)行中長期交易模式組織，相關(guān)合同和成交結(jié)果在市場(chǎng)進(jìn)入第二階段時(shí)轉(zhuǎn)為備用，現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行出現(xiàn)異常情況下可作為市場(chǎng)結(jié)算依據(jù)。 

　?。ㄈ┙^對(duì)價(jià)格模式合同管理。 

　　絕對(duì)價(jià)格模式下的年度雙邊協(xié)商合同應(yīng)包含2019年分月電量和絕對(duì)價(jià)格，需明確合同電量年、月、日、小時(shí)的分解曲線，合同結(jié)算參考點(diǎn)為統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)。發(fā)電側(cè)合同總電量不超過協(xié)商交易電量上限（見附件1），用戶側(cè)合同總電量不超過根據(jù)市場(chǎng)用戶實(shí)際用電量、售電公司繳納保函和資產(chǎn)情況確定的電量上限。交易校核時(shí)，本合同電量和價(jià)差模式雙邊協(xié)商合同電量分別計(jì)算，不進(jìn)行累計(jì)。絕對(duì)價(jià)格模式下的年度雙邊協(xié)商合同在市場(chǎng)進(jìn)入第二階段時(shí)生效。 

　　自2018年10月12日9時(shí)起，市場(chǎng)主體可通過交易系統(tǒng)進(jìn)行絕對(duì)價(jià)格模式下雙邊協(xié)商合同的電量申報(bào)，申報(bào)截止時(shí)間另行通知，暫按上傳合同附件方式進(jìn)行申報(bào)，申報(bào)方式如有變化另行通知。直至市場(chǎng)進(jìn)入第二階段前，本合同不得進(jìn)行變更。市場(chǎng)進(jìn)入第二階段后，按照現(xiàn)貨試運(yùn)行模式組織中長期交易，具體安排另行通知。 

　　（四）購售電關(guān)系管理。 

　　售電公司、電力用戶按價(jià)差模式簽訂合同的，需在交易系統(tǒng)對(duì)2019年雙方購售電關(guān)系進(jìn)行確認(rèn)，確認(rèn)后的購售電關(guān)系有效期持續(xù)至市場(chǎng)第一階段結(jié)束。另行協(xié)商簽訂的絕對(duì)價(jià)格模式合同經(jīng)確認(rèn)后，在市場(chǎng)進(jìn)入第二階段時(shí)生效。廣東電力交易中心根據(jù)有效購售電關(guān)系開展交易組織和結(jié)算。 

。。。。。。

2019年伴隨著長協(xié)確認(rèn)電量接近1200億，上半場(chǎng)基本結(jié)束；下半場(chǎng)怎么來？

這將是本節(jié)重點(diǎn)介紹內(nèi)容。

一、典型統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線：決定了一天的各小時(shí)電價(jià)。

二、典型用戶負(fù)荷曲線：（東莞用戶為例）

1、典型用戶負(fù)荷曲線：

1. A用戶工作時(shí)間：08:00 - 22:00

2. B用戶工作時(shí)間：00:00 - 24:00

3. C用戶工作時(shí)間：21:00 - 08:00

   
   

2、售電公司總負(fù)荷曲線：

3、價(jià)差模式下用戶電費(fèi)清單（目錄電價(jià)）：

1. A用戶：

2. 用戶

3. C用戶：
   

   

備注：售電公司均給用戶全電量優(yōu)惠電價(jià)下浮0.05分/千瓦時(shí)。

4、現(xiàn)貨市場(chǎng)絕對(duì)價(jià)模式下用戶電費(fèi)清單：

1. A用戶

   

2. B用戶
   

   

3. C用戶

   

   備注：用戶全電量在目錄電價(jià)基準(zhǔn)下浮0.05分/千瓦時(shí)，即保障用戶按照價(jià)差模式收益保持不變。

4. 售電公司的購電成本

   

5. 數(shù)據(jù)比較分析：

   保證用戶收益不變、售電公司不虧的前提下，售電公司在現(xiàn)貨市場(chǎng)購買到的電能量綜合價(jià)應(yīng)不高于

   0.4517   元/千瓦時(shí)。

6. 思考：

   1、針對(duì)不同的用戶負(fù)荷曲線，需要設(shè)計(jì)怎樣的套餐，既能滿足用戶需求，又能使得售電公司有錢賺呢？

   2、價(jià)差模式下，不同負(fù)荷曲線的用戶，由電網(wǎng)公司統(tǒng)籌兼顧，保證統(tǒng)銷統(tǒng)購下的價(jià)差收益?，F(xiàn)貨模式下，通過輸配電價(jià)，電網(wǎng)公司切走了該拿的能拿的（有無釋放出紅利？不在本文討論范疇）。

   3、售電公司有把握能拿到不高于0.4517元/千瓦時(shí)的電價(jià)么？

   4、價(jià)差模式下，發(fā)電廠24小時(shí)同價(jià)，部分電廠可以讓利0.053元/千瓦時(shí)；現(xiàn)貨模式下，分時(shí)電價(jià)，一天24小時(shí)綜合下來，還能賣0.4000元/千瓦時(shí)么？

   5、綜合以上3、4：

   售電公司綜合電價(jià)不高于0.4517元即可不虧錢；

   發(fā)電廠只要不低于0.4000元/千瓦時(shí)即可。