國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知
發(fā)改運行〔2022〕1861號
各省、自治區(qū)、直轄市發(fā)展改革委、能源局，天津市工業(yè)和信息化局、內(nèi)蒙古自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、遼寧省工業(yè)和信息化廳、上海市經(jīng)濟和信息化委員會、重慶市經(jīng)濟和信息化委員會、四川省經(jīng)濟和信息化廳、甘肅省工業(yè)和信息化廳，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出能源監(jiān)管機構(gòu)，中國核工業(yè)集團有限公司、國家電網(wǎng)有限公司、中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責(zé)任公司、華潤集團有限公司、國家開發(fā)投資集團有限公司、中國廣核集團有限公司：
為深入貫徹黨的二十大精神，落實黨中央、國務(wù)院決策部署，加強能源產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)，規(guī)范有序做好電力中長期合同簽訂履約工作，充分發(fā)揮中長期合同壓艙石、穩(wěn)定器作用，保障電力平穩(wěn)運行，現(xiàn)就2023年電力中長期合同簽訂履約工作有關(guān)事項通知如下：
一、確保市場主體高比例簽約
（一）堅持電力中長期合同高比例簽約。市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)季度、月度、月內(nèi)合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%。燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的80%，月度（含月內(nèi)）及以上合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的90%。水電和新能源占比較高省份簽約比例可適當(dāng)放寬。對于足額簽訂電力中長期合同的煤電企業(yè)，各地應(yīng)優(yōu)先協(xié)調(diào)給予煤炭和運力保障，支撐電力中長期合同足額履約。
（二）鼓勵簽訂多年中長期合同。各地政府主管部門要積極引導(dǎo)市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同，對多年期合同予以優(yōu)先安排、優(yōu)先組織、優(yōu)先執(zhí)行。探索建立多年合約價格調(diào)整機制，合同簽約價格較實際市場價格偏離較大時，引導(dǎo)市場主體平等協(xié)商調(diào)整合同執(zhí)行價格。
（三）推動優(yōu)先發(fā)電計劃通過電力中長期合同方式落實。各地要將本地優(yōu)先發(fā)電計劃轉(zhuǎn)化為電力中長期合同或差價合約，鼓勵高比例簽訂年度中長期合同或差價合約，明確分月安排及責(zé)任落實主體，確保優(yōu)先發(fā)電計劃剛性執(zhí)行。
（四）推進電力中長期合同電子化運轉(zhuǎn)。全面推進中長期合同簽訂平臺化和電子化。在簽約形式上，市場主體在參與交易前簽訂交易承諾書，視為同意在交易平臺簽訂交易電子合同；具備條件的地區(qū)，可通過“電子簽章”或具有同等法律效力的方式履行電子簽約手續(xù)。在市場主體已授權(quán)的前提下，可通過交易平臺自動履行電子簽約手續(xù)，并形成規(guī)范的電子合同制式文本。
二、強化分時段簽約
（一）優(yōu)化時段劃分方式。各地政府主管部門要會同電網(wǎng)企業(yè)、電力交易機構(gòu)，根據(jù)電源結(jié)構(gòu)變化、近三年電力供需形勢及電力現(xiàn)貨市場試運行計劃，考慮2023年本地區(qū)電力供需形勢，進一步優(yōu)化時段劃分方式，交易時段數(shù)量由3—5段增加至5段以上，結(jié)合各地實際用電負荷與新能源出力特性，按需明確劃分尖峰、深谷時段。各地要充分考慮電力現(xiàn)貨市場試運行安排，做好與現(xiàn)貨市場的銜接，約定在現(xiàn)貨市場運行期間的負荷曲線形成方式和調(diào)整方式。進一步擴大分時段交易范圍，2023年分時段簽約規(guī)模、比例均不得低于上一年度。
（二）完善分時段交易組織方式。采取雙邊協(xié)商、集中交易（包含競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易）等多種方式靈活組織開展分時段交易，交易周期包含年度、季度（多月）、月度等。鼓勵年度、季度（多月）分時段交易以雙邊協(xié)商為主，月度分時段交易以集中競價為主，電網(wǎng)企業(yè)代理購電市場化采購方式按國家相關(guān)政策執(zhí)行。具備條件的省份，進一步將分時段交易逐步細化至月內(nèi)，實現(xiàn)按旬、周定期開市，現(xiàn)貨試點地區(qū)應(yīng)實現(xiàn)按工作日連續(xù)開市。
三、優(yōu)化跨省區(qū)中長期交易機制
（一）送受端政府主管部門加強對接。送受端政府主管部門要加強對接，鼓勵簽訂多年、年度送受電協(xié)議，明確年度及分月電量規(guī)模、分時曲線（或形成方式）和市場價格形成機制。地方政府主管部門指導(dǎo)本地區(qū)發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、交易機構(gòu)采用市場化方式，落實政府間送受電協(xié)議內(nèi)容。
（二）堅持跨省區(qū)中長期合同高比例簽約。推動跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃全部通過中長期交易合同方式落實，對于配套電源等明確送電主體的優(yōu)先發(fā)電計劃，年度市場應(yīng)按照年度計劃足額簽約。對于未明確送電主體的優(yōu)先發(fā)電計劃，年度簽約比例不得低于年度送電規(guī)模的90%，剩余電量通過月度或者月內(nèi)中長期交易確定，如交易未達成，可先行安排送電，待價格協(xié)商一致后結(jié)算或清算。配套電源在優(yōu)先落實省間送電計劃、滿足國家明確消納省份購電需求的基礎(chǔ)上，如仍有富余電力，可參與其他市場化交易。
（三）健全跨省區(qū)中長期交易機制。完善跨省區(qū)中長期交易機制，進一步縮短交易周期，實現(xiàn)按旬、周定期開市，具備條件的按工作日連續(xù)開市。通過雙邊協(xié)商、集中交易（包含競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易）等方式確定送電價格、規(guī)模和分時曲線（或形成方式），年度簽約時需確定分月電量規(guī)模及曲線（或形成方式），進一步拉大峰谷價差。對于跨省跨區(qū)煤電（包括跨省區(qū)輸電通道配套煤電），要嚴格落實國家煤電上網(wǎng)電價“基準價+上下浮動”市場化價格機制相關(guān)要求。
四、完善市場價格形成機制
（一）引導(dǎo)市場交易電價充分反映成本變化。充分考慮燃料生產(chǎn)成本和發(fā)電企業(yè)承受能力，鼓勵購售雙方在中長期合同中設(shè)立交易電價與煤炭、天然氣價格掛鉤聯(lián)動條款，引導(dǎo)形成交易電價隨煤炭、天然氣市場價格變化合理浮動機制，更好保障能源穩(wěn)定供應(yīng)。
（二）合理拉大峰谷價差。各地應(yīng)結(jié)合實際情況，制定同本地電力供需和市場建設(shè)情況相適應(yīng)的中長期合同分時段價格形成機制，合理拉大峰谷價差，加強中長期與現(xiàn)貨價格機制銜接。在日內(nèi)平段價格和加權(quán)平均交易價格均不超過國家允許的價格浮動范圍的前提下，鼓勵探索自行約定日內(nèi)各時段價格。
（三）健全高耗能企業(yè)市場交易電價形成機制?；趪页雠_的高耗能行業(yè)重點領(lǐng)域能效標(biāo)桿水平和基準水平，各地電力主管部門應(yīng)推動相關(guān)職能部門及時出臺并動態(tài)完善本地區(qū)高耗能企業(yè)目錄清單。高耗能企業(yè)交易價格不受燃煤基準價上浮20%限制。高耗能企業(yè)與其他企業(yè)同場交易的，供應(yīng)緊張時可優(yōu)先出清其他企業(yè)交易電量。優(yōu)先推動高耗能用戶落實可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，通過參與綠電交易或購買綠證方式完成消納責(zé)任權(quán)重。
（四）完善綠電價格形成機制。鼓勵電力用戶與新能源企業(yè)簽訂年度及以上的綠電交易合同，為新能源企業(yè)鎖定較長周期并且穩(wěn)定的價格水平。綠色電力交易價格根據(jù)綠電供需形成，應(yīng)在對標(biāo)當(dāng)?shù)厝济菏袌龌鶅r基礎(chǔ)上，進一步體現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值，在成交價格中分別明確綠色電力的電能量價格和綠色環(huán)境價值。落實綠色電力在交易組織、電網(wǎng)調(diào)度、交易結(jié)算等環(huán)節(jié)的優(yōu)先定位，加強綠電交易與綠證交易銜接。
五、建立健全中長期合同靈活調(diào)整機制
（一）推動中長期交易連續(xù)運營。各地要加強市場模式、交易品種、交易方式等的系統(tǒng)設(shè)計，完善年度、月度、月內(nèi)等多周期協(xié)同交易體系，創(chuàng)新交易機制、縮短交易周期、提高交易頻次，積極探索推進中長期交易向日延伸，加快推動中長期交易連續(xù)運營。2023年各地應(yīng)做到按周或旬常態(tài)化開市，可在電能量交易時同步開展合同轉(zhuǎn)讓、回購交易，提高市場主體交易便捷性。
（二）完善新能源合同市場化調(diào)整機制。完善與新能源發(fā)電特性相適應(yīng)的中長期交易機制，滿足新能源對合同電量、曲線的靈活調(diào)節(jié)需求，鼓勵新能源高占比地區(qū)探索豐富新能源參與市場交易品種，不斷完善新能源中長期合同市場化調(diào)整機制，豐富市場主體調(diào)整合同偏差手段。
（三）完善偏差電量結(jié)算機制。各地應(yīng)按照“照付不議、偏差結(jié)算”原則，加快建立和完善偏差結(jié)算機制，引導(dǎo)市場主體按照合同電量安排發(fā)用電計劃。偏差結(jié)算價格機制及偏差資金的分配方式應(yīng)在市場規(guī)則中予以明確并提前向市場主體發(fā)布。電力現(xiàn)貨市場運行期間，中長期偏差電量按照現(xiàn)貨市場規(guī)則結(jié)算。針對新能源高占比地區(qū)可適當(dāng)放寬分時段偏差電量結(jié)算要求，并視市場建設(shè)進程逐步收緊。電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶偏差電量電費按國家相關(guān)政策執(zhí)行。
六、強化中長期合同履約和監(jiān)管
（一）做好中長期合同調(diào)度執(zhí)行。電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)根據(jù)負荷預(yù)測、可再生能源發(fā)電等情況合理安排電網(wǎng)運行方式，做好中長期交易合同執(zhí)行。因電力供需、電網(wǎng)安全、可再生能源消納等原因需要調(diào)整生產(chǎn)計劃的，優(yōu)先通過市場化方式進行。不斷完善應(yīng)急調(diào)度機制，在市場化手段用盡的情況下，通過應(yīng)急調(diào)度保障電網(wǎng)安全、電力平衡和清潔能源消納，由于實施應(yīng)急調(diào)度影響原有中長期合同執(zhí)行的，根據(jù)實際情況進行責(zé)任劃分。
（二）強化電力中長期合同履約。各地結(jié)合本地實際進一步修訂完善分時段結(jié)算規(guī)則和流程，保障分時段合同正常履約。若一定時間內(nèi)購售雙方無法自主協(xié)商達成一致，將優(yōu)先按照有關(guān)市場平均價格結(jié)算，待協(xié)商一致后進行統(tǒng)一清算。對于跨省跨區(qū)中長期交易，送受端市場主體簽訂合同后，需嚴格按照合同約定的送電規(guī)模、曲線、價格執(zhí)行，政府相關(guān)部門不得干預(yù)。
（三）推進各級信用中心見證簽約。電力交易機構(gòu)負責(zé)歸集市場主體簽約、履約等市場主體非私有信息并傳遞至各級信用中心，確保信息傳遞安全性。國家公共信用信息中心歸集北京、廣州電力交易中心中長期合同信息，省級信用中心歸集省級電力交易中心中長期合同信息，并共享至全國信用信息共享平臺，同時納入誠信履約保障平臺開展監(jiān)管。各級信用中心要建立信用記錄，做好風(fēng)險提示。相關(guān)單位要配合各級信用中心完成見證簽約流程。
（四）健全市場主體信用評價體系。各地政府主管部門要健全完善市場主體信用評價制度，豐富評價維度和指標(biāo)，探索信用評價方法，拓展評價結(jié)果應(yīng)用，建立全面、規(guī)范的市場主體信用檔案。加大對違約行為的追責(zé)力度，提高違約成本，促進市場主體誠信履約，持續(xù)改善市場信用環(huán)境。提升市場監(jiān)督能力，落實市場主體信用情況定期披露。根據(jù)市場主體信用狀況開展分級履約監(jiān)管，對于未完成履約責(zé)任，或違法失信行為影響電力安全和市場秩序的市場主體，要依法依規(guī)開展失信懲戒。
七、強化保障措施
（一）按時完成中長期合同簽訂工作。各地要充分考慮市場建設(shè)進度及市場主體承受能力，做好組織協(xié)調(diào)，穩(wěn)步推動中長期合同簽訂工作，避免市場價格大幅波動。在時段劃分段數(shù)、偏差結(jié)算機制、交易頻次和周期等方面分階段推進實施，與現(xiàn)貨市場建設(shè)有效銜接。各地應(yīng)在12月20日前完成2023年年度中長期合同簽訂工作，并于年底前向國家發(fā)展改革委、國家能源局報送2023年年度中長期合同簽訂情況。
（二）做好市場信息披露工作。有關(guān)各方應(yīng)嚴格落實電力市場信息披露相關(guān)制度辦法，切實做好信息披露工作，保障市場公開透明。進一步加強零售市場信息披露管理工作，采取有效措施提升零售市場透明度。持續(xù)完善信息披露制度，提高交易信息披露的完整性、及時性和準確性，加強信息披露跟蹤評價、監(jiān)管通報。
（三）加強市場主體引導(dǎo)和培訓(xùn)。充分尊重市場主體意愿，引導(dǎo)市場主體主動簽約、誠信履約。加強政策規(guī)則宣貫培訓(xùn)，強化各類主體對電力市場的正確認識和對政策規(guī)則的理解，促進電力市場高效運轉(zhuǎn)。
國家發(fā)展改革委
國家能源局
2022年12月2日
