国家发机政单员会文件
国家能源局
国
中同知
度中长期合同签约比例要求、发电集中度、新能源机制电量等因 素，科学量化测算确定，确保发用两侧总体供需匹配。同时，通
过后续合同签订，保障用电侧每月月度及以上电力中长期合同签 约电量比例不低于预计用电量的 80%。 （四）规范跨省跨区签约。对于优先发电规模计划明确的跨 省跨区送电安排，送受双方要加强协同，全额签订年度电力中长
期合同并明确分月计划和送电曲线，形成稳定的省间电力潮流， 送电曲线应满足配套电源及通道有关运行功率要求。结合电力市 场建设进程，在满足电力保供需求的基础上，可探索完善跨省跨 区优先发电规模计划签约履约机制。各地要明确跨省跨区输电工 程配套新能源。鼓励通过绿色电力交易形式落实跨省跨区优先发 电规模计划。建立并完善大基地内部各电源整体参与电力市场交
易模式。 二、提高电力中长期合同签约质量 （五）完善分时段、带曲线签约机制。各地应在年度电力中 长期交易组织中实现电力中长期分时段交易。电力现货市场正式
运行和长周期试运行地区应做好中长期市场与现货市场的有效衔 接，交易时段数应不少于24个；其他省份要根据电力运行实际特
别是净负荷曲线（指总负荷曲线减去风光等不可控电源发电出力 曲线）变化，引导供需双方持续优化细化中长期交易时段划分， 明确中长期合同曲线分解和调整方式。 （六）优化电力中长期价格形成机制。各地要做好峰谷分时
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电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再 执行政府规定的分时电价。鼓励中长期合同双方签订随市场供 需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定 价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求煤电年度中长期合 同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。 （七）加强电力中长期平衡管理和交易校核。各地要做好多 周期电力电量平衡管理，结合供需形势做好量化测算，避免因各 交易周期电力电量供需差异过大影响平衡。各地要完善中长期交 易规则和方案，指导电力市场运营机构对电力中长期交易结果开 展交易校核，考虑发电企业分时段发电能力、用户侧容量需求、 历史用电量等因素设置交易上限，避免明显超发、超用电量签 约。 三、保障电力中长期合同高效履约 （八）全面推动省内中长期连续交易、灵活交易。各地要充 分考虑新能源发电特性、负荷特性等，实现省内电力中长期连续 交易，完善交易合同灵活调整机制，方便各类电源和用户开展偏 差调整，促进交易结果贴近实际运行。鼓励相关经菅主体根据自 身需求，灵活开展电力中长期合同转让等交易，提升合同履约质 量。 （九）提高跨省跨区中长期交易质效。电力交易机构要持续 完善跨经营区和跨省跨区中长期交易细则，提高交易频次，稳步 扩大多通道集中优化出清交易组织范围，逐步实现全局优化。跨
省跨区月内交易中，因电力安全保供等需要，市场交易可不受输 电通道常规送电方向、送电类型约束。跨省跨区送电配套电源， 在满足优先发电规模计划后仍有富余能力的，可在月内依次参与
向规划送电省份、电源所在省份和其他省份送电的电力中长期交 易。 （十）规范电力中长期交易秩序。国家能源局派出机构要会 同地方主管部门加强经营主体中长期交易行为监测，针对经营主 体滥用市场力操纵市场价格、违规串谋等行为，要依法依规予以
查处。电力市场运营机构应加强市场监测分析，及时发现电力市 场运行中存在的趋势性、苗头性风险，并报告当地电力运行主管 部门和相关部门，避免电力市场失灵风险外溢影响电力安全可靠 供应。 四、完善电力中长期合同保障机制 （十一）完善电力中长期合同签约约束机制。各地应建立并 完善促进电力中长期合同高质量签约、履约的具体机制，结合本 地电力市场运行情况，科学合理制定配套措施，保障中长期合同 签约比例满足政策文件要求。国家发展改革委、国家能源局完善 市场交易信用评价指标体系，指导电力交易机构开展信用评价并 将相关结果共享至全国信用信息共享平台和“信用能源”系统平
台。 （十二）有效落实跨省跨区优先发电规模计划。统筹利用跨 省输电通道，优先保障国家能源战略、规划以及政府间协议明确
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