12月22日，國家發改委、國家能源局印發《關于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》，文件指出：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高于上一年度用電量的80%，并通過后續季度、月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%。燃煤發電企業2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實際發電量的80%，月度（含月內）及以上合同簽約電量不低于上一年實際發電量的90%。
堅持跨省區中長期合同高比例簽約。推動跨省區優先發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先發電計劃，年度市場應按照年度計劃足額簽約。對于未明確送電主體的優先發電計劃，年度簽約比例不得低于年度送電規模的90%，剩余電量通過月度或者月內中長期交易確定，如交易未達成，可先行安排送電，待價格協商一致后結算或清算。配套電源在優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上，如仍有富余電力，可參與其他市場化交易。
合理拉大峰谷價差。各地應結合實際情況，制定同本地電力供需和市場建設情況相適應的中長期合同分時段價格形成機制，合理拉大峰谷價差，加強中長期與現貨價格機制銜接。在日內平段價格和加權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各時段價格。
鼓勵電力用戶與新能源企業簽訂年度及以上的綠電交易合同，為新能源企業鎖定較長周期并且穩定的價格水平。綠色電力交易價格根據綠電供需形成，應在對標當地燃煤市場化均價基礎上，進一步體現綠色電力的環境價值，在成交價格中分別明確綠色電力的電能量價格和綠色環境價值。落實綠色電力在交易組織、電網調度、交易結算等環節的優先定位，加強綠電交易與綠證交易銜接。
原文如下：
國家發展改革委 國家能源局關于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知發改運行〔2022〕1861號
各省、自治區、直轄市發展改革委、能源局，天津市工業和信息化局、內蒙古自治區工業和信息化廳、遼寧省工業和信息化廳、上海市經濟和信息化委員會、重慶市經濟和信息化委員會、四川省經濟和信息化廳、甘肅省工業和信息化廳，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出能源監管機構，中國核工業集團有限公司、國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、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任公司、華潤集團有限公司、國家開發投資集團有限公司、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、國務院決策部署，加強能源產供儲銷體系建設，規范有序做好電力中長期合同簽訂履約工作，充分發揮中長期合同壓艙石、穩定器作用，保障電力平穩運行，現就2023年電力中長期合同簽訂履約工作有關事項通知如下：
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高于上一年度用電量的80%，并通過后續季度、月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%。燃煤發電企業2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實際發電量的80%，月度（含月內）及以上合同簽約電量不低于上一年實際發電量的90%。水電和新能源占比較高省份簽約比例可適當放寬。對于足額簽訂電力中長期合同的煤電企業，各地應優先協調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先安排、優先組織、優先執行。探索建立多年合約價格調整機制，合同簽約價格較實際市場價格偏離較大時，引導市場主體平等協商調整合同執行價格。
（三）推動優先發電計劃通過電力中長期合同方式落實。各地要將本地優先發電計劃轉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，明確分月安排及責任落實主體，確保優先發電計劃剛性執行。
（四）推進電力中長期合同電子化運轉。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，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。在市場主體已授權的前提下，可通過交易平臺自動履行電子簽約手續，并形成規范的電子合同制式文本。
二、強化分時段簽約
（一）優化時段劃分方式。各地政府主管部門要會同電網企業、電力交易機構，根據電源結構變化、近三年電力供需形勢及電力現貨市場試運行計劃，考慮2023年本地區電力供需形勢，進一步優化時段劃分方式，交易時段數量由3—5段增加至5段以上，結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貨市場試運行安排，做好與現貨市場的銜接，約定在現貨市場運行期間的負荷曲線形成方式和調整方式。進一步擴大分時段交易范圍，2023年分時段簽約規模、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商為主，月度分時段交易以集中競價為主，電網企業代理購電市場化采購方式按國家相關政策執行。具備條件的省份，進一步將分時段交易逐步細化至月內，實現按旬、周定期開市，現貨試點地區應實現按工作日連續開市。
三、優化跨省區中長期交易機制
（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、年度送受電協議，明確年度及分月電量規模、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本地區發電企業、電網企業、交易機構采用市場化方式，落實政府間送受電協議內容。
（二）堅持跨省區中長期合同高比例簽約。推動跨省區優先發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先發電計劃，年度市場應按照年度計劃足額簽約。對于未明確送電主體的優先發電計劃，年度簽約比例不得低于年度送電規模的90%，剩余電量通過月度或者月內中長期交易確定，如交易未達成，可先行安排送電，待價格協商一致后結算或清算。配套電源在優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上，如仍有富余電力，可參與其他市場化交易。
（三）健全跨省區中長期交易機制。完善跨省區中長期交易機制，進一步縮短交易周期，實現按旬、周定期開市，具備條件的按工作日連續開市。通過雙邊協商、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、規模和分時曲線（或形成方式），年度簽約時需確定分月電量規模及曲線（或形成方式），進一步拉大峰谷價差。對于跨省跨區煤電（包括跨省區輸電通道配套煤電），要嚴格落實國家煤電上網電價“基準價+上下浮動”市場化價格機制相關要求。
四、完善市場價格形成機制
（一）引導市場交易電價充分反映成本變化。充分考慮燃料生產成本和發電企業承受能力，鼓勵購售雙方在中長期合同中設立交易電價與煤炭、天然氣價格掛鉤聯動條款，引導形成交易電價隨煤炭、天然氣市場價格變化合理浮動機制，更好保障能源穩定供應。
（二）合理拉大峰谷價差。各地應結合實際情況，制定同本地電力供需和市場建設情況相適應的中長期合同分時段價格形成機制，合理拉大峰谷價差，加強中長期與現貨價格機制銜接。在日內平段價格和加權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各時段價格。
（三）健全高耗能企業市場交易電價形成機制。基于國家出臺的高耗能行業重點領域能效標桿水平和基準水平，各地電力主管部門應推動相關職能部門及時出臺并動態完善本地區高耗能企業目錄清單。高耗能企業交易價格不受燃煤基準價上浮20%限制。高耗能企業與其他企業同場交易的，供應緊張時可優先出清其他企業交易電量。優先推動高耗能用戶落實可再生能源消納責任權重，通過參與綠電交易或購買綠證方式完成消納責任權重。
（四）完善綠電價格形成機制。鼓勵電力用戶與新能源企業簽訂年度及以上的綠電交易合同，為新能源企業鎖定較長周期并且穩定的價格水平。綠色電力交易價格根據綠電供需形成，應在對標當地燃煤市場化均價基礎上，進一步體現綠色電力的環境價值，在成交價格中分別明確綠色電力的電能量價格和綠色環境價值。落實綠色電力在交易組織、電網調度、交易結算等環節的優先定位，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整機制
（一）推動中長期交易連續運營。各地要加強市場模式、交易品種、交易方式等的系統設計，完善年度、月度、月內等多周期協同交易體系，創新交易機制、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運營。2023年各地應做到按周或旬常態化開市，可在電能量交易時同步開展合同轉讓、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整機制。完善與新能源發電特性相適應的中長期交易機制，滿足新能源對合同電量、曲線的靈活調節需求，鼓勵新能源高占比地區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整機制，豐富市場主體調整合同偏差手段。
（三）完善偏差電量結算機制。各地應按照“照付不議、偏差結算”原則，加快建立和完善偏差結算機制，引導市場主體按照合同電量安排發用電計劃。偏差結算價格機制及偏差資金的分配方式應在市場規則中予以明確并提前向市場主體發布。電力現貨市場運行期間，中長期偏差電量按照現貨市場規則結算。針對新能源高占比地區可適當放寬分時段偏差電量結算要求，并視市場建設進程逐步收緊。電網企業代理購電用戶偏差電量電費按國家相關政策執行。
六、強化中長期合同履約和監管
（一）做好中長期合同調度執行。電力調度機構應根據負荷預測、可再生能源發電等情況合理安排電網運行方式，做好中長期交易合同執行。因電力供需、電網安全、可再生能源消納等原因需要調整生產計劃的，優先通過市場化方式進行。不斷完善應急調度機制，在市場化手段用盡的情況下，通過應急調度保障電網安全、電力平衡和清潔能源消納，由于實施應急調度影響原有中長期合同執行的，根據實際情況進行責任劃分。
（二）強化電力中長期合同履約。各地結合本地實際進一步修訂完善分時段結算規則和流程，保障分時段合同正常履約。若一定時間內購售雙方無法自主協商達成一致，將優先按照有關市場平均價格結算，待協商一致后進行統一清算。對于跨省跨區中長期交易，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模、曲線、價格執行，政府相關部門不得干預。
（三）推進各級信用中心見證簽約。電力交易機構負責歸集市場主體簽約、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管。各級信用中心要建立信用記錄，做好風險提示。相關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，探索信用評價方法，拓展評價結果應用，建立全面、規范的市場主體信用檔案。加大對違約行為的追責力度，提高違約成本，促進市場主體誠信履約，持續改善市場信用環境。提升市場監督能力，落實市場主體信用情況定期披露。根據市場主體信用狀況開展分級履約監管，對于未完成履約責任，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進度及市場主體承受能力，做好組織協調，穩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、偏差結算機制、交易頻次和周期等方面分階段推進實施，與現貨市場建設有效銜接。各地應在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。有關各方應嚴格落實電力市場信息披露相關制度辦法，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、監管通報。
（三）加強市場主體引導和培訓。充分尊重市場主體意愿，引導市場主體主動簽約、誠信履約。加強政策規則宣貫培訓，強化各類主體對電力市場的正確認識和對政策規則的理解，促進電力市場高效運轉。
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