各省、自治区、直辖市发改委、能源局、天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅、北京市城市管理委员会、国家能源局派出的能源监管机构、中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司:

为深入贯彻党的二十大精神，贯彻党中央、国务院的决策部署，加强能源生产、供应、储存、销售体系建设，规范有序地签订电力中长期合同，充分发挥中长期合同压舱石和稳定器的作用，确保电力的稳定运行，现就2023年电力中长期合同签订履行情况通知如下：

一、确保市场主体高比例签约

（1）坚持高比例的电力中长期合同签订。2023年市场化电力用户中长期合同签订电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月、月签订合同，确保全年中长期合同签订电量高于上一年度用电量的90%。2023年燃煤发电企业中长期合同签订电量不低于上一年实际发电量的80%，月（含月）及以上合同签订电量不低于上一年实际发电量的90%。水、电、新能源比例较高的省份可适当放宽。对于全额签订中长期电力合同的煤电企业，各地要优先协调煤炭和运力保障，支持中长期电力合同全额履行。

（2）鼓励签订多年的中长期合同。地方政府主管部门要积极引导市场主体签订一年以上的电力中长期合同，优先安排、组织和执行多年合同。探索建立多年合同价格调整机制。当合同签订价格偏离实际市场价格时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。

（3）通过中长期电力合同促进优先发电计划的实施。地方政府应将地方优先发电计划转化为中长期电力合同或差价合同，鼓励高比例签订年度中长期合同或差价合同，明确月度安排和责任实施主体，确保优先发电计划的刚性实施。

（4）促进电力中长期合同的电子运行。全面推进中长期合同签订的平台化和电子化。在签订形式上，市场主体在参与交易前签订交易承诺书，视为同意在交易平台上签订交易电子合同；合格地区可通过“电子签章”或以同样的法律效力执行电子合同程序。在市场实体授权的前提下，电子合同程序可通过交易平台自动完成，形成标准的电子合同标准文本。

二是加强分时签约

（1）优化时间划分方法。地方政府主管部门与电网企业、电力交易机构合作，根据电力结构变化、近三年电力供需形势和电力现货市场试运行计划，考虑2023年地区电力供需形势，进一步优化时间划分，交易时间数量从3-5段增加到5段以上，结合实际电力负荷和新能源输出特点，根据需要明确划分高峰、深谷时段。地方政府应充分考虑电力现货市场的试运行安排，做好与现货市场的联系，约定现货市场运行期间负荷曲线的形成和调整。进一步扩大分期交易范围，2023年分期签约规模，比例不得低于上一年。

（2）完善分时段交易的组织方式。通过双边谈判、集中交易（包括竞价交易、滚动匹配交易和上市交易）等方式，灵活组织分时段交易，交易周期包括年度、季度（多月）、月度等。鼓励年度、季度（多月）交易以双边谈判为主，月度交易以集中竞价为主，电网企业按照国家有关政策代理购电市场化采购。合格省份将进一步细化分时段交易至月内，按十周定期开市，现货试点区域按工作日连续开市。

三、优化跨省中长期交易机制

（1）送受端政府主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接，鼓励签订多年、年度送电协议，明确年、月用电规模、分时曲线（或形成方式）和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导地区发电企业、电网企业和交易机构采取市场化方式，落实政府间送电协议。

（2）坚持跨省中长期合同高比例签订。推动跨省区优先发电计划全部通过中长期交易合同实施。对于配套电源等明确供电主体的优先发电计划，年度市场应按年度计划全额签订合同。对于未明确供电主体的优先发电计划，年度签约比例不得低于年度供电规模的90%。剩余电量由月中长期交易确定。交易未达成的，可以先安排供电，价格协商一致后结算或清算。配套电源在优先实施省级供电计划的基础上，满足国家明确消费省级供电需求。如果仍有剩余电力，可以参与其他市场化交易。

（3）完善跨省中长期交易机制。完善跨省中长期交易机制，进一步缩短交易周期，按十周定期开市，符合条件的按工作日连续开市。通过双边谈判、集中交易（包括竞价交易、滚动匹配交易和上市交易），确定送电价格、规模和分时曲线（或形成方式），确定每月电量规模和曲线（或形成方式），进一步扩大峰谷价差。跨省、跨区煤电（包括跨省输电通道配套煤电）应严格执行国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制的相关要求。

四、完善市场价格形成机制

（1）引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和发电企业的承受能力，鼓励买卖双方在中长期合同中建立交易电价和煤炭、天然气价格联动条款，引导煤炭交易电价和天然气市场价格变化的合理浮动机制，更好地保证能源供应的稳定。

（2）合理扩大峰谷价差。地方政府应根据实际情况，制定适应当地电力供需和市场建设的中长期合同价格形成机制，合理扩大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制的联系。鼓励探索国家允许的价格波动范围。

（3）完善高能耗企业市场交易电价形成机制。地方电力主管部门能耗行业重点领域能效标杆水平和基准水平，地方电力主管部门推动相关职能部门及时出台并动态完善地区高能耗企业目录。高能耗企业的交易价格不受燃煤基准价上涨20%的限制。高能耗企业与其他企业同时交易的，在供应紧张时，可以优先清理其他企业的交易电量。优先推动高能耗用户落实可再生能源消费责任权重，通过参与绿电交易或购买绿色证书完成消费责任权重。

（4）完善绿色电力价格形成机制。鼓励电力用户与新能源企业签订年度以上绿色电力交易合同，锁定新能源企业长期稳定的价格水平。根据绿色电力供需形成绿色电力交易价格，进一步反映绿色电力的环境价值，明确绿色电力的电能价格和绿色环境价值。实施绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先考虑，加强绿色电力交易与绿色证书交易的联系。