12月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》(以下简称“通知”)。通知提出坚持中长期合同高比例签约、优化签约组织方式、规范跨省区中长期交易、健全价格形成机制、完善新能源中长期市场机制等内容。

通知表示将第一批大型风电光伏基地项目按要求纳入优先发电规模计划，组织签订电力中长期合同。

鼓励新能源企业与电力用户签订年度及多年期绿电中长期合同，交易价格中应分别明确绿色电力的电能量价格和绿证价格，电能量部分纳入常规电力中长期交易管理范畴。

跨省区消纳需要实现大基地与配套的有效签约，鼓励新能源按照“煤电与新能源联营”原则，联合调节性电源与用户签订电力中长期合同，推动消纳责任权重向用户侧传导。

积极引导各类经营主体签订多年期电力中长期合同;扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同;

具体要求如下：

1、坚持电力中长期合同高比例签约

2024年各地燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量的80%;保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%;

用电侧的签约比例则要求不低于上一年度的80%;保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。

2、引导签订多年期合同

各地政府主管部门要积极引导各类经营主体签订多年期电力中长期合同，推进跨省跨区、省内优先发电规模计划、绿电交易等签订多年期电力中长期合同。

3、优化签约组织方式

完善交易组织方式，电力中长期市场原则上应实现按工作日连续开市;

优化交易时段划分方式，可按需增加划分尖峰、深谷时段，并做好与当地分时电价的衔接。

探索时段划分方式的动态调整机制;扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同;

科学合理制定偏差结算机制，明确电力中长期合同偏差结算价格机制及偏差资金分配方式，在市场规则或交易方案中予以明确并提前向相关经营主体发布。

4、规范跨省跨区电力中长期交易

严格落实跨省跨区优先发电规模计划，送受端政府主管部门要加强协商，组织电网企业、发电企业等经营主体明确电量分解安排、曲线、价格，按期完成年度电力中长期合同签订工作;

推动配套电源有效签约，在优先满足受电省需要的基础上，如月度、月内市场仍有富余能力的，可按照相关市场规则组织送电交易;

保障跨省跨区送电通道最低功率运行要求，送受端在落实优先发电规模计划签订年度电力中长期合同时，送电曲线应满足直流通道最低运行功率要求;

提高跨省跨区电力中长期交易灵活性，鼓励相关经营主体根据自身需求，通过年度、季度、月度、月内等多周期市场开展电能量交易及合同调整、合同转让交易。

5、健全电力中长期市场价格形成机制

合理设置电力中长期合同价格浮动机制，鼓励各地政府主管部门指导相关经营主体在电力中长期合同中设立交易电价与上下游商品市场价格挂钩的联动条款;

充分发挥分时价格机制引导作用，进一步优化完善电力中长期合同分时段价格的市场形成机制，引导用户侧主动削峰填谷;

探索畅通批发、零售市场价格传导机制，逐步推动批发市场形成的分时价格信号通过市场化方式向零售用户合理传导;

做好跨省跨区电力中长期交易与煤电容量电价机制的衔接，协商确定相关煤电机组的容量电费分摊比例和履约责任等内容;

进一步落实高耗能企业交易价格政策，推动出台并动态完善本地区高耗能企业目录清单。

6、完善新能源中长期市场机制

不断提高交易频次、缩短交易周期、丰富交易方式，完善与新能源发电特性相适应的中长期交易机制，满足新能源对交易电量、曲线的偏差调整需求;

研究建立促进新能源高比例签订年度及多年期中长期合同的有效机制。将第一批大型风电光伏基地项目按要求纳入优先发电规模计划，组织签订电力中长期合同。

跨省区消纳则需要实现大基地与配套的有效签约，鼓励新能源按照“煤电与新能源联营”原则，联合调节性电源与用户签订电力中长期合同，推动消纳责任权重向用户侧传导。在月度、月内市场可根据出力预测情况，以市场化方式调整送电电量及曲线。

鼓励新能源企业与电力用户签订年度及多年期绿电中长期合同，交易价格中应分别明确绿色电力的电能量价格和绿证价格，电能量部分纳入常规电力中长期交易管理范畴。积极推动绿电跨省跨区交易，促进绿电环境价值体现。

7、加强中长期合同履约方面

强化电力中长期合同履约，定期组织开展电力中长期合同履约情况评估;

按时完成年度电力中长期合同签订;

强化合同签订方式管理;

加强市场交易培训管理。

根据负荷预测、可再生能源发电等情况规范执行电力中长期合同;

建立健全市场交易信用监管机制，各地政府主管部门要建立健全市场交易信用监管机制，指导电力交易机构完善交易信用评价维度和指标体系，开展信用评价并向国家及省级公共信用信息管理机构共享信用评级结果。