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　　近日，国家发展改革委 国家能源局发布关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知，称抓紧签订2021年电力中长期合同。做好省内和跨省跨区电力中长期交易(含优先发电)合同签订的组织协调，努力在2020年12月底前完成年度中长期合同签订工作。

　　保障足量签约。充分发挥电力中长期合同的规避风险作用，鼓励市场主体及时、高比例签约，保障未参与电力市场交易的经营性电力用户用电。

　　各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅、经信厅、工信局）、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出能源监管机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、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责任公司、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：

　　各地政府主管部门、电力企业、交易机构要高度重视2021年电力中长期合同签订工作，做好省内和跨省跨区电力中长期交易（含优先发电）合同签订的组织协调，努力在2020年12月底前完成年度中长期合同签订工作。

　　（一）充分发挥电力中长期合同的规避风险作用。各地政府主管部门要鼓励市场主体签订中长期合同特别是年度及以上中长期合同，结合实际确定2021年年度及以上中长期合同签订工作目标，力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值90%—95%。未参与市场的经营性电力用户、优先发电企业也需参照中长期合同签约的相关要求，由电网企业与用户或发电企业签订合同。

　　（一）结合各地实际合理划分时段。鼓励参与交易的市场主体通过协商，分时段约定电量电价，签订电力中长期合同。电网企业应为符合条件的市场主体提供历史用电数据查询服务，并不断扩大市场主体范围，公布更加详尽的历史用电曲线。各地政府主管部门应根据本地区历史发用电曲线，制定并公布时段划分标准。起步阶段，对时段划分数量不做强制要求，区分为峰、平、谷段签订即可，也可以分成六段到十段，随着市场机制的不断完善逐步细化时段划分。有条件的地区可考虑按照季节性差异将一年各月划分高峰月、平段月和低谷月。

　　（二）提高分时段签约服务水平。各地政府主管部门会同电网企业，在本地区2020年典型工作日、节假日电力负荷曲线（见附件）的基础上，积极提供省内更多行业或地区的电力负荷曲线，加快建立电力用户历史用电信息查询机制，供市场主体签约时参考。鼓励电力用户自行提供电力负荷曲线，签订电力中长期合同；鼓励售电公司、综合能源服务机构等提供更细更精准的电力负荷曲线，帮助市场主体更好地参与市场交易。

　　（四）明确优先发电计划分时段电量。各地政府主管部门在制定本地区年度优先发电计划时，鼓励根据本地区中长期交易时段划分，确定优先发电分时段电量，实现优先发电与市场的衔接。对于风电、光伏发电和水电等较难精准预测的电源，可适当放宽要求，但应在分月生产计划安排之前完成时段电量分解。跨省跨区的优先发电计划和市场化送电，也鼓励通过送受双方协商，确定分时段电量。

　　交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。上下浮动比例由购售电双方协商确定，也可以执行政府主管部门推荐的相关标准。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价。市场初期，为保证市场平稳健康有序，各地政府主管部门可根据需要制定分时段指导价，指导价的峰谷差价应不低于已有目录电价的峰谷差价。

　　各地可结合市场规则，对一年期以上长期交易合同予以优先安排、优先组织落实、优先执行。

　　引入信用机构见签电力中长期交易合同。提高电力市场交易信用信息的归集和应用水平，各地应明确公共信用信息中心，通过电力交易机构的电力交易平台见签电力中长期交易合同，由电力交易机构提供其所见签合同的相关信息，并归集至全国信用信息共享平台，加强电力信用监管，促进电力中长期合同签约履约。

　　各地可参考已有规则签订中长期合同，确保不因交易规则影响12月底前完成2021年中长期合同签订工作。已有规则需要修订的，各地政府主管部门、国家能源局派出机构要根据职责分工抓紧修订。各地政府主管部门要切实发挥组织协调作用。合同各方应根据推荐的电力中长期交易合同示范文本，考虑不同市场主体、不同交易类型，积极推广应用，做到规范签约。各地政府主管部门要指导电力交易机构和有关企业，抓紧完成交易平台的适应性技术改造，保障合同签订工作顺利实施。

　　全面推进电力中长期合同签订平台化、电子化运转。完善各地交易平台功能和技术手段支撑，鼓励市场主体利用交易平台签订要素齐全的电子合同，简化工作流程、提高工作效率、降低流转成本。

　　（一）完善电力中长期合同市场化调整机制。各地原则上要按月以双边协商、集中交易等方式组织开展合同转让交易，并逐步缩短交易周期、增加交易频次，为市场主体调整合同电量及负荷曲线提供市场化手段。在合同方事先约定或委托的前提下，可在市场规则范围内对电力中长期合同负荷曲线进行灵活调整，为提升年度中长期合同签约比例提供必要的保障。

　　（二）建立偏差电量结算机制。各地市场规则中，应对合同电量与实际执行的偏差建立偏差结算机制。偏差结算机制应有利于鼓励市场主体按照合同电量安排发用电计划，偏差结算价格机制应在市场规则中予以明确并提前向市场主体发布。对分时段签订的中长期合同，充分考虑市场主体市场经验不足的实际，适当放宽分时段偏差电量考核要求。

　　（一）建立合同签订进展跟踪机制。各地政府主管部门应会同国家能源局派出机构，及时向国家发展改革委、国家能源局报送中长期合同签订情况，反映有关问题，统筹做好中长期合同签订与电力现货衔接工作。电力交易机构要建立中长期交易跟踪机制，按月跟踪并向政府有关部门、监管机构报送各类市场主体电力中长期合同签订与履约情况，做好向市场主体的信息披露。

　　（二）完善合同签订工作保障机制。各地政府主管部门抓紧制定中长期交易方案，做好组织实施；电力交易机构按照交易规则和方案组织做好中长期市场运营组织工作；电力调度机构做好中长期交易安全校核、计划执行和偏差调整说明等工作；信用机构做好合同见签；市场主体应依法依规做好中长期合同签订和履约。各地政府主管部门应尊重市场主体意愿，严禁出现指定交易价格、交易规模和市场主体等影响市场公平竞争的行为，保障市场规范运行。

　　北京市2024年度电力中长期交易圆满完成：累计成交电量233.72亿千瓦时

　　近日，为落实2024年电力中长期合同高比例签约要求，市城市管理委组织交易机构开展了2024年度中长期交易、绿电交易，累计成交电量233.72亿千瓦时，叠加年度电网代理购电555亿千瓦时，本市2024年度电力中长期合同签约比例完成94.55%，充分发挥了中长期合同压舱石、稳定器作用，为保障北京市电力充足供应

　　根据浙江电力市场建设有关工作安排，为满足2024年用电需求和电力稳定供应，浙江省近30万家工商业企业需要在年底前完成电力中长期合同签订。浙江能源监管办强化工作协同，积极筹备谋划，在电力中长期电力交易规则修订印发当日，发布了2024年浙江电力市场合同示范文本。2024年浙江电力中长期交易规则、零

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　　12月29日，湖南省发改委印发《2024年湖南省电力市场中长期交易方案》。方案对2024年湖南省电力中场中长期交易的规模、准入、主题、价格、交易组织等方面进行了规定。规模方面，方案预计2024年湖南省电力市场交易电量1200亿千瓦时（含电网企业代理购电电量），其中，年度交易电量规模为720亿千瓦时，考

　　河南省优化工业电价：推动新能源电量参与中长期交易 推动电力现货长周期试运行

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　　1月8日，从国网西藏电力有限公司获悉，截至目前，西藏清洁能源发电装机容量占发电总装机容量的比例超过90%，包括：水电装机容量占比53.72%、光伏发电装机容量占比36.32%、风电装机容量占比1.4%。西藏电源结构以水电、光伏发电为主，西藏电网基本实现清洁能源供电。国网西藏电力紧紧围绕服务西藏自治区

　　北极星售电网获悉，四川电力交易中心1月10日发布了四川电力交易中心发布《关于发布四川电力市场2023年12月注册、重大信息变更及注销市场主体名录的公告》。其中提出，2023年12月，四川电力市场新增注册生效市场主体共1580家，其中售电公司7家，电力用户1573家。重大信息变更市场主体共43家，其中售电公

　　去年立冬以来，我区受气候影响，风电整体出现小发状态，叠加负荷持续高位，全网电力供需形势严峻。2023年12月8日至今，内蒙古电力集团陆续发布高峰时段3000万千瓦需求响应。（来源：微信公众号：今日蒙电作者：今日蒙电）积极参与电力市场需求侧响应乌兰察布供电分公司闻令而动，率先参与电力市场需求

　　记者从国家电网了解到，截至2023年底，新疆累计外送电量达到7408亿千瓦时，其中，新能源电量占到近三成。新疆煤炭、风光等能源资源优势显著，是重要的综合能源基地之一。自从2010年11月我国启动疆电外送以来，新疆累计外送电量达到7408亿千瓦时。其中，新能源外送电量突破2100亿千瓦时，占到总外送电量

　　各市场主体：截至2023年12月31日，江苏电力市场主体共计118211家，其中发电企业1277家，售电公司192家，电力用户116742家（一类用户65家，二类用户116677家）。参与交易的市场主体共计108075家，其中发电企业211家，售电公司114家，电力用户107750家（一类用户65家，二类用户107685家）。本月市场主体

　　近日，四川能源监管办组织召开了2023年四川电力调度交易厂网座谈会，国网西南分部、国网四川省电力公司、四川电力交易中心、在川发电集团等23家企业参加会议。会议通报了2023年1-11月四川电力供需情况、省内及省间电力交易开展情况，分析了迎峰度冬期间四川电力供需形势及电网运行方式安排。四川能源监

　　国网西藏电力有限公司9日介绍，2023年，西藏实现外送电力25.7亿千瓦时。清洁能源发展迅猛，截至目前西藏电网清洁能源总体占比超90%，其中水电53.72%、光伏36.32%、风电1.4%，基本实现清洁能源供电。国网西藏电力有限公司为加快推进“双碳”(碳达峰与碳中和)目标建设，不断拓展外送渠道，提升青藏直流外

　　北极星售电网获悉，重庆电力交易中心发布了电力交易总体成交电量及电价2023，详情如下：重庆市内市场化交易净成交电量累计784.3亿千瓦时，成交累计均价（综合）为0.4853元/千瓦时。直接参与市场交易净成交电量累计459.7亿千瓦时，净成交累计均价（综合）为0.4780元/千瓦时；电网代理购电净成交电量累计

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　　12月15日，2024年重庆年度市场化交易正式开市，经过7天的电力市场连续运营，10家发电企业、60家售电公司达成市场化交易电量618亿千瓦时，交易规模、参与主体均刷新了年度市场化交易记录。同时，本次年度交易充分考虑了与现货市场接轨因素，市场主体以按旬申报、细分24时段的方式开展交易。后续，交易中

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　　2023年12月，省间中长期市场连续运营，达成月度、月内交易86笔，交易规模69.9亿千瓦时。01一是达成大水电增送电量3.9亿千瓦时。02二是通过中长期市场连续运营，达成阳城电厂及京津唐富余电力送江苏交易8.8亿千瓦时；达成祁韶、陕武、昭沂直流配套火电送甘肃交易14.5亿千瓦时；达成天中直流配套增送河南

　　海南2024年电力市场化交易工作实施方案：全年省内电力市场化交易规模约289.5亿千瓦时

　　北极星售电网获悉，海南省2024年电力市场化交易工作实施方案近日发布。2024年全年省内电力市场化交易规模约289.5亿千瓦时，其中包括市场主体直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。(一)燃煤发电机组发电上网电量全部进入市场，全年交易计划电量151.8亿千瓦时。(二)燃气发电机组发电上网电量全部