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 对于配套电源等明确送电主体的优先  炭、天然气价格挂钩联动条款，引导  形成，应在对标当地燃煤市场化均价          原则，加快建立和完善偏差结算机制，

 发电计划，年度市场应按照年度计划  形成交易电价随煤炭、天然气市场价  基础上，进一步体现绿色电力的环境          引导市场主体按照合同电量安排发用
 足额签约。对于未明确送电主体的优  格变化合理浮动机制，更好保障能源  价值，在成交价格中分别明确绿色电          电计划。偏差结算价格机制及偏差资

 先发电计划，年度签约比例不得低于  稳定供应。  力的电能量价格和绿色环境价值。落                     金的分配方式应在市场规则中予以明
 年度送电规模的 90%，剩余电量通过  （二）合理拉大峰谷价差。各地  实绿色电力在交易组织、电网调度、          确并提前向市场主体发布。电力现货

 月度或者月内中长期交易确定，如交  应结合实际情况，制定同本地电力供  交易结算等环节的优先定位，加强绿          市场运行期间，中长期偏差电量按照

 易未达成，可先行安排送电，待价格  需和市场建设情况相适应的中长期合  电交易与绿证交易衔接。               现货市场规则结算。针对新能源高占
                                            合
                          立
                             健
                                                 灵
                                              同
                                                       调
                                                    活
                                   中
                                         期
                                      长
                                全
 协商一致后结算或清算。配套电源在  同分时段价格形成机制，合理拉大峰  五、建立健全中长期合同灵活调            比地区可适当放宽分时段偏差电量结
                     、
                        建
 优先落实省间送电计划、满足国家明  谷价差，加强中长期与现货价格机制  整机制                       算要求，并视市场建设进程逐步收紧。
            整机制
 确消纳省份购电需求的基础上，如仍  衔接。在日内平段价格和加权平均交  （一）推动中长期交易连续运营。           电网企业代理购电用户偏差电量电费
 有富余电力，可参与其他市场化交易。  易价格均不超过国家允许的价格浮动  各地要加强市场模式、交易品种、交         按国家相关政策执行。
 （三）健全跨省区中长期交易机  范围的前提下，鼓励探索自行约定日  易方式等的系统设计，完善年度、月                  六、强化中长期合同履约和监管
                                                                     六、强化中长期合同履约和监管
 制。完善跨省区中长期交易机制，进  内各时段价格。  度、月内等多周期协同交易体系，创                         （一）做好中长期合同调度执行。
 一步缩短交易周期，实现按旬、周定  （三）健全高耗能企业市场交易  新交易机制、缩短交易周期、提高交            电力调度机构应根据负荷预测、可再
 期开市，具备条件的按工作日连续开  电价形成机制。基于国家出台的高耗能  易频次，积极探索推进中长期交易向         生能源发电等情况合理安排电网运行
 市。通过双边协商、集中交易（包含  行业重点领域能效标杆水平和基准水  日延伸，加快推动中长期交易连续运          方式，做好中长期交易合同执行。因
 竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）  平，各地电力主管部门应推动相关职能  营。2023 年各地应做到按周或旬常态     电力供需、电网安全、可再生能源消

 等方式确定送电价格、规模和分时曲  部门及时出台并动态完善本地区高耗能  化开市，可在电能量交易时同步开展         纳等原因需要调整生产计划的，优先
 线（或形成方式），年度签约时需确  企业目录清单。高耗能企业交易价格不  合同转让、回购交易，提高市场主体         通过市场化方式进行。不断完善应急

 定分月电量规模及曲线（或形成方  受燃煤基准价上浮 20% 限制。高耗能  交易便捷性。                  调度机制，在市场化手段用尽的情况
 式），进一步拉大峰谷价差。对于跨  企业与其他企业同场交易的，供应紧张  （二）完善新能源合同市场化调           下，通过应急调度保障电网安全、电

 省跨区煤电（包括跨省区输电通道配  时可优先出清其他企业交易电量。优先  整机制。完善与新能源发电特性相适         力平衡和清洁能源消纳，由于实施应

 套煤电），要严格落实国家煤电上网  推动高耗能用户落实可再生能源消纳责  应的中长期交易机制，满足新能源对         急调度影响原有中长期合同执行的，
 电价“基准价 + 上下浮动”市场化价  任权重，通过参与绿电交易或购买绿证  合同电量、曲线的灵活调节需求，鼓       根据实际情况进行责任划分。

 格机制相关要求。  方式完成消纳责任权重。  励新能源高占比地区探索丰富新能源                             （二）强化电力中长期合同履约。
 四、完善市场价格形成机制  （四）完善绿电价格形成机制。  参与市场交易品种，不断完善新能源                各地结合本地实际进一步修订完善分
 四、完善市场价格形成机制
 （一）引导市场交易电价充分反  鼓励电力用户与新能源企业签订年度  中长期合同市场化调整机制，丰富市            时段结算规则和流程，保障分时段合

 映成本变化。充分考虑燃料生产成本  及以上的绿电交易合同，为新能源企  场主体调整合同偏差手段。              同正常履约。若一定时间内购售双方
 和发电企业承受能力，鼓励购售双方  业锁定较长周期并且稳定的价格水  （三）完善偏差电量结算机制。             无法自主协商达成一致，将优先按照

 在中长期合同中设立交易电价与煤  平。绿色电力交易价格根据绿电供需  各地应按照“照付不议、偏差结算”           有关市场平均价格结算，待协商一致


 3  电力设计信息  ELECTRIC POWER DESIGN INFORMATION  ELECTRIC POWER DESIGN INFORMATION     电力设计信息              4
                                                                                     电力设计信息
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