日前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，就2026年电力中长期合同签约工作给出有关要求。
文件指出，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的70%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%。各地可在确保电力电量平衡的情况下，随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度电力中长期合同签约比例要求，但原则上不低于60%。
明确用电侧签约比例要求。各地用户侧年度电力中长期合同签约电量比例要求，应考虑外送/受电、本地各类型电源年度中长期合同签约比例要求、发电集中度、新能源机制电量等因素，科学量化测算确定，确保发用两侧总体供需匹配。同时，通过后续合同签订，保障用电侧每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的80%。
规范跨省跨区签约。对于优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受双方要加强协同，全额签订年度电力中长期合同并明确分月计划和送电曲线，形成稳定的省间电力潮流，送电曲线应满足配套电源及通道有关运行功率要求。结合电力市场建设进程，在满足电力保供需求的基础上，可探索完善跨省跨区优先发电规模计划签约履约机制。各地要明确跨省跨区输电工程配套新能源。鼓励通过绿色电力交易形式落实跨省跨区优先发电规模计划。建立并完善大基地内部各电源整体参与电力市场交易模式。
文件提出，完善分时段、带曲线签约机制。各地应在年度电力中长期交易组织中实现电力中长期分时段交易。电力现货市场正式运行和长周期试运行地区应做好中长期市场与现货市场的有效衔接，交易时段数应不少于24个;其他省份要根据电力运行实际特别是净负荷曲线(指总负荷曲线减去风光等不可控电源发电出力曲线)变化，引导供需双方持续优化细化中长期交易时段划分，明确中长期合同曲线分解和调整方式。
优化电力中长期价格形成机制。各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
公告如下：
