合约购
组织、优先执行。探索建立多年合约价格调整机制，合同签约价格较实际市场价格偏离较大时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。(三)推动优先发电计划通过电力中长期合同方式落实。各地要将本地优先发电计划
转化为电力中长期合同或差价合约，鼓励高比例签订年度中长期合同或差价合约，明确分月安排及责任落实主体，确保优先发电计划刚性执行。(四)推进电力中长期合同电子化运转。全面推进中长期合同签订平台化和电子化。在签约
组织、优先执行。探索建立多年合约价格调整机制，合同签约价格较实际市场价格偏离较大时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。（三）推动优先发电计划通过电力中长期合同方式落实。各地要将本地优先发电计划
转化为电力中长期合同或差价合约，鼓励高比例签订年度中长期合同或差价合约，明确分月安排及责任落实主体，确保优先发电计划刚性执行。（四）推进电力中长期合同电子化运转。全面推进中长期合同签订平台化和电子化。在签约
技术支持手段；（六）法律法规规定的其他权利和义务。电力用户：（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息；（二）获得
的情况下，可自愿申请退出市场。售电公司自愿申请退出售电市场的，应提前45个工作日向电力交易机构提交退出申请，明确退出原因和计划的终止交易月。终止交易月之前（含当月），购售电合同由该售电公司继续履行。在
，按照先集中竞价，后双边协商的方式组织，鼓励高比例签订年度中长期合约。年度双边合约曲线、价格经购售双方协商一致后，可按月调整。参与中长期交易的发电机组，应参照现货市场价格信号，提供多样性中长期合约曲线
的直流配电网工程示范。
(七)稳妥推进新能源参与电力市场交易。支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。对国家已有明确价格政策的新能源项目
，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。
(八)完善可再生能源电力消纳责任
端直流消纳成本(即通过配套火电或储能将送出曲线调整为直流技术可接受波形的成本)、受端市场消纳成本(即直流送电曲线与用户曲线不匹配时，在受端市场上购售电产生的损失)。为简化说明，首先在不考虑受端市场消纳
，促使用户侧主动承担光伏基地的各类消纳成本。
六是建议签订政府授权合约，锁定光伏基地收益，疏导各类消纳成本，盈亏由受端省份工商业用户共同承担，通过政府授权合约疏导光伏基地的各类消纳成本，必须
了接入增量配电网内部的分布式电源和可再生能源电站能够没有任何障碍地与用户交易与结算;三是电流电压监测、电表计量、电力购售电合约、用户报装等能源数据能够成为配售电企业开展用户节能、碳管理等综合能源服务业
9月3日，北京能源国际发布公告称，于2021年9月3日，公司的间接全资附属公司京能光伏与能高自动分别订立EPC合约A及EPC合约B。根据该等EPC合约，能高自动(作为承包方)将向京能光伏(作为发包方
9月3日，北京能源国际发布公告称，于2021年9月3日，公司的间接全资附属公司京能光伏与能高自动分别订立EPC合约A及EPC合约B。根据该等EPC合约，能高自动(作为承包方)将向京能光伏(作为发包方
交易能力汇总实现更大范围供需，缓冲局部地区局部时段极端供需情况。
二是完善健全电力金融市场，推进电力市场与期货市场联动，一方面将电价波动风险转移给金融市场主体，另一方面通过远期合约交易发现未来5～10
存储。
新能源上述特点决定了中长期合约不能作为发电调度安排的依据，而是体现为约定收益、对冲风险的工具;为了实现新能源发电上网，与新能源出力预测颗粒度一致的电力平衡市场是关键环节。化石能源发电的贡献则
