2023年能源保供稳价有了“定心丸”

　　国家发展改革委、国家能源局发布《通知》，推动2023年电力中长期合同签订履约工作落地

　　近日，国家发展改革委官网发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》(以下简称《通知》)。国家发展改革委、国家能源局指导各地方、各发电相关企业规范有序做好2023年电力中长期合同签订履约工作，加强能源产供储销体系建设，充分发挥中长期合同压舱石、稳定器作用，保障电力平稳运行。

　　保障“量足”

　　确保市场主体高比例签约

　　确保市场主体高比例签约，是2023年电力供应的保障“基础”。《通知》明确：一方面，坚持电力中长期合同高比例签约。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度(含月内)及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。

　　另一方面，鼓励签订多年中长期合同。各地政府主管部门要积极引导市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，对多年期合同予以优先安排、优先组织、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。

　　同时，《通知》提出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，确保优先发电计划刚性执行。

　　“各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构，根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划，考虑2023年本地区电力供需形势，进一步优化时段划分方式，结合各地实际用电负荷与新能源出力特性，按需明确划分尖峰、深谷时段。”《通知》要求优化时段划分方式，进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。

　　《通知》提出，健全、优化跨省区中长期交易机制，要求送受端政府主管部门加强对接，推动跨省区优先发电计划全部通过中长期交易合同方式落实，鼓励签订多年、年度送受电协议。同时，进一步完善跨省区中长期交易机制，缩短交易周期，拉大峰谷价差。

　　保障“价稳”

　　完善市场价格形成机制

　　保障“量足”，更保障“价稳”。《通知》充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力，提出完善市场价格形成机制。

　　一是引导市场交易电价充分反映成本变化。鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制。

　　二是合理拉大峰谷价差。各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。同时，在符合国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。

　　三是健全高耗能企业市场交易电价形成机制。基于国家出台的高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，各地电力主管部门应推动相关职能部门及时出台并动态完善本地区高耗能企业目录清单。高耗能企业交易价格不受燃煤基准价上浮20%限制。

　　四是完善绿电价格形成机制。绿色电力交易价格根据绿电供需形成，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值，进一步体现绿色电力的环境价值。落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先定位，加强绿电交易与绿证交易衔接。

　　中长期合同具备弹性，绝非“一刀切”。《通知》明确建立健全中长期合同灵活调整机制。包括推动中长期交易连续运营，2023年各地应做到按周或旬常态化开市;完善新能源合同市场化调整机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求;完善偏差电量结算机制，偏差结算价格机制及偏差资金的分配方式应在市场规则中予以明确并提前向市场主体发布，按照“照付不议、偏差结算”原则，引导市场主体按照合同电量安排发用电计划等。

　　保障“落实”

　　强化中长期合同履约和监管

　　为保障2023年电力中长期合同顺利履约，《通知》明确四项监管任务：一是做好中长期合同调度执行。电力调度机构应根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式，做好中长期交易合同执行。不断完善应急调度机制，在市场化手段用尽的情况下，通过应急调度保障电网安全、电力平衡和清洁能源消纳，由于实施应急调度影响原有中长期合同执行的，根据实际情况进行责任划分。

　　二是强化电力中长期合同履约。各地结合本地实际进一步修订完善分时段结算规则和流程，保障分时段合同正常履约。若一定时间内购售双方无法自主协商达成一致，将优先按照有关市场平均价格结算，待协商一致后进行统一清算。对于跨省跨区中长期交易，送受端市场主体签订合同后，需严格按照合同约定的送电规模、曲线、价格执行，政府相关部门不得干预。

　　三是推进各级信用中心见证签约。电力交易机构负责归集市场主体签约、履约等市场主体非私有信息并传递至各级信用中心，确保信息传递安全性。国家公共信用信息中心归集北京、广州电力交易中心中长期合同信息，省级信用中心归集省级电力交易中心中长期合同信息，并共享至全国信用信息共享平台，同时纳入诚信履约保障平台开展监管。各级信用中心要建立信用记录，做好风险提示。

　　四是健全市场主体信用评价体系。各地政府主管部门要健全完善市场主体信用评价制度，丰富评价维度和指标，探索信用评价方法，拓展评价结果应用，建立全面、规范的市场主体信用档案。加大对违约行为的追责力度，提高违约成本，促进市场主体诚信履约，持续改善市场信用环境。提升市场监督能力，落实市场主体信用情况定期披露。根据市场主体信用状况开展分级履约监管，对于未完成履约责任，或违法失信行为影响电力安全和市场秩序的市场主体，要依法依规开展失信惩戒。（记者 刘 政）