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。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。理顺中长期交易价格机制。各地应严格执行政府核定的输配电价。电力交易原则上采用顺价方式，即市场用户的用电价格由电能量价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加构成。暂不具备条件的地区应明确过渡期，尽快由价差方式转为顺价方式。及早完成年度合同签订工作。供需双方要本着长期合作、互惠共赢的原则，主动沟通，加强对接，力争在2020年12月底前基本完成双方合同签订工作。铁路运输企业要提前做好运力配置计划，保证在2021年1月底前完成产运需三方合同签订工作，对在上述期限内仍未完成合同签订的，原则上不再保留运力。供需双方在合同谈判期间，要确保煤炭市场供应平稳有序，不得影响正常发电供热和居民生活用煤需求。进一步提高中长期合同签订比例。规模以上煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，2019年以来核增产能煤矿核增部分签订比例应达到90%以上。规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭使用量的75%，使用进口煤的电厂，国内煤炭使用量的80%要签订中长期合同。规模以上煤炭和电力企业2021年签订的供需双方、产运需三方中长期合同数量均应不少于上年。中长期合同要有量有价真实有效。煤炭中长期合同的数量、质量、价格机制、违约责任、争议解决方式等基本要素应规范齐全。合同要真实有效，严禁以抢占铁路运力等为目的签订虚假合同，一经发现，记入企业信用记录，并对其在下一年度中长期合同签订中实施限制。鼓励使用合同示范文本企业价值评估，支持在全国煤炭交易中心平台签订电子商务合同。鼓励签订3年及以上的中长期合同。鼓励供需双方建立长期稳定战略合作关系，签订3-5年有明确价格机制的中长期合同，规模以上企业的3年及以上合同签订量原则上不低于年度中长期合同总量的30%。此前已签订尚未到期的中长期合同应继续执行。