储能与电力市场获悉，近日，国家能源局云南监管办公室、云南省发展和改革委员会、云南省能源局关于印发《云南电力中长期市场实施细则》（以下简称“正式版”）的通知发布。
此次发布的正式版对比2026年1月《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》有如下主要调整：
经营主体注册上，正式版中取消了独立储能充放电户号的专属市场限制，使其与普通电力用户的市场选择规则保持一致。具体为删除征求意见稿中“经营主体所属的独立新型储能充放电户号只能选择批发市场，其他户号可按自然年以注册主体（企业/个人）为单位选择参与批发市场或零售市场。”，仅保留通用规则：“直接参与电力中长期市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场”。
独立新型储能充放电能力方面，正式版中对独立新型储能充放电能力默认值取消按照“两充两放”原则确定，保留“根据其可调装机容量、最大连续储能时长等确定”。
价格机制上，正式版删除对用户侧用电价格的描述。具体为删除了“直接参与交易的用户侧用电价格由电能量价格、输配电价、线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。输配电价、政府性基金及附加按照国家和云南省有关规定执行。电网企业代理购电用户的用电价格按国家和云南省相关规定执行。”
绿电交易方面，征求意见稿中售电公司、虚拟电厂参与批发侧绿电交易时，需 “明确承接该笔交易的零售用户”，调整为售电公司需 “将申报数据关联至具体的零售用户营销户号”；虚拟电厂需 “关联至具体的分布式新能源项目交易单元”。
正式版中明确电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和电网企业。其中，经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。
其中新型经营主体包括分布式光伏、分散式风电、储能、虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。
直接参与电力中长期市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。
云南电力中长期交易现阶段主要包括电能量交易和合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
根据交易方式不同，电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。
电能量交易是指发电企业、售电公司、直接参与电力中长期市场的电力用户、电网企业（代理购电）和新型经营主体直接开展的电量交易，主要包括：优先发电计划电量、跨省区和跨经营区中长期市场化交易电量（简称“跨省跨区中长期交易电量”）、直接参与的省内中长期交易电量、电网企业代理购电交易电量及绿色电力交易。
在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，可由省级相关主管部门授权电网企业代理省内发电企业利用剩余输电容量进行跨省跨区、跨电网经营区交易；具备条件的发电企业也可直接进行跨省跨区、跨电网经营区交易，但交易申报电量需进行合理性校验，优先满足省内用电和西电东送框架协议履行。
除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。
绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。
中长期合同电价可选择固定合同价格，也签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。市场初期暂以固定价格签订中长期合同，具备条件时建立灵活价格机制。
对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由云南省级价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。
交易约束条件主要包含净合同量约束和累计合同约束。
发电侧月度净合同量计算与调整方面，其中发电能力默认值要求，独立新型储能充放电能力默认值根据其可调装机容量、最大连续储能时长等确定。
另外，正式版中明确了电力交易机构常态化组织的交易品种包括：年度、月度（多月）、日前电力直接交易，年度、月度（多月）绿电直接交易，年度、月度（多月）、日合约转让交易，年度、月度（多月）代理购电交易。详细品种如下图所示。
采用双边协商方式开展交易时，经营主体需要在双边交易申报截止前将双边协商形成的意向协议通过电力交易平台提交至电力交易机构。
采用集中竞价方式开展交易时，经营主体需要在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。
电力中长期市场结算原则上以自然月为周期开展，按日开展清分、按月开展结算。
原文如下：
责任编辑：筱海
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