云南电力中长期交易：明确储能注册机制，探索建立储能参与电力市场机制

储能与电力市场获悉，近日，国家能源局云南监管办公室发布关于公开征求《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》《云南绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。

其中《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》中提到，所称中长期交易是指具备批发交易资格的经营主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的以年度（多年）、月度（多月）、周（多周）、日（多日）等为时间周期的电能量批发交易。

该细则所称的电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。

市场注册审查通过的发电企业、电力用户、新型储能企业、分布式电源、电动汽车充电设施经营主体原则上无需公示，注册手续直接生效。

经营主体市场注册信息发生变化后，应在5个工作日内向首次注册的电力交易机构提出信息变更申请。

新型储能企业信息变更内容包含新型储能企业主体储能项目（单元）转让、储能单元容量调整、其他影响交易组织的关键技术参数变更等。

云南电力中长期交易现阶段主要包括直接开展的电量交易和合同电量转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。

直接开展的电能量交易主要包括：优先发电计划电量、跨省中长期市场化交易电量、省内中长期直接交易电量、电网企业代理购电交易电量及绿色电力交易。月度事前合同电量转让交易包括发电合同、用电合同电量转让。

根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易划分为年（多年）、月（多月）、周（多周）、日（多日）交易等周期。

电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易（集中撮合交易）、连续挂牌交易（滚动撮合交易）和挂牌交易三种形式。其中集中竞价交易可采用边际出清或高低匹配等价格形成机制。

另外，细则表示要持续丰富交易品种，推动市场机制不断完善。强化与绿色电力交易衔接，以市场化方式引导绿色电力消费。探索建立灵活调节、储能、应急等不同类型电源参与电力市场机制，引导各种类型电源的投资建设。建立需求侧响应机制，充分挖掘各类经营主体响应潜力，共同保障电力供应安全。

电力交易机构负责向市场成员出具结算依据，市场成员根据相关规则进行电费结算。其中，跨区跨省交易由组织该交易的电力交易机构会同送受端电力交易机构向市场成员出具结算依据。

电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括但不限于以下内容：

经营主体因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并应当在电费结算依据中单项列示。

电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。

《云南绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》表示，该细则适用于开展2025年度及之后的云南省内绿色电力交易。

初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。

根据交易对象的差异，绿色电力交易可分为批发侧绿色电力交易和零售侧绿色电力交易。

云南绿色电力交易现阶段主要包括直接交易和事前合同转让交易。直接交易方式包括双边协商、挂牌等，后续根据市场需要进一步拓展交易方式，具体以电力交易机构的交易公告信息为准。

事前合同转让交易包括发电合同、用电合同转让，绿证部分随电能量部分一并转让。

参与交易的主体应在申报绿色电力交易电量的同时，分别申报绿色电力的电能量价格、绿证价格。其中绿证价格申报的最小单位为0.01元/MWh。核发可交易绿证的发电企业绿证价格申报值不小于零。

交易电量、电能量价格等其他申报要求按照省内相关电力市场细则执行。

相较于普通的电力零售套餐，绿色电力零售套餐的套餐参数增加绿电类型、绿色电力交易电量、绿证价格、是否允许售电公司确认溯源结果。

现阶段，可选绿电类型包括“其他水电”（除存量常规水电外的其他水电）、“风电”“光伏”。后续若其他类型绿电，如“生物质发电”“地热能发电”等进入市场，经电力交易机构公告后，可选绿电类型相应增加。

分别约定“其他水电”“风电”“光伏”等各类型绿电的电量，申报电量通过交易周期内实际用电量的一定比例的方式明确。申报最小单位为1%，分别约定“其他水电”“风电”“光伏”等各类型绿电的比例，绿电类型可多选，各约定比例不大于100%，不小于0，且所有比例加总不大于100%。

绿证价格申报值不小于零，最小单位为0.01元/MWh。

绿色电力交易结算按照“月结月清”的原则开展，绿色电力交易结算包含电能量部分结算和绿证部分结算，两部分结算同步开展。电能量部分结算按照省内相关电力市场细则执行，绿证部分结算按照本实施细则执行。

原文如下：

责任编辑：Jaya