近日，昆明电力交易中心关于征求云南省新能源上网电价市场化改革配套细则意见建议的函，并随函对三份细则文件进行意见征集：
▌云南省新能源参与电力市场衔接细则（征求意见稿）
细则明确已投产新能源电厂（含集中式光伏和风电、分布式光伏、分散式风电，下同）全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成。
未入市的集中式新能源项目（含集中式光伏扶贫项目），上网电量由电网企业按市场交易均价进行结算。市场交易均价按照项目类型分光伏、风电确定市场交易均价，电力现货市场未全月连续运行月份，市场交易均价按照同电源类型机组省内月度直接交易（含日交易）均价确定；电力现货市场全月连续运行月份，市场交易均价按照同电源类型机组实时市场月度分小时上网电量和分小时节点电价加权计算确定。涉及调试期电量的按照调试期有关政策执行。
未入市的分布式光伏、分散式风电，入市未经聚合的分布式光伏、分散式风电作为价格接受者参与市场结算，并由电网企业进行差价结算。
未入市的增量工商业分布式光伏，电能电费计算和差价结算有关要求参照未入市的集中式新能源执行。
光伏扶贫项目，电能电费计算参照未入市的集中式新能源有关要求执行，并由电网企业进行差价结算。
新能源电厂按照南方区域和省内中长期交易有关要求参与中长期交易，已注册入市但未经聚合的分布式新能源，作为价格接受者参与市场结算，不参与中长期市场交易。新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。
集中式新能源以报量报价或报量不报价参与现货市场优化出清。分布式光伏、分散式风电按同一节点聚合后成为可直接调度的发电类虚拟电厂，以报量报价或报量不报价参与现货市场。新能源电厂全电量参与实时市场，加快推动实现自愿参与日前市场，具体按照南方区域和省内有关规定执行。
现货市场申报价格和出清价格上下限等约束暂按南方区域及省内有关规定执行，后续衔接南方区域电力市场建设情况，适当放宽现货市场上下限价格。
▌云南省增量新能源项目竞价细则（征求意见稿）
细则指出竞价主体为2025年6月1日起全容量并网、完成政府核准或备案且未纳入过机制执行范围的集中式、分布式、分散式新能源项目。
集中式新能源项目自主参与竞价。对于分布式和分散式新能源项目，可选择自主参与或由代理商（已注册入市具备交易资格的虚拟电厂、售电公司等）代理参与竞价。分布式和分散式项目主体在同一场次仅可选择一家代理商作为其竞价代理机构。
竞价参数：
年度机制电量规模确定：按项目类型区分光伏和风电（含分布式和分散式，下同）分别设置年度机制电量规模。新增光伏项目机制电量规模，按照全部参与竞价申报新增光伏项目预计上网电量的比例R1确定，新增风电项目机制电量规模，按照全部参与竞价申报新增风电项目预计上网电量的比例R2确定。
项目预计上网电量确定：电网企业按照全省同类型新能源项目逐月上网电量÷同类型新能源项目逐月平均装机计算新能源项目逐月利用小时数，利用同类型新能源逐月利用小时数按年分别求和后，平均计算得到全省集中式风电、集中式光伏、分布式光伏、分散式风电近三年上网电量折算的年均利用小时数（分布式和分散式新能源无数据时采用集中式新能源数据），并向昆明电力交易中心提供；
昆明电力交易中心按照新能源项目装机容量×同类型项目年均利用小时数计算拟参加竞价新能源项目预计上网电量。在竞价组织前，若新能源项目被认定为2025年6月1日以前全容量并网的项目，预计上网电量置0。
单个项目申报电量上下限比例确定：设置光伏项目申报电量占上网电量的上下限Q1，风电项目申报电量占上网电量的上下限Q2。
单个项目申报电价上下限确定：设置光伏项目申报电价上下限P1，风电项目申报电价上下限P2，竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，竞价下限初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定。
竞价申报：分为风电和光伏两类项目分别组织开展竞价（分布式、分散式新能源与同类型集中式新能源合并组织），竞价登记截止后，若其中一种项目类型参与竞价的项目个数少于等于5个时，合并组织竞价，申报电量上下限比例按原类型设置，其余申报和出清相关参数按照个数超过5个的项目类型确定，若两种项目类型参与竞价的项目个数均少于等于5个时，报政府主管部门明确组织要求。直接参与竞价的新能源项目由项目投资方（该项目所属法人单位或自然人）以项目为单位，由虚拟电厂、售电公司等作为代理商的以代理商为单位，在申报时间窗口内按照项目类型在交易平台开展对应申报，申报信息包括电量和电价，申报电量最小单位为0.0001万千瓦时、价格最小单位为0.0001元/千瓦时。
初期采取分段申报方式，申报不超过N（具体由省级主管部门明确）段机制电量、机制价格信息，申报机制价格需按分段单调递增。申报信息以最后一次在竞价系统提交的信息为准。
竞价出清：申报结束后，竞价系统按照不同项目类型分别开展统一出清，根据确定的机制电量规模需求，竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。
执行期限：执行期限按照同类项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定，暂按照12年确定。
考核机制：参与竞价并纳入机制电量的新能源项目应严格按照申报时间全容量并网，初期分布式光伏和分散式风电暂不执行考核，集中式新能源项目实际全容量并网时间较申报全容量并网时间出现延迟（延迟时间按自然月向上取整计算），对项目执行期限进行相应扣减。
▌云南省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则（征求意见稿）
细则提到，电网企业按照“月清月结”的原则，以自然月为周期对注册进入电力市场的新能源项目纳入可持续发展价格结算机制的上网电量（以下简称机制电量）进行差价结算，差价结算费用与上网电费同步确认、同步支付，纳入系统运行费用由工商业用户按当月用电量等比例分摊（分享）。用于差价结算的机制电量、机制电价、市场平均价格等依据《实施方案》及机制电价竞价结果确定。
新能源项目开展差价结算需同时满足以下四个条件，并在各条件均满足的次月起开展差价结算：
1．纳入结算机制。增量项目以参与机制电价竞价并入选后，竞价结果生效日期为准；存量项目以《实施方案》印发日期为准。
2．进入电力市场。以昆明电力交易中心确认的新能源项目注册入市日期为准。
3．进入商业运营。以新能源项目按《发电机组进入及退出商业运营办法》及省内相关政策规定程序进入商业运营的日期为准。
4．全容量并网。（1）集中式新能源项目以云南省能源局发布的并网清单为准。（2）分布式新能源项目按项目所属并网点（购电户）分别开展差价结算，并网时间以各州市能源主管部门发布的并网清单为准（含备案证编号、并网容量、并网时间）。
差价结算：每月昆明电力交易中心按结算管控相关安排向电网企业推送用于差价结算的市场交易均价、上一月各新能源项目跨省区及跨经营区中长期成交电量明细等用于差价结算的数据。电网企业对满足差价结算条件或差价预结算条件的新能源项目，按如下公式开展新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用计算：
（1）机制电量＝Max{0，(上网电量－跨省区及跨经营区中长期成交电量)}×机制电量比例，其中上网电量不含调试运行期上网电量。
（2）差价结算费用＝机制电量×（机制电价－市场交易均价）。
原文如下：
