（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，1月23日，国家能源局云南监管办公室关于公开征求《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》意见建议的通知发布。

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（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。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。

交易品种及方式

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。

参加批发交易的经营主体应签订分时段的电力中长期合同，以1小时为最小签约时段（每日24个时段，00:00—01:00为第一个时段）。

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。

价格机制

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。

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。

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。

交易类型

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：

按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<电力中长期市场基本规则>的通知》（发改能源规〔2025〕1656号）要求，结合云南电力市场运行实际和发展需要，云南能源监管办组织修订完善了《云南电力中长期交易实施细则》并形成征求意见稿，现向全社会公开征求意见。

欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见，有关意见建议（含可编辑电子版）请于2026年2月22日前通过电子邮件发送至scynb@nea.gov.cn，联系电话：0871-63067871。感谢您的参与和支持！

附件1：云南电力中长期市场实施细则（征求意见稿）.pdf

附件2.反馈意见表.pdf

国家能源局云南监管办公室

2026年1月23日