北极星储能网获悉，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、云南省能源局联合发布了《云南电力中长期市场实施细则》（以下简称“正式版”）的通知。
相较于2026年1月发布的《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》，此次的正式版主要进行了以下几方面的调整：
经营主体注册： 正式版取消了独立储能充放电户号的专属市场限制。具体变动为，删除了征求意见稿中“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”的规定，统一适用通用规则：“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： 正式版中，独立新型储能的充放电能力默认值不再遵循“两充两放”原则，而是保留为“根据其可调装机容量、最大连续储能时长等确定”。
价格机制： 正式版删除了关于用户侧用电价格构成的详细描述。即删除了“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”的表述。
绿电交易： 在绿电交易方面，对售电公司和虚拟电厂的要求进行了调整。由征求意见稿中的需“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”，虚拟电厂则需“关联至具体的分布式新能源项目交易单元”。
《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》详情参考：
《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》详情参考：云南中长期交易：不再人为规定分时电价水平和时段，初期签订固定价格合同
电力市场成员
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。
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。
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。
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。
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。
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