云南電網有限責任公司、昆明電力交易中心有限責任公司，各發電企業、電力用戶、售電公司：

為深入貫徹落實黨的二十大精神，充分發揮中長期合同壓艙石、穩定器作用，穩定市場預期，保障電力安全穩定供應，維護良好市場秩序，按照國家有關做好電力中長期合同簽訂履約工作要求，結合云南實際，現就做好2026年電力中長期合同簽訂履約工作有關事項通知如下：

一、充分發揮中長期交易穩定市場的“壓艙石”作用

（一）直接交易用戶側簽約比例。參與電力市場的批發交易用戶（含售電公司、電網代購電），2026年年度中長期合同簽約電量占其上一年度（2024年11月至2025年10月，以下類同）用電量的比例應不低于80%（含年度新能源機制電量），并通過后續月度、日交易，當月交易電量（含事前合約轉讓）占當月實際用電量的比例應不低于90%（含月度新能源機制電量占比），視為月度足量簽約。其中，批發交易用戶承接的年度新能源機制電量按其上一年度用電量占全體工商業用戶上一年度用電量比例乘以年度新能源機制電量總量計算，年度新能源機制電量總量按電廠注冊裝機容量（未注冊則取競價登記容量）、預計全容量投產時間和同類型電源前三年上網電量折算的月度平均利用小時數以及機制電量比例計算；批發交易用戶承接的月度新能源機制電量占比按當月月度新能源機制電量總量占上一年度對應月份全體工商業用戶用電量比例確定，月度新能源機制電量總量按新能源電廠注冊裝機容量（未注冊則取競價登記容量）、全容量投產實際時間和同類型電源前三年上網電量折算的月度平均利用小時數以及機制電量比例計算；由交易中心分別在年度和月度交易組織前進行公布，事后不再進行調整。售電公司以其簽約的2026年零售用戶為基準，計算上一年度用電量。優先發電盈余保障電網代理購電電量納入電網代理購電年度合同范疇，在計算電網代理購電簽約比例時將優先保障電網代理購電預計電量視同為已簽約的年度合同電量開展簽約率考核計算。
若用電主體有投產自備電廠、建設自發自用為主的分布式光伏電站的，在認定相應用電主體2026年年度中長期簽約比例時，以其實際下網電量加上新投產自備電廠、自發自用為主的分布式光伏電站等同期（2024年11月至2025年10月）發電量，減去2026年同一自備電廠、分布式光伏電站等發電計劃量，作為年度簽約比例測算基數，認定年度中長期合同簽約完成比例。
具體操作時，一是由用電主體向昆明電力交易中心提出年度簽約比例重新認定申請，并提供2024年11月至2025年10月期間實際下網電量和自備電廠、分布式光伏電站等實際發電量，以及同一自備電廠、分布式光伏電站等2026年發電計劃量；二是由云南電網公司對用電主體提供的2024年11月至2025年10月期間實際下網電量和自備電廠、分布式光伏電站等實際發電量提出認定意見，存在異議時與用電主體重新確認；三是昆明電力交易中心根據有關數據開展電力中長期年度簽約比例認定工作。若用電主體提供相應所屬電站2026年發電計劃量與實際發電量發生較大偏差，再行研究認定后按照年度簽約比例進行清算。昆明電力交易中心已出具結算依據的，待年度簽約比例認定工作全部結束后一并開展清算工作，清算僅在批發側執行。
若出現并網型綠電直連項目，相關要求另行明確。

（二）電廠側簽約比例。考慮2026年供需預測情況，為與用電側電量匹配，水電廠、火電廠2026年年度中長期合同簽約電量（含年度優先計劃分配的西電東送電量、跨省區跨經營區交易電量）應不低于其上一年度（2024年11月至2025年10月）上網電量（投產不滿一年的，參照同類型機組發電利用小時數）的80%，其中，跨省區跨經營區交易電量包括跨省區跨經營區自主參與交易電量和網對網電力交易省內承接交易電量，以下類同；所有水電廠、火電廠需要通過后續月度、日交易，當月交易電量（含事前合約轉讓、跨省區跨經營區交易電量）達到當月實際上網電量的90%，視為月度足量簽約。
風電場和光伏電廠2026年年度中長期合同簽約電量（含年度優先計劃分配電量、跨省區跨經營區交易電量、年度新能源機制電量）應不低于其上一年度（2024年11月至2025年10月）上網電量（投產不滿一年的，參照同類型機組發電利用小時數）的80%。所有風電場和光伏電廠需要通過后續月度、日交易，當月交易電量（含事前合約轉讓、跨省區跨經營區交易電量、月度機制電量）達到當月實際上網電量的90%，視為月度足量簽約。其中，納入機制執行范圍的新能源電廠，從承諾全容量并網時間次月起（已執行機制的新能源電廠自2026年1月起），月度機制電量按照max[實際上網電量-月度發電能力*（1-新能源電廠機制電量比例），0]計算，月度發電能力按照省內規則計算。
組織開展年度交易時，各類電源不再申請調整年度分月交易能力。在月度所有中長期交易完成后，可組織開展月度事后偏差電量轉讓（不改變已有的中長期合同，僅用于市場主體的簽約率計算），在發電企業之間、批發交易用戶之間分別開展。具體月度簽約率的計算時，電廠跨省送電交易電量按照max（西電東送月度計劃電量，西電東送月度實際電量）確定，月度簽約率計算結果不隨后續因抄表、計量差錯等原因導致的電量差錯引起的差錯清算而調整（結算實施細則定義實際電量）。

（三）激勵機制。為確保市場平穩，發揮中長期穩定市場“壓艙石”作用，激勵市場主體中長期高比例簽約。在偏差交易組織完成后對未足量簽約的市場主體進行考核，并將考核費用的分攤分享納入下一結算周期。其中，批發交易用戶考核費用為max{當月實際用電量*（1-月度新能源機制電量占比）-當月交易電量，0}*K*當月清潔能源市場月度偏差電量基準價，電廠側考核費用為max{當月實際上網電量-當月交易電量，0}*K*當月清潔能源市場月度偏差電量基準價。年度足量簽約但月度未足量簽約的市場主體考核系數K為0.03，年度未足量簽約但月度足量簽約的市場主體考核系數K為0.05，年度未足量簽約且月度未足量簽約的市場主體考核系數K為0.1。2026年年度交易截止時還未入市的市場主體，月度、日交易需要滿足月度簽約比例，對月度未足量簽約的市場主體考核系數為0.03。

為平穩推進全量新能源入市交易，分布式光伏、分散式風電暫不開展中長期未足量簽約考核，也不納入簽約率考核電費分享主體范圍。現貨市場運行期間，分布式光伏、分散式風電暫不開展中長期偏差收益回收電費的計算及分攤分享。

（四）鼓勵簽訂多年中長期合同。鼓勵市場主體積極簽訂一年期以上長期交易合同，云南電網公司、昆明電力交易中心應積極創造條件，提供必要信息。鼓勵簽訂三年以上長期合同。

二、新型經營主體參與市場相關要求

同時存在發用電特性的新型經營主體（含新型儲能企業、虛擬電廠、負荷聚合商、智能微電網等），可根據其自身的購售電需求作為用電企業或發電企業參與市場。為鼓勵新型經營主體參與中長期市場交易，在新型經營主體發展的市場初期，對其所有聚合資源均在10千伏及以下的新型經營主體，暫不開展中長期簽約率考核及費用分攤分享；在發電結算角色下暫不開展發電側中長期交易偏差收益回收費用和中長期、現貨損益風險防控機制的計算和費用分攤分享；在用電結算角色下暫不開展用電側中長期交易偏差收益回收費用、用戶側偏差收益轉移費用和中長期、現貨損益風險防控機制的計算和費用分攤分享。

三、強化合同履約和監管

（一）做好中長期市場與現貨市場銜接。參與批發交易的市場經營主體按時段開展電力中長期交易，根據發用電預測數據協商確定分時段電量、電價。根據深化云南電力市場建設工作要求，做好中長期分時交易與現貨交易銜接，煤電與其他類型電源同臺參與電能量市場交易，簽訂中長期合同，采用相同的市場價格形成機制和市場結算機制。分布式新能源具備直接參與南方區域現貨市場交易條件時，可通過自主交易參與中長期和現貨市場；不具備直接參與條件前，通過聚合方式參與中長期和現貨市場。
（二）做好電力中長期合同調度執行。電力調度機構應根據負荷預測、可再生能源發電等情況合理安排電網運行方式，及時優化調整，做好非現貨運行期間中長期交易合同執行。因電力供需、電網安全、可再生能源消納等原因需要調整生產計劃的，優先通過市場化方式進行。建立完善應急調度機制，在特殊情況下，按照國家應急調度規則執行。
（三）健全中長期合同靈活調整機制。昆明電力交易中心要認真分析研判電力市場運行態勢，組織多種形式的交易。市場主體根據市場供需、電網約束、自身發用電情況、新能源出力波動等因素，以雙邊協商或集中交易方式，通過年度、月度（多月）、日等時間周期的交易品種進行調整，實現從粗調到細調、精調，推動中長期交易更符合實際運行要求。
（四）做好綠電中長期合同簽約履約。鼓勵風電場、光伏電廠機制電量外的上網電量與電力用戶（售電公司）簽訂綠電中長期合同，交易價格中分別明確綠色電力的電能量價格和綠證價格。
（五）推進信用服務機構見證簽約。昆明電力交易中心負責歸集市場主體簽約、履約、信用評價信息（價格等市場主體私有信息除外），通過電力交易平臺加密傳遞至云南省信用中心，相關信息通過“信用中國（云南）”網站進行公開（網址：http://yncredit.yn.gov.cn/），并共享至全國信用信息共享平臺。信用服務機構要建立信用記錄，做好風險提示。
（六）健全市場主體信用評價體系。昆明電力交易中心應按照相關評價辦法，持續開展市場主體交易行為信用評價，以評價結果作為市場主體信用考量標準，建立全面、規范的市場主體信用檔案。政府有關部門加大對違約行為的追責力度，促進市場主體誠信履約。加強履約監管，對市場主體失信行為予以適當公開，定期發布市場主體履約情況通報。對于未完成履約責任，或違法失信行為影響電力安全和市場秩序的市場主體，要依法依規開展失信懲戒。
（七）加強零售市場統一規范管理。按照國家《售電公司管理辦法》及省內出臺的有關規定，進一步規范和加強售電公司準入退出、零售交易、信用和風險管理，保障市場有序穩定。規范統一售電公司交易和結算模式，售電公司在參與2026年批發和零售交易前，須完成和電網企業結算協議的簽訂，簽訂的零售套餐和合同須滿足市場交易規則。計量點最高電壓等級在10kV及以上的電力用戶，可選擇批發市場或零售市場交易，其他電力用戶直接參與零售市場交易。鼓勵售電公司和零售用戶靈活配置現貨零售套餐（現貨電量占比不低于批發交易用戶承接的月度新能源機制電量占比），促進批零價格傳導、挖掘用戶側調節潛力。

四、強化保障措施

（一）及時組織完成年度交易。2026年省內電力市場中長期交易在昆明電力交易中心系統（平臺）組織開展。按照省內2026年優先發電計劃安排，相應合同納入電力中長期交易合同范疇，落實至相關發電企業，作為年度市場化交易的邊界。各發用電企業要積極開展年度交易合同的協商，原則上在2025年底完成年度中長期合同簽訂。昆明電力交易中心要組織做好交易工作，并及時報送年度中長期合同簽訂情況。
（二）嚴格執行電網企業代理購電機制。按照國家及省內關于電網企業代理購電的有關要求，規范開展代理購電業務，不斷縮小電網企業代理購電范圍。
（三）做好市場信息披露工作。信息披露主體應嚴格按照信息披露有關規定，認真做好信息披露工作，確保信息及時、準確、完整，保障市場公開透明。昆明電力交易中心應做好信息披露平臺的運營和完善，創造良好的信息披露條件。
（四）持續提升市場主體交易能力。電力市場運營機構共同要做好市場主體培訓，講解政策要求、相關市場規則相關內容，強化各類主體對現貨市場的認識和規則的理解。市場主體不斷提高自身分時段電量預測水平，并結合中長期交易已簽約分時段電量，積極參與現貨市場，保障現貨市場平穩運行。
國家和省內相關政策有調整的，有關事項另行通知。


云南省能源局
2025年 月 日