云南电网有限责任公司、昆明电力交易中心有限责任公司，各发电企业、电力用户、售电公司：

为深入贯彻落实党的二十大精神，充分发挥中长期合同压舱石、稳定器作用，稳定市场预期，保障电力安全稳定供应，维护良好市场秩序，按照国家有关做好电力中长期合同签订履约工作要求，结合云南实际，现就做好2026年电力中长期合同签订履约工作有关事项通知如下：

一、充分发挥中长期交易稳定市场的“压舱石”作用

（一）直接交易用户侧签约比例。参与电力市场的批发交易用户（含售电公司、电网代购电），2026年年度中长期合同签约电量占其上一年度（2024年11月至2025年10月，以下类同）用电量的比例应不低于80%（含年度新能源机制电量），并通过后续月度、日交易，当月交易电量（含事前合约转让）占当月实际用电量的比例应不低于90%（含月度新能源机制电量占比），视为月度足量签约。其中，批发交易用户承接的年度新能源机制电量按其上一年度用电量占全体工商业用户上一年度用电量比例乘以年度新能源机制电量总量计算，年度新能源机制电量总量按电厂注册装机容量（未注册则取竞价登记容量）、预计全容量投产时间和同类型电源前三年上网电量折算的月度平均利用小时数以及机制电量比例计算；批发交易用户承接的月度新能源机制电量占比按当月月度新能源机制电量总量占上一年度对应月份全体工商业用户用电量比例确定，月度新能源机制电量总量按新能源电厂注册装机容量（未注册则取竞价登记容量）、全容量投产实际时间和同类型电源前三年上网电量折算的月度平均利用小时数以及机制电量比例计算；由交易中心分别在年度和月度交易组织前进行公布，事后不再进行调整。售电公司以其签约的2026年零售用户为基准，计算上一年度用电量。优先发电盈余保障电网代理购电电量纳入电网代理购电年度合同范畴，在计算电网代理购电签约比例时将优先保障电网代理购电预计电量视同为已签约的年度合同电量开展签约率考核计算。
若用电主体有投产自备电厂、建设自发自用为主的分布式光伏电站的，在认定相应用电主体2026年年度中长期签约比例时，以其实际下网电量加上新投产自备电厂、自发自用为主的分布式光伏电站等同期（2024年11月至2025年10月）发电量，减去2026年同一自备电厂、分布式光伏电站等发电计划量，作为年度签约比例测算基数，认定年度中长期合同签约完成比例。
具体操作时，一是由用电主体向昆明电力交易中心提出年度签约比例重新认定申请，并提供2024年11月至2025年10月期间实际下网电量和自备电厂、分布式光伏电站等实际发电量，以及同一自备电厂、分布式光伏电站等2026年发电计划量；二是由云南电网公司对用电主体提供的2024年11月至2025年10月期间实际下网电量和自备电厂、分布式光伏电站等实际发电量提出认定意见，存在异议时与用电主体重新确认；三是昆明电力交易中心根据有关数据开展电力中长期年度签约比例认定工作。若用电主体提供相应所属电站2026年发电计划量与实际发电量发生较大偏差，再行研究认定后按照年度签约比例进行清算。昆明电力交易中心已出具结算依据的，待年度签约比例认定工作全部结束后一并开展清算工作，清算仅在批发侧执行。
若出现并网型绿电直连项目，相关要求另行明确。

（二）电厂侧签约比例。考虑2026年供需预测情况，为与用电侧电量匹配，水电厂、火电厂2026年年度中长期合同签约电量（含年度优先计划分配的西电东送电量、跨省区跨经营区交易电量）应不低于其上一年度（2024年11月至2025年10月）上网电量（投产不满一年的，参照同类型机组发电利用小时数）的80%，其中，跨省区跨经营区交易电量包括跨省区跨经营区自主参与交易电量和网对网电力交易省内承接交易电量，以下类同；所有水电厂、火电厂需要通过后续月度、日交易，当月交易电量（含事前合约转让、跨省区跨经营区交易电量）达到当月实际上网电量的90%，视为月度足量签约。
风电场和光伏电厂2026年年度中长期合同签约电量（含年度优先计划分配电量、跨省区跨经营区交易电量、年度新能源机制电量）应不低于其上一年度（2024年11月至2025年10月）上网电量（投产不满一年的，参照同类型机组发电利用小时数）的80%。所有风电场和光伏电厂需要通过后续月度、日交易，当月交易电量（含事前合约转让、跨省区跨经营区交易电量、月度机制电量）达到当月实际上网电量的90%，视为月度足量签约。其中，纳入机制执行范围的新能源电厂，从承诺全容量并网时间次月起（已执行机制的新能源电厂自2026年1月起），月度机制电量按照max[实际上网电量-月度发电能力*（1-新能源电厂机制电量比例），0]计算，月度发电能力按照省内规则计算。
组织开展年度交易时，各类电源不再申请调整年度分月交易能力。在月度所有中长期交易完成后，可组织开展月度事后偏差电量转让（不改变已有的中长期合同，仅用于市场主体的签约率计算），在发电企业之间、批发交易用户之间分别开展。具体月度签约率的计算时，电厂跨省送电交易电量按照max（西电东送月度计划电量，西电东送月度实际电量）确定，月度签约率计算结果不随后续因抄表、计量差错等原因导致的电量差错引起的差错清算而调整（结算实施细则定义实际电量）。

（三）激励机制。为确保市场平稳，发挥中长期稳定市场“压舱石”作用，激励市场主体中长期高比例签约。在偏差交易组织完成后对未足量签约的市场主体进行考核，并将考核费用的分摊分享纳入下一结算周期。其中，批发交易用户考核费用为max{当月实际用电量*（1-月度新能源机制电量占比）-当月交易电量，0}*K*当月清洁能源市场月度偏差电量基准价，电厂侧考核费用为max{当月实际上网电量-当月交易电量，0}*K*当月清洁能源市场月度偏差电量基准价。年度足量签约但月度未足量签约的市场主体考核系数K为0.03，年度未足量签约但月度足量签约的市场主体考核系数K为0.05，年度未足量签约且月度未足量签约的市场主体考核系数K为0.1。2026年年度交易截止时还未入市的市场主体，月度、日交易需要满足月度签约比例，对月度未足量签约的市场主体考核系数为0.03。

为平稳推进全量新能源入市交易，分布式光伏、分散式风电暂不开展中长期未足量签约考核，也不纳入签约率考核电费分享主体范围。现货市场运行期间，分布式光伏、分散式风电暂不开展中长期偏差收益回收电费的计算及分摊分享。

（四）鼓励签订多年中长期合同。鼓励市场主体积极签订一年期以上长期交易合同，云南电网公司、昆明电力交易中心应积极创造条件，提供必要信息。鼓励签订三年以上长期合同。

二、新型经营主体参与市场相关要求

同时存在发用电特性的新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等），可根据其自身的购售电需求作为用电企业或发电企业参与市场。为鼓励新型经营主体参与中长期市场交易，在新型经营主体发展的市场初期，对其所有聚合资源均在10千伏及以下的新型经营主体，暂不开展中长期签约率考核及费用分摊分享；在发电结算角色下暂不开展发电侧中长期交易偏差收益回收费用和中长期、现货损益风险防控机制的计算和费用分摊分享；在用电结算角色下暂不开展用电侧中长期交易偏差收益回收费用、用户侧偏差收益转移费用和中长期、现货损益风险防控机制的计算和费用分摊分享。

三、强化合同履约和监管

（一）做好中长期市场与现货市场衔接。参与批发交易的市场经营主体按时段开展电力中长期交易，根据发用电预测数据协商确定分时段电量、电价。根据深化云南电力市场建设工作要求，做好中长期分时交易与现货交易衔接，煤电与其他类型电源同台参与电能量市场交易，签订中长期合同，采用相同的市场价格形成机制和市场结算机制。分布式新能源具备直接参与南方区域现货市场交易条件时，可通过自主交易参与中长期和现货市场；不具备直接参与条件前，通过聚合方式参与中长期和现货市场。
（二）做好电力中长期合同调度执行。电力调度机构应根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式，及时优化调整，做好非现货运行期间中长期交易合同执行。因电力供需、电网安全、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的，优先通过市场化方式进行。建立完善应急调度机制，在特殊情况下，按照国家应急调度规则执行。
（三）健全中长期合同灵活调整机制。昆明电力交易中心要认真分析研判电力市场运行态势，组织多种形式的交易。市场主体根据市场供需、电网约束、自身发用电情况、新能源出力波动等因素，以双边协商或集中交易方式，通过年度、月度（多月）、日等时间周期的交易品种进行调整，实现从粗调到细调、精调，推动中长期交易更符合实际运行要求。
（四）做好绿电中长期合同签约履约。鼓励风电场、光伏电厂机制电量外的上网电量与电力用户（售电公司）签订绿电中长期合同，交易价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿证价格。
（五）推进信用服务机构见证签约。昆明电力交易中心负责归集市场主体签约、履约、信用评价信息（价格等市场主体私有信息除外），通过电力交易平台加密传递至云南省信用中心，相关信息通过“信用中国（云南）”网站进行公开（网址：http://yncredit.yn.gov.cn/），并共享至全国信用信息共享平台。信用服务机构要建立信用记录，做好风险提示。
（六）健全市场主体信用评价体系。昆明电力交易中心应按照相关评价办法，持续开展市场主体交易行为信用评价，以评价结果作为市场主体信用考量标准，建立全面、规范的市场主体信用档案。政府有关部门加大对违约行为的追责力度，促进市场主体诚信履约。加强履约监管，对市场主体失信行为予以适当公开，定期发布市场主体履约情况通报。对于未完成履约责任，或违法失信行为影响电力安全和市场秩序的市场主体，要依法依规开展失信惩戒。
（七）加强零售市场统一规范管理。按照国家《售电公司管理办法》及省内出台的有关规定，进一步规范和加强售电公司准入退出、零售交易、信用和风险管理，保障市场有序稳定。规范统一售电公司交易和结算模式，售电公司在参与2026年批发和零售交易前，须完成和电网企业结算协议的签订，签订的零售套餐和合同须满足市场交易规则。计量点最高电压等级在10kV及以上的电力用户，可选择批发市场或零售市场交易，其他电力用户直接参与零售市场交易。鼓励售电公司和零售用户灵活配置现货零售套餐（现货电量占比不低于批发交易用户承接的月度新能源机制电量占比），促进批零价格传导、挖掘用户侧调节潜力。

四、强化保障措施

（一）及时组织完成年度交易。2026年省内电力市场中长期交易在昆明电力交易中心系统（平台）组织开展。按照省内2026年优先发电计划安排，相应合同纳入电力中长期交易合同范畴，落实至相关发电企业，作为年度市场化交易的边界。各发用电企业要积极开展年度交易合同的协商，原则上在2025年底完成年度中长期合同签订。昆明电力交易中心要组织做好交易工作，并及时报送年度中长期合同签订情况。
（二）严格执行电网企业代理购电机制。按照国家及省内关于电网企业代理购电的有关要求，规范开展代理购电业务，不断缩小电网企业代理购电范围。
（三）做好市场信息披露工作。信息披露主体应严格按照信息披露有关规定，认真做好信息披露工作，确保信息及时、准确、完整，保障市场公开透明。昆明电力交易中心应做好信息披露平台的运营和完善，创造良好的信息披露条件。
（四）持续提升市场主体交易能力。电力市场运营机构共同要做好市场主体培训，讲解政策要求、相关市场规则相关内容，强化各类主体对现货市场的认识和规则的理解。市场主体不断提高自身分时段电量预测水平，并结合中长期交易已签约分时段电量，积极参与现货市场，保障现货市场平稳运行。
国家和省内相关政策有调整的，有关事项另行通知。


云南省能源局
2025年 月 日