青海省能源局
青海省能源局关于征求《青海省2026年电力 中长期交易方案（征求意见稿）》 意见建议的函
西北能源监管局、省发展改革委，各市场经营主体： 为落实国家关于电力市场改革相关政策要求，进一步深化推 进我省电力市场建设，统筹做好2026年电力交易工作，我局组 织编制了《青海省2026年电力中长期交易方案（征求意见稿）》。 现向各单位征求意见，请于12月4日（星期四）下班前将意见 建议反馈我局能源运行处。
附件：青海省2026年电力中长期交易方案（征求意见稿）
喝飴 燽海省能源扇 2025年肚1月26曰
联系人：赵久明 电话：0971-78509199301012259393 邮箱：qhsnyjnyyxc@163.com
附件
青海省2026年电力中长期交易方案
（征求意见稿）
为深化电力市场化改革，加强我省电力中长期交易与现货交 易协同运行，充分发挥电力中长期市场保供稳价基础性作用，持 续推动电力市场平稳健康发展，制定 2026年电力中长期市场交
易方案。 一、市场主体 （一）电力用户。电力用户包括直接参与市场交易用户（以
下简称直接交易用户）和电网企业代理购电用户。其中，直接交 易用户包括直接向发电企业购电的批发用户和向售电公司购电 的零售用户。 年用电量在1000万千瓦时及以上的电力用户，可参与电力 批发交易或电力零售市场交易；年用电量在1000万千瓦时以下 的电力用户参与零售市场交易。10千伏及以上电力用户原则上 直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代 理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市 场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易在无正当理
由情况下改由电网企业代理购电的用户，购电价格按电网企业代 理购电价格1.5倍执行。 （二）发电企业。水电单机容量3万千瓦及以上且单体5万 千瓦以上水电站（龙羊峡水电站除外）、公用火电机组、全部新 能源电站（含风电、太阳能）上网电量参与市场化交易。原则上 青豫直流配套新能源电站、班多水电站不参与省内交易，玛尔挡、 羊曲水电站留青电量按照《关于青海电网新增发电机组省内上网 电价及消纳方式的函》（青发改价格函〔2024〕446号）执行。 天然气发电消纳方式按照《关于核定格尔木燃气电站上网电价的 通知》（青发改价格〔2024〕737号）执行。 （三）售电公司。在电力交易平台完成注册且已足额提交履 约保函保险的售电公司。售电公司应于2026年度批发市场开市 前与零售用户达成年度零售套餐交易合同，方可参加2026年度 批发市场交易。 （四）新型经营主体。已在电力交易平台完成市场注册并投 入商业运营的独立储能电站、虚拟电厂（负荷聚合商）、绿电直 连项目等可参与电力市场交易。 二、交易组织 （一）电量预测。预计 2026年青海电网用电量1074亿千瓦 时（不含自发自用电量和厂用电），上网电量1326亿千瓦时。其 中：水电上网电量485亿千瓦时，火电上网电量166亿千瓦时， 新能源上网电量675 亿千瓦时。
（二）交易规模。预计2026年市场化交易电量总规模 1454 亿千瓦时。其中：省内发电侧交易电量946亿千瓦时（水电368 亿千瓦时、火电 166亿千瓦时、新能源412亿千瓦时）；外购电 量128亿千瓦时、外送电量380亿千瓦时。 （三）交易方式。2026年开展省内中长期分时段交易和结 算。中长期按照年度（多年）、月度（多月）及月内（多日）交 易开市，月内交易按工作日连续运营，实现月内D-2日（D为交 易执行日）交易。交易方式包括双边协商、集中交易（集中竞价 交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式）。 （四）交易周期及品种。年度交易，主要开展年度双边协商、 集中竞价、电网企业代理购电挂牌、外购电消纳挂牌、年度（多 年）绿电双边协商交易、年度绿电挂牌交易；月度交易，主要开
展月度双边协商、集中竞价、电网企业代理购电挂牌、外购电消 纳挂牌交易，绿电双边协商、挂牌交易，合同转让双边协商交易； 月内交易，主要开展电能量与合同融合滚动撮合、电网企业代理 购电挂牌、合同转让双边协商交易。 （五）签约电量比例。市场经营主体中长期合同签约应考虑 自身正常发、用电特性曲线。原则上，燃煤发电企业年度电力中 长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的60%，水 电发电企业参考燃煤发电企业执行；外购电年度合同签约电量比 例不低于全年预测外购电量的 60%；用户侧经营主体（含电力用 户、售电公司、电网代理购电）月度及以上电力中长期合同签约
电量比例应不低于上一年度该月实际用电量的85%。新投产机 组、用户通过月度交易完成签约比例相关要求。厂网间保量保价 购售电年度合同签约电量按非市场化优先发电上网电量100%签 订。支持经营主体签订多年长周期交易合同。 （六）交易计划。2025年12月，组织2026年省内年度交 易。2026年各月按当月交易时序组织开展。 三、交易机制 （一）中长期分时段交易和结算按照《青海省电力中长期交 易规则补充规定》（西北监能市场〔2025〕71号）以及《青海省 电力中长期分时段交易规范指引》（青电交易市〔2025〕31号） 组织实施。 （二）省内所有新能源发电项目上网电量全部进入电力市 场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电 量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。新能 源参与中长期交易的申报电量上限，按装机容量扣减机制电量对 应容量后的最大上网电量确定。 （三）优先组织开展省内绿色电力交易，鼓励经营主体开展 。多年期绿色电力交易、参与绿色电力证书交易。省内绿色电力交 易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，申报和成交价格应分 别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。电网企业根据省内 电力电量供需平衡市场预测情况，参与跨区跨省交易，代理购买 省内缺口电量，通过外购电消纳挂牌交易由对应时段用电经营主
体购买。鼓励用电经营主体在省内电力短缺时段（19:00-次日 9:00）参与省间绿色电力交易，购买省外绿电。 （四）电网企业通过分时段挂牌交易或场内集中交易方式 （不含撮合交易）代理购电。其中采取挂牌交易方式的，价格按 当月月度集中竞价分时段交易价格确定；采用场内分时段集中竞 价交易方式的，报量不报价，作为价格接受者参与市场出清。 （五）售电公司、零售用户等经营主体通过“e-交易”APP 主要开展年度、月度（多月）固定服务费率分时段零售套餐市场
交易。年度批发交易中售电公司按照年度零售套餐签约合同电量 为额度参与交易，月度批发交易中售电公司按照月度零售套餐签 约合同电量额度参与交易。 （六）为保证市场交易公平性，防范不当市场力行为，经营 主体不得形成发、售、用电一体化的关联交易。单个售电公司代 理交易电量原则上不应超过上一年度全省零售市场总交易电量 的20%。在省内月度及以上电力中长期交易中，双边交易累计
合同电量不超过经营主体上网电量、用电量的20%（不含绿电 交易），最终按照市场运营机构的校核结果执行。
（七）对新投发电机组进入商业运行参与市场交易按照《发 电机组进入及退出商业运营办法》（国能发监管规〔2023〕48号）、 国家能源局西北监管局《关于进一步明确西北区域发电机组进入 及退出商业运营有关事项的通知》（西北监能市场〔2024〕73号） 有关规定执行。
四、相关要求 （一）各市场经营主体应按照交易组织安排要求，强化风险 意识，做好风险防控，依法合规参与全年电力中长期分时段交易 合同签订工作，稳定供需和价格预期。 （二）电网企业、电力用户、售电公司应承担可再生能源电 力消纳责任，确保完成我省2026年可再生能源电力消纳责任权 重和重点用能行业绿色电力消费比例。 （三）电力市场运营机构及各电力市场成员应按信息披露有 关规则，加强和完善电力市场信息披露工作，进一步提升市场信 息透明度，更好满足市场交易需求。 （四）国网青海省电力公司、青海电力交易中心有限公司、 青海电力调控中心要做好交易组织、合同签订、安全校核、电力 调度、计量采集、交易结算等组织实施工作，加强中长期交易与 现货交易、辅助服务市场、机制电价政策衔接，确保电力市场运 行平稳有序。
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关于征求《青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定（征求意见稿）》意见建议的公告
青海省能源局
青海省能源局关于征求《青海电力现货市场 连续结算试运行方案补充规定（征求意见稿）》 意见建议的函
西北能源监管局、省发展改革委，各经营主体： 为确保新能源市场化改革政策平稳落地，根据《青海省深化 新能源上网电价市场化改革实施方案的通知》（青发改价格规 〔2025〕645号）要求，结合青海电力市场实际，在《关于开展 青海电力现货市场连续结算试运行工作的通知》（青发改能源 ［2025〕695号）基础上，编制了《青海电力现货市场连续结算 试运行方案补充规定（征求意见稿）》，现向有关部门及经营主体 征求意见。请于2025年12月22日前将书面意见加盖公章后反 馈至省能源局能源运行处（含电子版，注明联系人和联系方式）， 逾期未反馈视为无意见。
附件：青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定（征 求意见稿）
联系人：张国平 0971-6078644
赵久明 0971-7850919
车占鹏 0971-7850918
电子邮箱：qhxianhuo@163.com
青海省能源局
2025年12月16日
附件 青海电力现货市场连续结算试运行方案 补充规定（征求意见稿）
第一条 经营主体可通过中长期合同转让交易调整曲线（含 省间合同），以双方确认的D-2日 24:00之前的（D为执行日） 交易数据作为调整依据，生成最终中长期结算曲线。 第二条 新能源项目（指风电、太阳能发电）原则上全部 参与省内现货电能量市场。具备申报运行日发电预测曲线和 AGC 控制功能的扶贫、分布式/分散式、特许经营权、金太阳上 网电量全额纳入机制电量的新能源项目，以报量不报价的方式参 与现货电能量市场，以价格接受者全电量优先出清；具备发电预 测曲线和 AGC控制功能的新能源项目（包括纳入机制电价执行 范围的光热、光伏应用领跑者及平价项目）报量报价参与市场， 上网电量通过市场化形成；暂不具备申报运行日发电预测曲线和 AGC控制功能的新能源项目，以不报量不报价接受市场形成的 价格。新准入主体需月底前一日向市场运营机构提交申报信息及 缺省值，迟报、漏报或不报者均默认采用前一日同类型主体申报 均价进行出清。 第三条 新能源可持续发展价格结算机制电量不参与机组中 长期超缺额收益回收。中长期超缺额收益回收时，根据新能源项 目签订的月度纳入机制的电量比例等比例扣減结算时段的上网
电量后进行超缺额收益回收（若无月度纳入机制的电量比例，则 根据月度实际上网电量与月度机制电量占比等比例扣减结算时 段的上网电量后进行超缺额收益回收）。当月度纳入机制的电量 比例（实际月度机制电量占比）大于等于100%时不进行超缺额 收益回收。 第四条 新能源实时发电计划执行偏差考核 受限时段内暂不执行新能源实时发电计划执行偏差考核；非 受限时段内，通过新能源机组实际发电出力与现货市场出清并由
AGC 下发至各场站的出力指令作比较，计算该交易时段内每分 钟新能源机组实际发电出力与下发出力指令间的偏差量P信差，其 计算公式如下：
P保差 P实际-P指令 当实际发电出力与下发计划值的偏差量P能不超过该时刻 计划值P#的比例k 考核，则不计入执行偏差考核积分电量。超出 偏差比例k * 的部分取绝对值计入执行偏差考核积分电量，偏差 比例k *技由政府相关部门进行明确，暂定 10%。偏差考核费用计 算公式如下：
R 偏差，二=Q猪差。1XP 考校入入考校 其中，R 鹤鉴.1为t时段偏差考核费用；Q倍差.t为t时段偏差考 核积分电量；P*为执行偏差考核电价，入*核为执行偏差考核系 数。P考与入考接由政府相关部门进行明确，P*暂定月度现货市 场实时出清均价，入考核暂定为1。
当月所有时段的偏差考核费用之和即为该机组当月执行偏
差考核费用。执行偏差考核资金需在现货市场中单独统计，按月
结算。市场初期为平稳过渡，当月机制电量小于等于实际发电量、
当月机制电量加偏差考核积分电量小于等于实际发电量及实发
功率小于装机容量的10%时暂不执行偏差考核。考核资金冲抵火
电机组及储能运行补偿费用后，按当月参与现货市场的燃煤机组、
新能源场站实际上网电量占比分享。
第五条 连续结算试运行核定参数设定如下，后续如需调整
经市场管理委员会表决后由政府相关部门进行明确。
（一）申报和出清价格下限80元/兆瓦时，申报和出清价格
上限 650元/兆瓦时。
（二）二级限价 300元/兆瓦时。
（三）机组中长期超、缺额回收系数 K1、K2分别为 5%、
20%，入1、入2分别为1.0、0.8；用户中长期超、缺额回收系数
K3、K4 均为5%，入3、入4均为 1.0。
（四）市场力事前监测参考价格及报价替换参数
现货市场供需现货市场供需比1.3<现货市场供1.1≤现货市场供现货市场供需
比范围≥1.5需比<1.5需比<1.3比<1.1
事前监测参考 价格182元/兆瓦时313元/兆瓦时426 元/兆瓦时不设置
替换价格149元/兆瓦时256 元/兆瓦时349元/兆瓦时- 当同一类型电源连续5日未通过市场力事前监测时，如第6
日继续未通过事前监测，从第6日起替换价格按替换价格的 0.95
倍执行，直至该类型电源通过事前监测后恢复。
（五）机组启动成本上限
装机容量（兆瓦）冷态启动（万元）温态启动（万元）热态启动（万元） 13517.013.06.0
30080.656.439.3
35077.053.938.5
660及以上124.086.862.0 备注：以上费用不含税。
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