青海发布2025年电力交易方案

据青海省发改委网站，24日,青海省能源局发布《青海省2025年电力中长期交易方案》。

单机容量30兆瓦及以上且单体50兆瓦以上水电站（龙羊峡电站除外），单机容量135兆瓦及以上火电机组（含气电），集中并网光伏、风电企业（扶贫、特许经营权项目，光伏应用领跑者基地项目保障利用小时以内发电量除外），新投产光热电站参与电力市场化交易。鼓励2022年底前并网的存量光热发电项目参与交易。青豫直流配套光伏、风电、光热电站及班多水电站原则上不参与省内交易，玛尔挡水电站和羊曲水电站留青电量比例按相关协议执行。

年度交易签约比例原则上达到80%，其中厂网间保量保价购售电年度合同签约电量按100%签订；年度市场交易合同签约电量比例不低于省内市场化总电量的70%（各类电源省内年度交易电量规模为其年发电量的比例分别为：水电50%、新能源50%、火电80%、外购电80%），多月、月度及月内（多日）交易合同签约电量比例不高于省内市场化总电量的30%。支持经营主体签订多年长周期交易合同。

全文如下：

青海省2025年电力中长期交易方案

为深入推进电力市场化改革，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，持续推动青海电力市场健康平稳发展，制定2025年电力中长期交易方案。

一、经营主体

（一）电力用户10千伏及以上用户原则上直接参与市场交易，直接向发电企业或售电公司购电，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。年用电量在1000万千瓦时及以上的电力用户，可直接参与电力批发交易或者参与电力零售市场交易购电；年用电量在1000万千瓦时以下的电力用户通过参与零售市场交易购电。

（二）发电企业单机容量30兆瓦及以上且单体50兆瓦以上水电站（龙羊峡电站除外），单机容量135兆瓦及以上火电机组（含气电），集中并网光伏、风电企业（扶贫、特许经营权项目，光伏应用领跑者基地项目保障利用小时以内发电量除外），新投产光热电站参与电力市场化交易。鼓励2022年底前并网的存量光热发电项目参与交易。青豫直流配套光伏、风电、光热电站及班多水电站原则上不参与省内交易，玛尔挡水电站和羊曲水电站留青电量比例按相关协议执行。

（三）售电公司在电力交易平台完成注册并备案且已足额提交履约保函保险的售电公司。

（四）独立储能具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规则规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有独立法人资格的新型储能，并在电力交易平台完成市场注册的独立储能电站，作为独立主体参与电力市场交易。

二、交易组织

（一）交易组织方式交易组织方式包括双边协商、集中交易（含集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易3种形式）。按照年度、多月、月度及月内（多日）交易开市，开展合同转让、合同变更等交易，为经营主体提供合同偏差灵活调整市场化手段。优先组织电力用户、售电公司与光伏、风电、光热发电项目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。

（二）签约电量比例考虑来水等不确定因素影响，为保证经营主体交易合同的执行率，年度交易签约比例原则上达到80%，其中厂网间保量保价购售电年度合同签约电量按100%签订；年度市场交易合同签约电量比例不低于省内市场化总电量的70%（各类电源省内年度交易电量规模为其年发电量的比例分别为：水电50%、新能源50%、火电80%、外购电80%），多月、月度及月内（多日）交易合同签约电量比例不高于省内市场化总电量的30%。支持经营主体签订多年长周期交易合同。

三、交易机制

（一）通过跨区跨省外购电交易弥补的省内缺口电量，由所有市场化用户按照用电量等比例消纳。燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动20%”范围内形成，高耗能企业与燃煤发电市场交易价格不受上浮20%限制。当燃煤发电必开机组及其必发电量市场化交易成交电量不足时，调度安排燃煤发电增发电量按照当月燃煤发电市场交易平均成交价格结算。增发燃煤发电分摊要统筹电力用户已交易成交的电量，确保燃煤发电电量、电费由所有市场化用户公平分享或分摊。气电消纳方式按照省发展改革委《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。

（二）电网企业代理购电来源首先分摊外购电、省内火电，再由省内保量保价电源剩余电量予以补充，缺口部分通过市场化购电方式补足。省内保量保价电源仍有剩余电量时，由其他市场化用户等比例消纳。

（三）鼓励电力用户在省内电力短缺时段（19:00-次日9:00）购买省外绿色电力，购买的绿电电量可以优先计入其外购电分摊电量份额，若还有剩余，可相应抵扣省内火电电量分摊比例。

（四）按照青海省能源电力领域支持绿色算力产业发展若干措施，支持算力企业公平参与电力中长期交易，通过中长期分时段交易、绿电交易、绿证交易等市场化方式，促进绿色算电协同发展。

（五）持续推进电力市场化改革，适时试点放开优先发电电源龙羊峡电站部分电量参与省内市场化交易。

（六）为保证市场交易公平性，防范不当使用市场力行为，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%。在省内年度交易中，经营主体间双边交易累计合同电量额度不应超过经营主体自身年度交易发（用）电量合同总额的50%，最终按照市场运营机构的校核结果执行。

（七）零售市场交易按照《青海省电力零售市场交易规则》（青电市〔2024〕9号）执行，售电公司、零售用户通过“e-交易”APP开展零售市场交易。为做好零售合同的签约执行，原则上零售用户80%用电量可通过下单售电公司年度套餐签约，20%用电量可通过下单售电公司月度（多月）套餐签约。建立批发与零售市场衔接机制，年度批发交易按照售电公司年度零售套餐签约合同电量为额度参与交易，月度批发交易按照售电公司月度（多月）零售套餐签约合同电量额度参与交易。健全批发与零售价格传导机制，将批发市场价格信号合理传导至零售用户。推动售电公司与零售用户签约分时段零售套餐，以分时价格引导零售用户合理调节用电方式。

（八）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）各经营主体应按照交易组织安排要求，做好中长期交易合同签订工作，稳定供需和价格预期。经营主体通过年度、多月、月度和月内（多日）等交易满足发、用电需求，交易机构按年度、月度定期开市，并向月内旬、周、多日交易延伸，实现中长期交易按日连续运营。

（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2025年可再生能源电力消纳责任权重指标。

（三）电力市场运营机构及各电力市场成员应加强和完善电力市场信息披露工作，不断丰富信息披露内容，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，加强各类交易协同运行，确保电力市场交易平稳有序。