为深入落实全国统一电力市场建设部署，依据《电力中长期市场基本规则》等规则制度文件，国家能源局西北监管局会同青海省发展和改革委员会、青海省能源局联合修订印发《青海省电力中长期市场实施细则》（以下简称《细则》），于2026年3月1日起正式施行。

《细则》共计13章，205条，从结构上：《细则》包含总则、总体要求、市场成员、交易品种和价格机制、交易组织、交易校核、合同管理、计量和结算、信息披露、市场技术支持系统、风险防控及争议处理、法律责任、附则和附录（名词解释）。整体结构与国家基本规则保持一致。从内容上：《细则》内容更为细化，在国家中长期市场基本规则的基础上进一步细化经营主体注册、交易品种和价格机制、交易组织、交易校核、合同管理、计量结算、信息披露、风险防控等方面的内容，将原青海省中长期交易规则及补充规定等仍适用执行的内容予以优化保留。对于国家规则未具体明确的事项，比如交易出清执行优先级、未参与现货市场的经营主体的偏差结算等内容进行明确，以利于实际操作执行。

《细则》呈现三方面特点：

一是注重立足青海实际。青海电源结构呈现明显的可再生能源占比高、新能源装机容量大、出力波动性强特点，电力电量平衡受黄河水情、天气等影响不确定因素多，属于典型的送受切换省份，夜间需要购入电力电量，午间需要外送电力电量。明确由电网企业根据省内电力电量供需平衡预测情况代理购买省内缺口电量，外购电量由对应时段用电经营主体自主交易购买消纳。优先将低价保量保价水电电量、新能源机制电量用于保障居民、农业用电。当保量保价水电电量和新能源机制电量大于居民、农业用电量部分，作为全体工商业用户购电电量来源。以市场化方式优化资源配置，既保障了工商业用户的购电需求，又确保了居民、农业用电的可靠供应，提升了市场整体的公平性与效率。

二是注重市场化改革方向。充分遵循“市场化形成”原则，除政府定价的优先发电外，交易电价由市场主体通过双边协商或集中交易确定；不再人为规定分时电价水平和时段，由中长期分时段交易形成分时电价。取消年用电量1000万千瓦时以上电力用户才能直接参与批发市场交易的限制条款，电力用户全部电量可自愿参与批发市场或零售市场，允许电网代理购电用户按月选择入市。明确月内交易采用融合方式进行，即不区分电力直接交易、合同转让交易、经营主体通过同场交易完成电能量或合同的买入、售出，大幅提升中长期市场灵活性，有利于更好服务青海电力保供及新能源消纳。

三是注重市场风险防控。《细则》明确了对发电企业、电力用户、售电公司、虚拟电厂等新型经营主体参与市场的交易限额、交易方式及结算计量要求。在安全校核基础上，新增交易出清校核，进一步巩固了中长期市场实物交割的原则，确保交易合同符合电网实际运行条件，为供需平衡提供支撑。明确电力市场风险类型、市场运营机构监测预警和风险防范相关内容，有利于保障市场平稳有序运行。

操作执行层面，《细则》重点明确三方面内容：

一是明确适用范围与核心定位。《细则》适用于青海电力现货市场运行期间的中长期批发市场交易，涵盖发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体（虚拟电厂、负荷聚合商、独立储能等）、电网企业、交易机构、调度机构等主体。核心是发挥中长期市场基础作用，推动与现货市场一体化设计、耦合运营，保障电力电量平衡。

二是明确交易品种与组织方式。在电力直接交易、绿电交易、合同转让交易的基础上，新增合同变更交易、融合交易等新品种。细化各类经营主体中长期交易限额设置原则，新能源交易限额扣减机制电量。月内将电力直接交易、合同转让交易等品种通过融合方式开展，按工作日连续开市。考虑到绿电交易必须确保发电企业与电力用户一一对应，从而实现绿电环境价值可追踪溯源，绿电交易的组织方式以双边交易、挂牌交易为主。在电网安全校核基础上，新增交易出清校核，确保交易合同符合电网实际运行条件，为供需平衡提供支撑。

三是明确中长期与现货衔接。中长期市场从多个维度与现货进行衔接。交易周期方面，中长期月内融合交易以D+2（D为交易日）至月底每日分时段电量为交易标的，按工作日连续开市，与现货日前市场交易（D+1）、实时市场交易实现无缝衔接。电量分解方面，明确将中长期市场24时段交易结果每小时的电量均分至该小时的4个15分钟时段，形成96点中长期电量曲线，与现货市场进行衔接。价格限额方面，对直接参与市场交易的经营主体，分时电价通过双边协商或集中竞争形成，峰谷价差比例由市场自主形成，不再执行峰谷分时电价政策。中长期分时段交易每个时段设置申报价格上下限，可与青海现货市场申报价格限额范围保持一致，具体由青海省发展和改革委会同青海省能源局、国家能源局西北监管局设置申报价格和出清价格上、下限，青海电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。

下一步，西北能源监管局将会同青海省政府相关主管部门强化对《细则》的执行监管，及时跟踪评估市场运行情况，维护公平公正的市场秩序，共同维护青海电力市场秩序。