构建新型电力系统的关键阶段，青海省率先发布2026年电力市场化交易顶层设计方案。作为国家清洁能源示范省，青海此次政策调整直面电力体制改革中的核心难题，通过更细化交易规则，增强市场主体参与度和交易活跃度。市场主体准入上主要有三项变化：一是实行用电量分级管理，年用电量超过1000万千瓦时的工商业用户可直接参与批发交易，10千伏及以上用户原则上不再通过代购电环节；二是新能源电站全量参与市场交易，并对青豫直流配套电站等特殊电源作出差异化安排；三是将独立储能、虚拟电厂等新型主体纳入交易体系，同时要求售电公司提前完成零售合同备案并缴纳足额履约保函。交易机制设计更强调可操作性。方案建立“年度+月度+月内”三级交易体系，月内交易可D-2日进行动态调整，相比现行机制大幅缩短响应时间。分时段交易覆盖绿电直购、外电消纳等12类品种，并规定燃煤电厂年度合约电量与实际上网量挂钩，比例不低于60%，以价格机制约束随意退出市场的行为。数据显示，2026年规划新能源交易电量为412亿千瓦时，占省内交易总量的43.5%，比2023年实际占比提高9个百分点。政策推出也有现实背景。随着青海可再生能源装机占比突破90%，传统计划调度难以适应风光出力波动。2023年冬季曾出现82万千瓦负荷缺口，进一步凸显提升系统调节能力的紧迫性。中国能源研究会专家表示，该方案强化中长期合约与现货市场的衔接，在锁定基础供电量、稳定预期的同时，保留必要的灵活调整空间，为高比例可再生能源消纳提供了可复制的路径。实施上将采取分步推进。首批试点将重点跟踪羊曲水电站等调节性电源的市场表现，并建立新能源交易价格指数，为补贴退坡提供参考。同步推出的信用评价体系对违规主体实施“1.5倍电价”惩戒，以经济手段维护市场秩序。国网青海经研院测算，新机制有望使全省平均用电成本下降3%—5%，弃风弃光率减少约2个百分点。
电力市场建设既是改革任务，也是复杂的系统工程。青海完善2026年电力中长期交易机制，关键在于用明确规则稳定预期，用市场机制形成价格，用协同机制提升效率。面向高比例新能源的下一阶段，只有让中长期交易更“稳”、现货交易更“活”、调节资源更“值”，并实现更顺畅衔接，才能在电力保供与低碳转型之间保持动态平衡，为绿色能源大省迈向更高质量发展提供支撑。