青海年度交易布局策略：从供需特征到分时合同配置

年度交易启动前，市场主体往往先关心一个问题：明年的电价会涨还是会跌？但在青海，即使判断对了全年均价的方向，也未必能获得理想的交易结果。合同签在哪个月、覆盖哪些小时，可能与签订价格同样重要。2026年的市场表现就是鲜明例子：5—7月，月度和月内竞价价格整体高于实时价格，提前锁价的购电方在相应时段承担了较高成本；进入8月，两类价差均转为明显负值，已成交合同又发挥了缓冲现货上涨的作用。同期，用户侧省内市场化结算均价从6—7月的194元/兆瓦时升至280元/兆瓦时，环比上涨44.3%。

同样是提前签订的合同，其价值为何会发生变化？背后是青海供需条件在不同季节和时段的转换：水电来水有丰枯，光伏出力有起落，省内负荷与省间电力交换也在持续变化。清洁能源供应充裕，并不意味着每个月、每个小时都同样宽松。这些特点决定了青海年度交易需要把价格判断进一步落实到电量安排。本文从供需结构出发，结合现货价格、交易价差和结算表现，讨论一个更具体的问题：哪些电量需要提前锁定，哪些变化需要持续跟踪，又该如何利用后续交易窗口修正合同安排？

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年度交易的起点是识别供需结构

截至2026年6月，青海全省发电装机容量达到8529.39万千瓦。其中，光伏占比51.07%，水电和风电分别占19.24%、18.00%，火电占比6.80%。上半年实际发电量中，光伏、水电、风电占比分别为34.08%、33.87%和17.71%。

这一电源结构决定了青海电力供应与来水、光照和风况联系紧密。装机规模较大，并不代表每个月、每个小时都具备同样的供电能力。夏季水电来水增加，光伏发电条件较好，清洁能源供应较为充裕；冬季水电来水减少、光伏发电时长缩短，叠加采暖需求，系统对可调节电源和省间互济的依赖上升。

用电方面，2026年上半年青海全社会用电量为536.95亿千瓦时，同比增长3.36%，第二产业仍是用电主体。工业生产形成基础需求，季节性负荷变化则进一步影响不同月份的电力平衡。

因此，年度交易首先需要形成按月、分时的发用电判断。购电方要明确自身负荷在哪些月份、哪些时段较高；发电方则要区分能够稳定履约的电量，以及受天气和来水影响较大的电量。以全年总量为起点，再逐步细化合同曲线，才能识别真正需要管理的风险。

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按月份配置合同，兼顾丰水期成本与枯水期风险

青海供需具有季节性，但年度合同不能只按“夏季便宜、冬季贵”的逻辑机械分配。

在丰水期，水电与光伏供给增加，如果省内需求和外送消纳没有同步增长，实时价格容易承压。此时，较高价格的合同覆盖过多，可能增加用户购电成本。不过，若来水不及预期、外送需求较强，供需条件也可能发生变化，不能仅凭季节判断减少合同覆盖。进入枯水期，水电供给和调节能力受到来水及水库运行条件影响，日照时长缩短，早晚和夜间的供应保障更加重要。购电方需要关注这些月份的合同是否充足，以及剩余电量能否通过后续交易补齐。

2026年2月，青海实时月均价格为310.75元/兆瓦时，此后逐步回落，6—7月分别降至121.42元/兆瓦时和124.22元/兆瓦时；8月回升至267.89元/兆瓦时，环比上涨115.7%。8月价格反弹主要受到龙羊出库流量下降、新能源出力受天气影响波动等因素影响，省内发电量减少，部分时段供需趋紧，推动现货价格上涨。因此，月度合同配置不能仅依据丰枯水期判断，还需跟踪水电实际出力和新能源变化，及时调整高风险时段的合同覆盖。

年度安排应为不同月份设置不同的管理重点：供给相对宽松时，关注合同价格与实际用电的匹配；供需可能偏紧时，关注尚未覆盖的电量和后续成交机会。具体比例需要结合负荷稳定性、合同条件及适用规则确定，不宜仅依据历史月均价统一设定。

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落实到小时，重点检查早晚和夜间电量

月度合同总量与用电量接近，并不意味着价格风险已经得到控制。青海日间光伏集中出力，市场供应较为充裕，价格容易承压；傍晚光伏出力快速下降，晚间负荷仍处于较高水平，水电增发、风电出力和省间电力交换能否及时补充，将影响价格变化。

对于购电方，如果合同过多集中在日间，而早晚和夜间覆盖不足，即使月度总量基本匹配，仍可能在高价时段承担较多现货购电成本。相反，将过多合同配置到实际用电较少的时段，也可能形成不利的结算差额。但夜间也不一定始终高价，丰水期水电调节空间较大，或风电出力充足、受入电力增加，都可能缓解供应压力。因此，分时合同配置既要参考历史曲线，也要跟踪实际边界条件。

发电企业同样需要管理小时级匹配。不同电源的可实现出力存在差异，尤其是受自然条件影响较大的电源，应将发电预测与售电曲线结合，避免为了锁定较高价格，在缺乏出力保障的时段承担过多合同义务。

年度交易中的“量价匹配”，最终需要落实为每个时段能够发多少、需要用多少，以及已经签了多少。

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从竞价与现货价差中理解锁价的成本和价值

月度、月内竞价与实时价格的关系，可以帮助市场主体评估提前交易的作用。

按“竞价价格－实时价格”计算，2026年2—8月，月度竞价平均价差为17.11元/兆瓦时。其中，5—7月月均价差分别为54.87、66.32和62.11元/兆瓦时，8月则转为-95.83元/兆瓦时。月内交易也呈现类似变化。2026年1—8月平均价差为23.67元/兆瓦时，6月达到68.86元/兆瓦时，8月降至-74.93元/兆瓦时。

正价差意味着相应竞价价格高于实时价格，负价差则意味着提前成交的合同价格较低。结合供需特征，丰水期的正价差与实际运行阶段供给充裕、实时价格承压的情况相吻合；8月负价差则体现了合同在部分价格上涨时段的保护作用。其中，8月负价差主要集中在1—8及19—24时段，说明合同价值与覆盖时段密切相关。

月内交易虽然能够吸收更新的边界条件信息，但交易后仍可能面临供需变化。历史平均价差为正，并不意味着以后应持续减少月内购电；某个月负价差较大，也不能说明增加合同必然有利。

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用不同交易窗口修正合同，而非一次确定全年安排

年度合同签订后，天气、来水、生产计划和省间交易仍会变化。后续窗口的重要作用，是让合同逐步贴近实际发用电需求。在现有交易体系下，可以将年度交易用于安排相对稳定的基础电量，通过月度及多月交易调整季节变化，再利用月内和日滚动交易修正临近运行时的偏差。

日滚动交易的活跃程度说明了短周期调整的需求。按统计，7月启动日滚动结算试运行以来，截至9月中旬，日滚动交易累计成交电量达到615.55万兆瓦时，已成为重要的合同调整窗口。不过，累计成交规模不等同于新增用电需求，也不能替代对实际合同覆盖情况的检查，后续调整能否完成，还取决于市场成交条件。青海4—9月月度及月内竞价价格上限为284元/兆瓦时，低于实时价格上限650元/兆瓦时。当卖方预期现货价格较高时，可能减少在竞价窗口的售电意愿，买方即使希望补充合同，也未必能够充分成交。

因此，年度配置不能过度依赖“以后再买”。需要结合高风险时段的成交难度，提前安排必要覆盖，同时为负荷和出力变化保留调整空间。每次交易前，都应重新核对预测电量、已持有合同及剩余需求，避免不同窗口之间的交易相互脱节。

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面向2027年，持续跟踪决定分时价值的变量

2027年的年度安排，需要在现有规律基础上，持续更新对新增电源、负荷增长、来水和省间交易的判断。

如果新能源装机继续增长，而用电需求、外送及调节能力未同步提升，日间和丰水期的消纳压力可能延续；如果储能、水电调度和用户负荷转移能力增强，部分时段的供需错配也可能得到缓解。全年价格方向仍需结合这些因素综合判断。

对发电企业而言，市场价格变化能否转化为收入，还受到电源结构、合同安排及相关结算机制影响。2026年1—8月，光伏与火电加权结算均价分别约为141.64元/兆瓦时和382.32元/兆瓦时。不同电源的发电时段、合同安排和结算构成存在差异，因此，发电企业制定年度交易方案时，应结合自身出力特点和合同条件测算收益，避免直接用全市场平均电价估算售电收入。

对用户及售电公司而言，应以实际用电曲线评估合同价值。具备生产调节能力的用户，可以结合工艺约束和零售合同测算转移用电的收益；负荷较刚性的用户，则更需要重视高价时段的合同覆盖。

最终，年度方案应当形成一套能够持续更新的安排：按季节识别供需风险，按小时配置合同，通过后续窗口修正偏差，并根据正式发布的年度交易和结算规则及时调整。这样，供需判断才能转化为可执行的电量安排，并在实际结算中得到检验。