2025年12月31日，青海省能源局发布关于印发《青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定V1.0（结算试运行稿）》的通知，其中提到，经营主体可通过中长期合同转让交易调整曲线（含省间外送及省内、省间绿电），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。

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控制功能且按年发电利用小时数纳入机制电量的光热、光伏应用领跑者等新能源项目，按月统计年发电利用小时数，上月年发电利用小时数未达到保障小时数的，以报量不报价的方式参与现货电能量市场，全电量优先出清，上月年发电利用小时数达到保障小时数的，保障年发电利用小时数外的电量以价格接受者按现货市场规则结算，本月起以报量报价参与现货电能量市场，上网电量通过市场化形成。

具备发电预测曲线和AGC控制功能的其他新能源项目报量报价参与市场。

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减结算时段的上网电量后进行超缺额收益回收（若未明确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。

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。二级限价300元/兆瓦时。

《青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定V1.0(结算试运行稿)》.pdf