现货市场操盘参数

数据支撑：根据浙江电力市场2025年年度电力市场交易信息报告来看：火电总发电量 3151.44 亿千瓦时；水电总发电量 27.22 亿千瓦时；核电总发电量 219.88 亿千瓦时；风电总成交138.43 亿千瓦时；光伏总成交 90.02 亿千瓦时。其中，火电占总成交电量的86.89%，说明浙江省现货市场主要报价主体为火电机组。

预测理论：浙江每日公布次日的各类负荷值有：①系统负荷预测、②省间联络线输电曲线预测、③非市场核电出力预测、④固定出力机组发电计划、⑤光伏总出力预测、⑥风电总出力预测、⑦水电总出力预测、⑧抽蓄总出力预测等几大类，同样未直接告知作为现货市场电量主要影响的火电负荷预测数据。在现有数据中自行计算出火电预期出力空间，公式如下：

火电出力负荷预测=①系统负荷预测 – ②省间联络线输电曲线预测 – ③非市场核电出力预测 – ④固定出力机组发电计划 – ⑤光伏总出力预测 – ⑥风电总出力预测 – ⑦水电总出力预测 – ⑧抽蓄总出力预测

注意事项：浙江现货日前市场按每30分钟作为一个申报点，全天共分为48个点进行日前市场电量申报。依据48个时段日前市场出清价格曲线走势与火电出力预测曲线走势相似原理，参照近期历史48个时段分别对应最接近预测日火电出力各时段的负荷值，分别取各时段最接近火电出力负荷值对应日期的实际日前价格，将选取的日前价格连成曲线再通过象形法，对比价格-火电出力负荷的相似度确定。具体预测方法可参照文章末尾链接《电力现货市场-价格预测模型创建思路》。

现货市场偏差回收政策

1、超额获利回收政策

政策解读：超额获利回收政策，属于对每月中长期持仓总量考核的政策，要求售电公司每月中长期持仓总量在当月所有绑定用户实际总用电量的90%-110%之间。超出部分若有获利，按全省中长期交易均价与现货市场加权均价差额的1.05倍进行处罚性回收。

应对策略：每月可通过月度双边交易，月度集中竞价交易、月度挂牌交易、旬集中竞价交易、月内滚动撮合交易、月度绿电双边交易及月度绿电挂牌交易等方式调整当月总持仓电量。其中，省内绿电交易电量不计入考核范围，即在考核中会将该部分电量单独列出，剩余电量进行考核计算。

注意事项：除了月内滚动撮合交易售电公司可卖出持仓电量外，其他种类交易售电公司仅可作为买方进行电量购入；每日中长期持仓曲线可根据绑定用户用电情况的变化，通过滚动撮合交易进行动态调整。

2、日前实时偏差收益回收政策

政策解读：日前实时偏差收益回收政策，要求现货日前市场每日申报的48个时段电量，要在对应时段实际用电量的90%-110%之间；超出部分若有获利，按对应时段日前市场出清价格与实时市场出清价格差额的1.05倍进行处罚性回收。

应对策略：浙江电力交易平台每天公布前一天所有绑定用户48点电量曲线，根据企业用电变化情况，综合预测后一日日前市场申报参考电量；可对已经绑定的户号，按用电量大小从高到低进行排序，重点关注用电大的户号电量变化情况，出现较大的偏差及时与企业取得联系，避免后续持续性误差的出现。

注意事项：通过表格检索、函数公式等功能，每日对比企业用电差异，对户号缺失、电量异常的问题及时发现处理，防止因企业过户、销户、报停等问题对每日预测电量的影响。

3、年度签约比例偏差收益回收政策

政策解读：年度签约比例偏差收益回收政策，要求各月中长期结算电量中年度交易电量占比不低于每月实际用电量的60%，低于下限比例部分，若满足当月月度交易均价低于年度交易均价，则按年度交易均价与月度交易均价差额的1.05倍进行处罚性回收。年度签约比例上限暂不执行。

应对策略：年度交易分为：①年度双边交易、②年度集中竞价交易、③年度挂牌交易，以此开展。可优先通过与发电企业进行协商，签订合理价格的足量年度双边交易合同，不足部分可通过后续组织的年度集中竞价交易或年度挂牌交易开展，后两场交易价格相对不可控，优先选择合适的年度双边交易。同时，省内绿电交易电量不计入年度考核比例内，若不满足年度考核要求，可通过参与后续组织的绿电交易购入部分省内绿电进行对冲操作。

注意事项：在签约年度交易时需充分考虑年内预期增加签约电量。为防止后续月份增加签约客户被执行年度签约比例偏差收益回收情况出现，尽量在年度绑定窗口期将准备签约的客户应签尽签，并将所签客户电量尽量预估准确，防止因年度签约电量比例过大造成利润下降或电量上涨过多被处罚；对于年内入市未参与年度交易的售电公司，该考核同样无法避免。

现货市场结算政策

1、电能量结算规则

政策解读：浙江电能量结算以日前全电量作为基准，电能量电费=日前电量×日前电价+（实时电量-日前电量）×实时电价+（中长期电价-日前电价）×中长期电量；整月每日48点分别计算最后累计值则为售电公司批发市场电能量部分成本。

注意事项：按结算逻辑自行制作日结算表，对每日结算数据进行核对；浙江以日前电量作为基准，实时电量部分采用差量结算，中长期电量部分采用差价结算的组合模式；其他省份有以中长期电量作为基准、也有以实时电量作为基准；有差价结算、也有差量结算，对比记忆。

2、中长期曲线偏差损益调节机制

政策解读：中长期曲线偏差损益调节机制是对用电侧主体（包括批发用户、售电公司）整体结算价格与预期价格偏差的调整，预期价格相当于是按照60%年度、30%月度、10%现货取平均价格。当整体价格高于预期价格时，意味着可能由于中长期合同与实际分时电量比例（即曲线形状）有偏差等因素，使得用电侧整体的购电价格高于预期，故对所有用电侧主体等比例进行资金返还。反之，当整体价格低于预期价格时，所有用电侧主体等比例进行资金分摊。

应对策略：因整体市场情况无法提前预估，单个售电公司只能尽可能把自身用电成本做低，通过日前-实时市场获取部分价差收益，后续不论是分摊还是返还都是按电量比例进行，若自身成本相比于预期价格低，接受资金返还还能扩大收入水平。

注意事项：在市场机制的作用下，售电公司要提升自身的价格预测能力、市场价格判断能力；同时，尽可能与电量影响或者波动较大的用户保持密切沟通，对电量预估的准确度是影响我们降低批发成本的关键指标。

3、售电市场价格疏导机制

政策解读：售电公司价格疏导机制为新增条款，因未公布具体参数，目前暂不执行。

注意事项：目前来看今年应该不会执行次条款，建议时刻留意浙江最新政策文件，也可能随时会有相关参数下发执行。

4、零售套餐参考价格

政策解读：零售套餐参考价格为签约零售套餐内“封顶价格”的计算依据，在此价格基础上最多上浮0.6%。分时零售套餐分时参考价所有用户48个时段执行标准一致，以60%年度交易分时均价、30%月度交易分时均价、10%现货市场分时均价计算得出，最终与企业实际的用电曲线加权得出单个用户得零售套餐参考价格，最终加权得到的价格“一户一价”。

应对策略：政策引导零售套餐中约定封顶价格选项，站在售电公司角度来看，零售套餐参考价格上浮0.6%对用户实际执行电价影响微乎其微，用户执行封顶价格的前提下，只能尽可能降低自身的批发成本以获取利润，同时可通过为用电企业提供其他的增值服务增加粘性，扩大收益水平。

注意事项：零售套餐参考价格是依据整个批发市场加权均价进行计算，在各类交易中尽可能争取较低成本的电量，避免高于市场平均水平。

零售套餐规则

1、市场价格联动套餐

政策解读：市场价格联动套餐，依托于“零售套餐参考价格”可在此基础上约定上浮或下浮一定金额度电水平，最终与封顶价格做对比，取小结算。

应对策略：该套餐是浙江主流签订套餐，有封顶价格的存在，无法获取超越封顶价格以上部分的利润空间。可提前对零售套餐参考价格做一定的预判（可参照年度交易均价水平），约定上浮金额稍稍超过上浮0.6%系数即可，保险起见可约定高一些，最终企业还是执行上浮并不多的封顶价格。建议在套餐中增加绿电内容，方便后续制定多元化购电策略。

注意事项：浙江政策引导签订封顶价格，如不勾选会有24小时冷静期，期间无法签订电子合同。

2、固定价格套餐

政策解读：固定价格套餐，向企业约定固定零售价格，最终固定价格与封顶价格结果取小结算。

应对策略：不建议签约该套餐，相当于整个市场风险均有售电公司承担，如市场价格较高时，封顶价格超过固定价格，企业执行固定价格，当月电价上涨风险直接由售电公司承担，反之用户执行较低的封顶价格。

3、比例分成套餐

政策解读：比例分成套餐，约定一个固定价格作为“交易基准价”，该价格与零售套餐参考价格进行比较，同时约定低于基准价部分如何分成，高于基准价部分如何承担。最终结果与封顶价格进行比较，取小结算。

应对策略：不建议签约该套餐，站在企业的角度可能希望约定一个价格作为基准，低于部分分享，高出部分售电公司承担，站在此种角度此套餐不利于售电公司。

注意事项：随着市场规则的普及，可能越来越多的企业会想要一个电价的相对确定性。根据自身对市场的判断，选择比例分成套餐可能有利益提升自身的竞争力，同时需要注意自身是否具备同等条件的抗风险水平。

结语：原有的售电公司价格传导，纯粹赚取服务费的模式渐行渐远；在市场封顶价格政策的引导下，想要获利只能在政策允许范围内尽可能的降低自身成本，如何把用户电量预估准确、如何参与各类交易降低成本、如何预测日前-实时价格高低，这些应该是我们要持续研究的方向！

电力现货市场-价格预测模型创建思路

江苏电力现货市场交易操盘基础-售电侧2026版

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