每年年底，交易员需要预判下一年的供需形势、一次能源价格走势、气象条件及电网运行约束，据此制定年度交易策略，并形成分月中长期持仓计划。

每月的月初，则依据次月负荷预测、新能源出力波动、外来电安排等最新信息，制定月度中长期策略，以单元利润最大化为目标滚动调整持仓仓位。

在现货试点地区，交易员还需同步依托市场信息披露和机组成本数据，制定日前、日内、实时全链条报价策略。最后，通过每日、每月的复盘分析，将经验教训纳入下一轮交易决策。

这一套时序体系的核心价值在于：中长期合同锁定基础电量，对冲价格波动风险；现货市场处理偏差电量，实现价格发现；复盘则让每一次交易都成为下一次优化的依据。

电力中长期交易涵盖多年、年度、季度、月度及月内多日交易，主要采用双边协商和集中交易（集中竞价、滚动撮合、挂牌）两种方式。交易按年度→月度→月内的固定顺序开展，同时叠加优先发电与基数电量的统筹安排。

（一）年度交易

每年11月底前，政府会下达次年跨区跨省及省内优先发电计划、基数电量规模，随后组织年度（及多年）电量交易。交易标的为次年度或多年的全口径电量（或年度分时电量），这些电量可进一步分解至各月度执行。

交易方式上，双边协商与集中交易均可使用。双边意向协议须在申报截止前提交交易平台，交易机构结合通道输电容量形成预成交结果；集中交易则由市场主体在规定时限内申报量价，系统统一出清。预成交结果汇总后提交调度机构进行安全校核，若存在越限情况，按规则进行削减调整。结果正式发布后，市场主体可在规定时限内提出异议，逾期则自动确认成交。

（二）月度交易

每月前置组织次月电量交易，具备条件的地区还可交易年度剩余月份的电量。交易标的为次月电量或月度分时电量。交易方式与流程和年度交易一致，支持双边协商和集中竞价，经输电容量核定、安全校核后发布结果，同步受理异议。

每月月底前，交易机构会将年度分月结果与月度交易校核结果进行整合，统一发布。交易员需要在此过程中将分月持仓与月度新增交易合并计算，形成该月度的总合约仓位。

（三）月内（多日）交易

月内交易的标的为当月剩余天数、特定天数或特定时段的电量。交易方式以集中交易为主，可定期或连续开展。它的核心作用是在月度中途，依据实际供需变化和新能源出力波动，通过申报量价、统一出清并安全校核，动态调整分月交易计划，有效对冲月度合约偏差。

（四）优先发电与基数电量的配套安排

跨区跨省优先发电在上一年11月底前确定年度电量规模及分月计划，签订购售电合同，纳入优先发电计划并优先占用输电通道，执行中可协商调整分月电量。省内优先发电则在年度双边交易前签订厂网年度合同，明确电量、分月计划与价格。基数电量分配是指在扣除优先发电电量后，按非市场用户用电预测，将剩余电量分配至煤电、气电等机组。

偏差处理方面，优先发电和基数电量的分月计划可在月度前调整，执行偏差通过预挂牌上下调等机制化解。当前各地正逐步推行“保量保价+保量竞价”模式，扩大优先发电的市场化参与比例。

现货市场是电力实时供需匹配的环节。国内主要存在集中式和分散式两种市场模式，二者在时序流程上各有特点。

（一）集中式市场时序

集中式市场的日前交易，本质上是一个远期风险对冲和全电量双结算市场（日前按挂牌价结算，实时按偏差价结算）。

流程分为四步：市场运营机构提前发布负荷预测、检修计划、输电约束等准备信息；市场主体在规定时限内进行量价申报，系统校验后允许重新申报；以社会福利最大化为目标，考虑安全约束优化出清24小时的电量与电价；最终发布中标电量、出清价格、输电约束等结果，作为机组启停和结算依据。

在无完整日前市场的地区，会采用日前预出清模式。此模式下仅发电侧与可调负荷参与申报，不做结算，只发布量价预测信息，作用是给市场主体提供价格参考，并辅助调度保障电网安全。

实时市场则以5~15分钟为周期滚动出清，依托超短期负荷预测和机组实时申报数据，以总购电成本最小为目标，匹配发用电与备用需求。普通刚性负荷采用预测值，不参与申报。实时市场主要处理实时负荷、新能源出力及设备故障带来的供需偏差。

场外调度是市场出清之外的安全兜底手段，包括可靠性机组组合、阻塞管理、有序用电、跨区紧急支援等。其运行遵循触发条件明确、流程透明、经济优先的原则，力求将对现货价格的扰动降至最低。

（二）分散式市场时序

分散式市场的日前交易，主要作用是作为中长期合约仓位的调整工具。市场主体基于原有合约提交机组计划，结合输电容量申报买卖报价，统一出清后自行制定并提交发用电曲线。

日内交易在日前交易结束后持续滚动开展，直至实时运行前1~2小时关闭。它主要应对新能源和负荷预测偏差，通过集中竞价或滚动撮合调整合约仓位，成交结果纳入净合约仓位并更新发用电计划。

实时平衡机制由调度机构组织，市场主体提交出力上下调报价，调度按低成本优先原则统一出清，市场化处理实际发用电与净合约之间的偏差电量，保障系统实时平衡。

（三）辅助服务与现货的协同

现货市场同步采购一次调频、备用、自动发电控制（AGC）等辅助服务，可通过签订多年合约或在日前、实时前集中采购。出清模式分为独立出清（电能量与辅助服务分开优化结算）和联合出清（电能量与辅助服务一体化优化，统一边际电价结算）两种，共同夯实系统的调节与安全能力。

复盘不是事后总结的“软环节”，而是下一轮交易决策的硬输入。按日度、月度、年度常态化开展，分为四个分析维度。

报价-出清-实发复盘：剖析自身报价策略、市场出清量价规律、机组实际出力与计划之间的偏差，据此优化后续申报逻辑。

发电量与合约电量复盘：核查中长期合约执行率和电量匹配度，避免出现现货缺额（需高价买电）或冗余回收（多发电被低价回收）的风险。

全维度损益复盘：涵盖中长期合约的电价与曲线损益、现货报价损益、辅助服务损益、阻塞损益，以及机组出力上限、运行偏差和电网约束带来的损益，精准定位每一个收益损耗点。

市场规律复盘：总结电价时序波动规律、供需周期变化趋势、政策调整及电网约束的影响，迭代中长期与现货的分层交易策略。

从年度到实时，从千万元级别的中长期合约到每15分钟滚动出清的现货偏差，电力交易员的工作本质是在时间轴上不断做决策。年度锁量、月度调仓、月内微调、日前报价、实时应对、复盘迭代——每一个节点都必须严格执行，错过一个窗口就意味着失去一次优化收益的机会。理解这套时序法则，是理解电力市场运行的起点，也是真正读懂电价背后逻辑的关键。

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