黃河泛能電力總經理艾孜買提正在覆盤入夏以來電力交易團隊的交易策略。今年夏季，上海及全國多地用電負荷預計再創新高。艾孜買提團隊判斷，經省間聯絡線輸送至上海的外來電力規模有限，現貨市場尖峯時段或將出現高價，因此團隊在5月至7月大幅增持月度中長期合約，提前鎖定電量與購電成本。
對售電公司而言，夏季交易策略的核心，是確定通過中長期合同提前鎖定多少電量，又將多少購電需求留存至現貨市場。中長期合同價格通常走勢平穩，現貨市場價格波動幅度更大。
雲南、廣西等水電資源富集地區的多家電力交易團隊，則採取了截然相反的操作策略。他們押注今夏水電大發、現貨市場價格持續走低，因此調減中長期持倉，同時擴大與終端用戶的簽約電量規模，計劃依託夏季現貨低價電完成供電履約。
這類“押注”行爲本身暗藏風險：若豐水期現貨價格如期下行，購電成本與售電收入的價差將持續擴大；如果降水、水電出力不及預期，企業則可能被迫採購高價現貨電，履行已簽訂的售電合同。
2025年，電力現貨市場在全國逐步推開，該市場的核心功能之一是發揮市場資源調節作用，推動電力資源在全國範圍內實現更高效配置。2026年，參與市場交易的主體——各類售電公司迎來一輪關鍵考驗。
5月29日，國家氣候中心確認，赤道中東太平洋海溫已於5月進入厄爾尼諾狀態。該機構預測，今年主汛期（6—8月）全國大部地區氣溫較常年同期偏高，華北、華東、華中、華南、西南地區東部、新疆等地或將出現階段性高溫熱浪。
業內預判，受厄爾尼諾影響，今夏各大流域降水、水電出力將呈現分化態勢。長江中游部分區域降水偏少，或制約流域梯級電站發電出力；金沙江流域降水偏多，利好水電增發；部分區域降水超預期，也可能引發防洪棄水，造成發電出力大幅波動。
清華四川能源互聯網研究院電力市場與碳市場研究所常務副所長蔡元紀向記者表示，各地現貨市場可依託價格信號調節供需，配套需求響應機制與負荷管理手段，引導工商業用戶錯峯、節約用電，以此有效緩解迎峯度夏期間的供需緊張局面，降低拉閘限電、有序用電的觸發概率。
找電
上海是典型的電力接受地區。夏季用電負荷高、對外來電依賴度高，意味着當地售電公司既要足額保障供電電量，還要儘可能規避尖峯時段高價現貨購電。
據上海市氣象局數據，今年上海5月11日入夏，較常年平均入夏時間提前13天，爲上海154年氣象觀測史第三早。入夏提前，帶動空調等製冷負荷提早攀升。
與此同時，臨港算力中心、張江人工智能產業園等重點項目相繼投產，上海數據中心集羣規模持續擴張，全市互聯網和相關服務業用電量同比增長31.6%。國網上海電力預判，今夏上海最高用電負荷可達4400萬千瓦，去年同期峯值約4200萬千瓦。
“今年夏季上海電力保供核心是‘保高峯、保尖峯、保功率平衡’。”艾孜買提表示。保高峯、保尖峯，要求在負荷峯值時段備足富餘電量；保功率平衡，則要求電力供給實時匹配快速變動的用電需求。
艾孜買提總結，今年夏季上海電力市場呈現五大變化：用電負荷預計再創新高、峯谷價差持續拉大、現貨市場實現連續結算、省間交易常態化、需求側響應機制進一步完善。
上海電力交易中心數據顯示，5月月度中長期交易量處於年內高位，6月、7月交易量有所回落。4—5月，西南多地水電發電量回落，現貨電價上行，售電公司通過中長期合約對沖現貨漲價風險的意願顯著增強。
爲對沖現貨高價風險，黃河泛能電力一方面加倉月度中長期合約，另一方面持續挖掘低成本外來電資源。
自5月起，上海交易團隊在緊盯本地電價的同時，同步監測寧夏、青海、河南、內蒙古等地交易電價。黃河泛能電力在山西、新疆均設有交易團隊，各地團隊需要協同研判，捕捉交易窗口、篩選綜合成本最優的外送購電區域。
售電公司覈算購電成本，不能只對比兩地表面電價，還需疊加外省電源購價、跨省跨區輸電電價、區域電網輸配電成本、線路損耗等多項費用。外省電價偏低，不代表電力輸送至上海後仍具備成本優勢。
各地低價發電時段存在明顯差異。進入豐水期，西南水電電價有望下行；白天正午光伏大發時段，西北新能源電價也會走低。以寧夏爲例，當地光伏出力集中時段爲9:00—18:00，現貨電價長期低於0.1元/度，與上海0.4元/度的電價價差顯著。“購電區域不固定，哪裏綜合電價低就從哪裏採購。”艾孜買提說。
但售電公司沒辦法無限制、無約束跨省份購電。按照現行交易規則，省間購電受交易組織安排、輸電通道容量、交易品種多重約束。上海地處華東，企業若向西南、西北、東北採購電力，需等待對應省間交易窗口期。多地同步盯盤的核心作用，就是在交易開放時快速篩選綜合購電成本最低的區域。
綜合購電成本不僅包含電能量成交價，還涵蓋跨省跨區專項工程輸電價、區域電網輸配電費、線路損耗成本等。部分跨省跨區直流工程執行政府覈定固定輸電價格。以靈紹直流爲例，按照國家電網相關標準，寧夏至浙江靈紹直流輸電電價0.0488元/度，線損率4.26%；電力送達浙江紹興後，繼續輸送至上海，還需按華東區域電網標準繳納0.075元/度輸電費；上海本地容量電價0.063元/度，線損率1.59%。（以上爲第三監管週期省級電網輸配電價、區域電網輸電價格，今年8月起執行第四周期省級電網輸配電價、區域電網輸電價格）
上海本地自有發電資源有限，超40%電力依靠外省輸入，外來電源主要爲西南水電、西北風光新能源、安徽火電。6月後西南逐步進入汛期，外來電供給擴容，即便上海用電負荷持續走高，整體電價並未同步大幅上漲。
對賭
與上海團隊提前增持中長期持倉的操作相反，雲南、廣西部分售電公司選擇縮減中長期合約覆蓋比例，將更多購電需求交由現貨市場承接。
夏季整體用電需求走高，疊加水電進入豐水期，用電側、發電側供需同步變動。對水電佔比高的區域售電企業而言，流域降水、來水豐枯直接決定了現貨電價走勢。
押注西南水電豐產的售電公司，年內電價收益如同坐“過山車”。
廣州電力交易中心數據顯示，6月29日—7月5日，廣西、雲南實時市場平均出清電價分別爲0.154元/度、0.175元/度。隨着水電出力提升，現貨電價明顯下行，堅持中長期合約的企業得以壓低整體購電成本。
但今年4—5月水電出力尚未充分釋放，部分賭夏季現貨低價的售電公司（尤以廣西企業居多），因中長期合約持倉不足，遭遇現貨漲價後出現了虧損。
該策略的核心風險在於：售電公司已與用戶簽訂供電合同、承擔剛性供電義務，卻未通過中長期合約鎖定足量電量。一旦現貨電價走勢不及預期，實際購電成本將超出前期測算區間。“售電公司可自主調整中長期合約持倉規模，但我不建議完全押注階段性天氣。單純賭水電行情，很容易一二季度持續虧損，寄希望於三季度一次性回本，年度中長期合約能夠起到保底作用。”艾孜買提說。
蔡元紀表示，迎峯度夏整體電力供應偏緊，通常會推高現貨電價。晚高峯電力缺口突出、新能源出力回落，市場價格主要由高成本傳統機組託底；日間光伏大發，但製冷負荷同步走高，系統仍需氣電等高價機組頂峯保供。
對售電公司來說，現貨漲價通常壓縮盈利空間，實際衝擊大小取決於中長期合約覆蓋比例：中長期持倉越高，價格風險越小；現貨購電佔比越高，潛在盈利、虧損空間同步放大。“比拼的核心是市場電價預測能力與自身負荷調節能力。”艾孜買提表示。
調節
除依靠中長期合約、省間跨區交易控制購電成本外，售電公司還可依託儲能、虛擬電廠、需求側響應，削減尖峯時段剛性用電需求。
現貨電價走高時，儲能設備可放電補給；商業樓宇可柔性降低空調負荷；部分工業用戶可錯峯調整生產排班。虛擬電廠則聚合分散儲能、可調節負荷統一參與電力市場與需求響應。以上調節手段的共同作用，是減少市場主體在電價峯值時段的購電量，同時輔助電網維持實時供需平衡。
上海電力交易中心數據顯示，本地現貨市場尖峯價差特徵突出，2—6月實時出清電價多次突破1000元/兆瓦時，2月峯值超1500元/兆瓦時，摺合1.5元/度。
以7月4日爲例，當日分時實時電價分化明顯，部分時段電價接近零，部分時段維持高位。巨大峯谷價差，爲儲能、虛擬電廠創造市場參與空間：儲能可低價充電、高價放電，也可參與需求響應獲取補貼收益。
據艾孜買提介紹，今夏上海區域儲能設備參與電力市場普遍取得了可觀收益。
電管家集團股份有限公司管家中心副總監、迎峯度夏副總指揮徐蔣榮稱，迎峯度夏期間上海相關主管部門會發布需求側響應方案，明確響應時段、補貼標準等細則。市場主體可依託虛擬電廠、儲能設施參與電網調峯，引導用戶錯峯避峯，壓低整體尖峯負荷。
針對連續製造、離散製造、商業綜合體、數據中心等不同類型用電負荷，在夏季電量、電價“雙高”背景下，應對方案各有差異。
徐蔣榮舉例，工業園區以生產負荷爲主，新增製冷負荷佔比偏低，迎峯度夏易出現高溫下長時間重過載；商業樓宇用電以空調爲主，負荷短時激增，需提前預判製冷用電需求；數據中心等供電高可靠要求企業，除變電站運維外，還需做好UPS、柴油發電機等應急供電設備檢修。“松江、青浦等以數據中心、工廠爲主的區域，今夏新增用電負荷規模有限，保供壓力相對可控。”徐蔣榮判斷。
上海服務業佔經濟比重高，商業樓宇、綜合體數量衆多，用電負荷受氣溫、客流、經營活動影響波動劇烈。高溫天氣下空調負荷短時間快速拉昇，給電網實時功率平衡帶來壓力。
商場、寫字樓內商戶分散，逐小時用電量波動明顯。例如單日客流激增時，商戶空調滿負荷運行，客流規模難以精準預判，直接放大負荷波動；工業、數據中心負荷相對穩定，僅需在常規負荷預測基礎上疊加固定比例增量。
艾孜買提說，連續型製造業生產流程難以中斷，適配中長期合約鎖定電價，配套儲能開展峯谷套利、需量管控；離散型製造業可依據電價調整生產排班，參與需求側響應；商業綜合體依靠空調柔性調控削減晚高峯負荷；數據中心重點關注綠電採購、儲能備電與供電穩定性保障。