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记者 潘俊田

黄河泛能电力总经理艾孜买提正在复盘入夏以来电力交易团队的交易策略。今年夏季，上海及全国多地用电负荷预计再创新高。艾孜买提团队判断，经省间联络线输送至上海的外来电力规模有限，现货市场尖峰时段或将出现高价，因此团队在5月至7月大幅增持月度中长期合约，提前锁定电量与购电成本。

对售电公司而言，夏季交易策略的核心，是确定通过中长期合同提前锁定多少电量，又将多少购电需求留存至现货市场。中长期合同价格通常走势平稳，现货市场价格波动幅度更大。

云南、广西等水电资源富集地区的多家电力交易团队，则采取了截然相反的操作策略。他们押注今夏水电大发、现货市场价格持续走低，因此调减中长期持仓，同时扩大与终端用户的签约电量规模，计划依托夏季现货低价电完成供电履约。

这类“押注”行为本身暗藏风险：若丰水期现货价格如期下行，购电成本与售电收入的价差将持续扩大；如果降水、水电出力不及预期，企业则可能被迫采购高价现货电，履行已签订的售电合同。

2025年，电力现货市场在全国逐步推开，该市场的核心功能之一是发挥市场资源调节作用，推动电力资源在全国范围内实现更高效配置。2026年，参与市场交易的主体——各类售电公司迎来一轮关键考验。

5月29日，国家气候中心确认，赤道中东太平洋海温已于5月进入厄尔尼诺状态。该机构预测，今年主汛期（6—8月）全国大部地区气温较常年同期偏高，华北、华东、华中、华南、西南地区东部、新疆等地或将出现阶段性高温热浪。

业内预判，受厄尔尼诺影响，今夏各大流域降水、水电出力将呈现分化态势。长江中游部分区域降水偏少，或制约流域梯级电站发电出力；金沙江流域降水偏多，利好水电增发；部分区域降水超预期，也可能引发防洪弃水，造成发电出力大幅波动。

清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所常务副所长蔡元纪向记者表示，各地现货市场可依托价格信号调节供需，配套需求响应机制与负荷管理手段，引导工商业用户错峰、节约用电，以此有效缓解迎峰度夏期间的供需紧张局面，降低拉闸限电、有序用电的触发概率。

找电

上海是典型的电力接受地区。夏季用电负荷高、对外来电依赖度高，意味着当地售电公司既要足额保障供电电量，还要尽可能规避尖峰时段高价现货购电。

据上海市气象局数据，今年上海5月11日入夏，较常年平均入夏时间提前13天，为上海154年气象观测史第三早。入夏提前，带动空调等制冷负荷提早攀升。

与此同时，临港算力中心、张江人工智能产业园等重点项目相继投产，上海数据中心集群规模持续扩张，全市互联网和相关服务业用电量同比增长31.6%。国网上海电力预判，今夏上海最高用电负荷可达4400万千瓦，去年同期峰值约4200万千瓦。

“今年夏季上海电力保供核心是‘保高峰、保尖峰、保功率平衡’。”艾孜买提表示。保高峰、保尖峰，要求在负荷峰值时段备足富余电量；保功率平衡，则要求电力供给实时匹配快速变动的用电需求。

艾孜买提总结，今年夏季上海电力市场呈现五大变化：用电负荷预计再创新高、峰谷价差持续拉大、现货市场实现连续结算、省间交易常态化、需求侧响应机制进一步完善。

上海电力交易中心数据显示，5月月度中长期交易量处于年内高位，6月、7月交易量有所回落。4—5月，西南多地水电发电量回落，现货电价上行，售电公司通过中长期合约对冲现货涨价风险的意愿显著增强。

为对冲现货高价风险，黄河泛能电力一方面加仓月度中长期合约，另一方面持续挖掘低成本外来电资源。

自5月起，上海交易团队在紧盯本地电价的同时，同步监测宁夏、青海、河南、内蒙古等地交易电价。黄河泛能电力在山西、新疆均设有交易团队，各地团队需要协同研判，捕捉交易窗口、筛选综合成本最优的外送购电区域。

售电公司核算购电成本，不能只对比两地表面电价，还需叠加外省电源购价、跨省跨区输电电价、区域电网输配电成本、线路损耗等多项费用。外省电价偏低，不代表电力输送至上海后仍具备成本优势。

各地低价发电时段存在明显差异。进入丰水期，西南水电电价有望下行；白天正午光伏大发时段，西北新能源电价也会走低。以宁夏为例，当地光伏出力集中时段为9:00—18:00，现货电价长期低于0.1元/度，与上海0.4元/度的电价价差显著。“购电区域不固定，哪里综合电价低就从哪里采购。”艾孜买提说。

但售电公司没办法无限制、无约束跨省份购电。按照现行交易规则，省间购电受交易组织安排、输电通道容量、交易品种多重约束。上海地处华东，企业若向西南、西北、东北采购电力，需等待对应省间交易窗口期。多地同步盯盘的核心作用，就是在交易开放时快速筛选综合购电成本最低的区域。

综合购电成本不仅包含电能量成交价，还涵盖跨省跨区专项工程输电价、区域电网输配电费、线路损耗成本等。部分跨省跨区直流工程执行政府核定固定输电价格。以灵绍直流为例，按照国家电网相关标准，宁夏至浙江灵绍直流输电电价0.0488元/度，线损率4.26%；电力送达浙江绍兴后，继续输送至上海，还需按华东区域电网标准缴纳0.075元/度输电费；上海本地容量电价0.063元/度，线损率1.59%。（以上为第三监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格，今年8月起执行第四周期省级电网输配电价、区域电网输电价格）

上海本地自有发电资源有限，超40%电力依靠外省输入，外来电源主要为西南水电、西北风光新能源、安徽火电。6月后西南逐步进入汛期，外来电供给扩容，即便上海用电负荷持续走高，整体电价并未同步大幅上涨。

对赌

与上海团队提前增持中长期持仓的操作相反，云南、广西部分售电公司选择缩减中长期合约覆盖比例，将更多购电需求交由现货市场承接。

夏季整体用电需求走高，叠加水电进入丰水期，用电侧、发电侧供需同步变动。对水电占比高的区域售电企业而言，流域降水、来水丰枯直接决定了现货电价走势。

押注西南水电丰产的售电公司，年内电价收益如同坐“过山车”。

广州电力交易中心数据显示，6月29日—7月5日，广西、云南实时市场平均出清电价分别为0.154元/度、0.175元/度。随着水电出力提升，现货电价明显下行，坚持中长期合约的企业得以压低整体购电成本。

但今年4—5月水电出力尚未充分释放，部分赌夏季现货低价的售电公司（尤以广西企业居多），因中长期合约持仓不足，遭遇现货涨价后出现了亏损。

该策略的核心风险在于：售电公司已与用户签订供电合同、承担刚性供电义务，却未通过中长期合约锁定足量电量。一旦现货电价走势不及预期，实际购电成本将超出前期测算区间。“售电公司可自主调整中长期合约持仓规模，但我不建议完全押注阶段性天气。单纯赌水电行情，很容易一二季度持续亏损，寄希望于三季度一次性回本，年度中长期合约能够起到保底作用。”艾孜买提说。

蔡元纪表示，迎峰度夏整体电力供应偏紧，通常会推高现货电价。晚高峰电力缺口突出、新能源出力回落，市场价格主要由高成本传统机组托底；日间光伏大发，但制冷负荷同步走高，系统仍需气电等高价机组顶峰保供。

对售电公司来说，现货涨价通常压缩盈利空间，实际冲击大小取决于中长期合约覆盖比例：中长期持仓越高，价格风险越小；现货购电占比越高，潜在盈利、亏损空间同步放大。“比拼的核心是市场电价预测能力与自身负荷调节能力。”艾孜买提表示。

调节

除依靠中长期合约、省间跨区交易控制购电成本外，售电公司还可依托储能、虚拟电厂、需求侧响应，削减尖峰时段刚性用电需求。

现货电价走高时，储能设备可放电补给；商业楼宇可柔性降低空调负荷；部分工业用户可错峰调整生产排班。虚拟电厂则聚合分散储能、可调节负荷统一参与电力市场与需求响应。以上调节手段的共同作用，是减少市场主体在电价峰值时段的购电量，同时辅助电网维持实时供需平衡。

上海电力交易中心数据显示，本地现货市场尖峰价差特征突出，2—6月实时出清电价多次突破1000元/兆瓦时，2月峰值超1500元/兆瓦时，折合1.5元/度。

以7月4日为例，当日分时实时电价分化明显，部分时段电价接近零，部分时段维持高位。巨大峰谷价差，为储能、虚拟电厂创造市场参与空间：储能可低价充电、高价放电，也可参与需求响应获取补贴收益。

据艾孜买提介绍，今夏上海区域储能设备参与电力市场普遍取得了可观收益。

电管家集团股份有限公司管家中心副总监、迎峰度夏副总指挥徐蒋荣称，迎峰度夏期间上海相关主管部门会发布需求侧响应方案，明确响应时段、补贴标准等细则。市场主体可依托虚拟电厂、储能设施参与电网调峰，引导用户错峰避峰，压低整体尖峰负荷。

针对连续制造、离散制造、商业综合体、数据中心等不同类型用电负荷，在夏季电量、电价“双高”背景下，应对方案各有差异。

徐蒋荣举例，工业园区以生产负荷为主，新增制冷负荷占比偏低，迎峰度夏易出现高温下长时间重过载；商业楼宇用电以空调为主，负荷短时激增，需提前预判制冷用电需求；数据中心等供电高可靠要求企业，除变电站运维外，还需做好UPS、柴油发电机等应急供电设备检修。“松江、青浦等以数据中心、工厂为主的区域，今夏新增用电负荷规模有限，保供压力相对可控。”徐蒋荣判断。

上海服务业占经济比重高，商业楼宇、综合体数量众多，用电负荷受气温、客流、经营活动影响波动剧烈。高温天气下空调负荷短时间快速拉升，给电网实时功率平衡带来压力。

商场、写字楼内商户分散，逐小时用电量波动明显。例如单日客流激增时，商户空调满负荷运行，客流规模难以精准预判，直接放大负荷波动；工业、数据中心负荷相对稳定，仅需在常规负荷预测基础上叠加固定比例增量。

艾孜买提说，连续型制造业生产流程难以中断，适配中长期合约锁定电价，配套储能开展峰谷套利、需量管控；离散型制造业可依据电价调整生产排班，参与需求侧响应；商业综合体依靠空调柔性调控削减晚高峰负荷；数据中心重点关注绿电采购、储能备电与供电稳定性保障。