2026-11-01
阴雨，西北风首场 组织 10/29买 25 / 卖 13 MWh-194.45 元
买01/03/18/21/23 各5
卖10时4、12时5、14时4
末场 组织 10/30买 29 / 卖 22 MWh-68.12 元
买02时5、05时4、17/19/22/24 各5
卖09时5、11时4、13时4、15时5、16时4
01 / 原报摘要
一周表现
原报第 1、3 页全周度电收益+0.4467元/MWh · 标准化案例
日度胜率57.1%4 / 7 个正收益日
盈亏比2.60平均盈利 / 平均亏损
类 IR · 非年化0.48日度均值 / 样本标准差
策略通过历史小时结构 Alpha 判断相对采购价值，并在采购覆盖率、单小时仓位边界和可执行量约束下调整持仓。本周标准化案例按 14 场、逐小时市场成交 VWAP 统一重算，保留收益与风险的双向观察。
原报另列：场次胜率 9 / 14；收益因子 PF 为 3.46。以上均为该 7 日标准化案例统计，不代表实盘稳定性。
02 / 市场结构
市场价格与日内结构
原报第 2 页第一周的 24 小时日前价格算术均值为 405.73 元/MWh；11 月 3 日出现周内最高日均价，11 月 7 日降至周内最低。午间价格相对夜间与晚间明显偏低，小时结构差异显著。
00:00—08:00 / 夜间423.22 元/MWh
08:00—15:00 / 午间351.91 元/MWh
16:00—24:00 / 傍晚夜间434.17 元/MWh
11 月 2 日与 7 日的午间低价明显，但收益还取决于各场能量块成交 VWAP。BSell30 的模拟结果来自“小时价差 × 调仓方向与电量”，不能只依据日前绝对价或天气判断。
原周报的天气观察与解释边界
11 月 2 日、7 日午间价明显偏低；7 日第 12 小时仅 248.38 元/MWh。11 月 5—6 日午间同样低价，但示例的买入端发生较大亏损，说明光看日前低价并不足以判断交易收益。
原报引用的官方周报显示 3—4 日有雨、4—7 日风力较大、7 日部分地区多云转阴。风电增发、光伏日间出力及周末负荷下降都可能影响净负荷；阴雨条件也使“必然是光伏高出力”缺乏证据。
原报天气来源：江苏省预警信息发布中心《一周天气》（11 月 2 日）；扬子晚报引江苏气象逐日预报（11 月 5 日）。天气不等于电网实测风光出力，因果归因仍需分小时发电、系统负荷及受电数据。本页转录原报说明，不新增因果结论。
03 / 收益与风险
每日结果
原报第 3 页| 交割日 | 日前均价 元/MWh | 买入 MWh | 卖出 MWh | 调整后覆盖 | 示例收益 元 | 度电收益 元/MWh |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 11/01 | 414.76 | 54 | 35 | 86.9% | -262.57 | -0.2626 |
| 11/02 | 404.95 | 57 | 47 | 86.0% | +1002.43 | +1.0024 |
| 11/03 | 446.46 | 66 | 29 | 88.7% | +783.57 | +0.7836 |
| 11/04 | 414.79 | 57 | 39 | 86.8% | +591.88 | +0.5919 |
| 11/05 | 391.29 | 54 | 50 | 85.4% | -673.94 | -0.6739 |
| 11/06 | 394.10 | 50 | 53 | 84.7% | -332.49 | -0.3325 |
| 11/07 | 373.80 | 47 | 58 | 83.9% | +2018.11 | +2.0181 |
| 本周 | 405.73 | 385 | 311 | — | +3,126.99 | +0.4467 |
每日标准化用电量 1,000 MWh。同场次、同小时市场逐笔成交量加权均价（VWAP）作为能量块价格，按实际日前价计算买卖双向价差。全周度电收益为全周价差收益除以 7,000 MWh。
日度胜率为 4/7；场次胜率为 9/14；盈亏比为平均盈利日收益与平均亏损日绝对值之比；PF 为总盈利与总亏损绝对值之比；类 IR 使用日度单位收益均值及样本标准差（ddof=1），不年化。
04 / 逐场明细
7 个交割日，14 场案例
原报第 4—5 页每日以 1,000 MWh 用电量、850 MWh 起始仓位构建独立标准化情景。各场次按交割小时示例买卖量及该场市场成交 VWAP 计算收益，交易量并非实际账户记录。
第 1 小时为 00:00—01:00，第 24 小时为 23:00—24:00。以下买卖明细中的电量单位均为 MWh；组织日期均为 2026 年。
日度 -0.2626 元/MWh
2026-11-02
多云首场 组织 10/30买 27 / 卖 19 MWh+487.26 元
买01时5、03时6、18时6、21时5、23时5
卖10时6、12时7、14时6
末场 组织 10/31买 30 / 卖 28 MWh+515.16 元
买02时5、05时4、17时5、19时6、22/24 各5
卖09时5、11时7、13时6、15/16 各5
2026-11-03
云增转雨首场 组织 10/30买 32 / 卖 11 MWh+318.69 元
买01时7、03时6、18时7、21/23 各6
卖10时4、12时3、14时4
末场 组织 11/01买 34 / 卖 18 MWh+464.88 元
买02时6、05时5、17/19/22 各6、24时5
卖09/11/15 各4、13/16 各3
2026-11-04
阴雨首场 组织 10/30买 28 / 卖 16 MWh+162.08 元
买01时6、03时5、18时6、21时5、23时6
卖10时5、12时6、14时5
末场 组织 11/02买 29 / 卖 23 MWh+429.79 元
买02时5、05时4、17/19/22/24 各5
卖09时4、11/13/15 各5、16时4
2026-11-05
多云转好首场 组织 11/02买 27 / 卖 21 MWh-500.14 元
买01时5、03/18 各6、21/23 各5
卖10/12/14 各7
末场 组织 11/03买 27 / 卖 29 MWh-173.80 元
买02/05 各4、17/19/22 各5、24时4
卖09时5、11时6、13时7、15时6、16时5
2026-11-06
多云、部分晴首场 组织 11/03买 24 / 卖 22 MWh-391.93 元
买01时4、03/18/21/23 各5
卖10时7、12时8、14时7
末场 组织 11/04买 26 / 卖 31 MWh+59.44 元
买02/05/17/24 各4、19/22 各5
卖09时5、11/13 各7、15/16 各6
2026-11-07
多云，夜间转雨首场 组织 11/04买 23 / 卖 24 MWh+794.85 元
买01时4、03/18/21 各5、23时4
卖10/12/14 各8
末场 组织 11/05买 24 / 卖 34 MWh+1223.26 元
买02/05/17/19/22/24 各4
卖09时6、11时7、13时8、15时7、16时6
价格口径：按“交易场次 × 交割小时”汇总逐笔市场成交价，以成交电量加权得到 VWAP。买入时日前价高于 VWAP 形成正向价差，卖出时日前价低于 VWAP 形成正向价差。金额均为标准化示例测算。沿用原报显示精度，逐场显示值与日汇总可能有 0.01 元舍入差。
05 / 操作复盘
买入端与卖出端
原报第 5 页做对了什么
11 月 2 日买卖双向价差均有利；11 月 4 日午间减仓贡献约 +1,399 元，抵消其他时段买入约 −807 元；11 月 7 日减仓端贡献约 +1,819 元。
哪里承受了损失
11 月 5—6 日买入端分别拖累约 1,355 元和 920 元，超过卖出端收益，说明高价小时的增持容易受整体价格回落影响。
11 月 7 日第 12 小时日前价 248.38 元/MWh，首场 VWAP 295.98 元/MWh、末场 280.75 元/MWh。两场价格曲线并不相同，按小时与场次分别估值有助于识别买入、卖出时点的真实市场价差。
解释边界：风、光出力及周末净负荷变化可能推动日内价差，但原周报未取得实测出力，无法断定主因。