策略利用历史小时结构 Alpha 判断相对采购价值，并根据每场仓位与覆盖边界调整买卖方向。第二周按七个交割日、十四场，将模拟交易归一化至每天 1,000 MWh 用电量，并逐场逐小时按市场 VWAP 计算双向价差。
场次胜率 11/14；收益因子 PF 3.99。归一化单位收益不是实际账户收益，也不能单独证明严格前瞻绩效。
第二周七天的 24 小时日前价格算术均值为 421.30 元/MWh；11 月 9 日出现本周最低日均价，11 月 13 日达到本周最高。日内价差结构仍明显，但能否获益取决于能量块各场的成交 VWAP。
11 月 9 日午间明显走低；10—11 日部分午间卖出方向出现不利价差。日前绝对价格低，并不意味着按相同时段减仓必然盈利。
日前价按每小时四个 15 分钟价格取算术均值；能量块价按“交易场次 × 交割小时”逐笔成交电量加权计算 VWAP。14 日两场共 13,113 笔市场成交、48 个场次小时。此处没有使用实测风光出力作因果判断，也没有把模拟买卖视作实际成交。
| 交割日 | 日前均价 元/MWh | 买入 MWh | 卖出 MWh | 净买 MWh | 模拟收益 元 | 度电收益 元/MWh |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 11/08 | 411.11 | 287.0 | 54.9 | 232.1 | +2822.49 | +2.8225 |
| 11/09 | 365.63 | 260.4 | 59.8 | 200.6 | +331.09 | +0.3311 |
| 11/10 | 419.20 | 302.3 | 59.3 | 242.9 | -2717.28 | -2.7173 |
| 11/11 | 424.98 | 290.8 | 51.1 | 239.7 | +1231.69 | +1.2317 |
| 11/12 | 441.70 | 287.2 | 58.3 | 228.9 | +2798.10 | +2.7981 |
| 11/13 | 444.73 | 297.3 | 58.8 | 238.6 | +3214.05 | +3.2141 |
| 11/14 | 441.72 | 349.5 | 61.5 | 288.0 | +457.04 | +0.4570 |
| 本周 | 421.30 | 2074.6 | 403.7 | 1670.9 | +8137.18 | +1.1625 |
每日统一标准化用电量为 1,000 MWh；全周收益金额为七天标准化案例之和，单位收益为合计金额÷7,000 MWh。正值表示在对应模拟方向下相对留给日前的采购成本改善，负值反之。
日胜率 6/7；场次胜率 11/14；盈亏比 0.67；PF 3.99；类 IR 为日度单位收益均值除以样本标准差（ddof=1），未年化。
按每 1,000 MWh 归一化展示，表内仅列主要买卖小时；其余小时也已计入场次总量与收益。下列买卖量均是模拟量，不是实际账户订单或成交。
第 1 小时对应 00:00—01:00，第 24 小时对应 23:00—24:00；组织日期为 2026 年。
买03时26.0、06时23.5、04时23.3、02时11.7、01时11.6
卖15时7.2、16时4.5、12时3.5、14时3.5、10时3.3
买03时17.9、06时16.1、04时15.4、02时7.7、07时7.4
卖15时9.8、12时4.7、13时4.6、10时4.5、14时3.8
买03时23.1、06时20.9、04时20.1、23时10.7、21时9.1
卖15时7.3、16时4.1、12时3.8、14时3.7、13时3.6
买03时15.4、06时13.9、04时13.3、23时7.1、21时6.2
卖15时10.0、12时5.2、14时5.1、13时5.0、10时4.6
买03时25.2、06时23.3、04时22.4、23时11.5、02时10.8
卖15时7.2、12时3.7、14时3.6、13时3.5、16时3.4
买03时16.8、06时15.5、04时15.0、23时7.6、07时7.2
卖15时9.8、12时5.0、14时5.0、13时4.8、10时4.5
买03时24.9、06时23.1、04时22.2、23时11.3、02时10.7
卖15时7.1、12时3.7、14时3.6、13时3.5、16时3.4
买03时16.3、04时14.6、06时14.6、07时6.5、01时6.0
卖15时9.1、12时5.0、13时4.8、10时4.5、14时1.3
买03时25.1、04时22.8、06时22.8、23时11.5、07时10.4
卖15时7.3、12时3.7、14时3.7、13时3.6、10时3.3
买03时16.3、04时15.5、06时14.8、02时7.2、23时7.1
卖15时10.0、12时5.1、13时4.9、10时4.6、16时3.8
买03时26.1、04时23.9、06时23.8、23时12.0、07时11.4
卖15时7.2、16时4.0、12时3.7、13时3.6、14时3.6
买03时17.0、04时15.7、06时15.3、02时7.2、07时7.2
卖15时9.8、12时5.0、13时4.9、10时4.5、14时3.9
买03时24.9、04时23.0、06时22.8、02时10.5、23时10.4
卖15时7.0、16时4.4、12时3.4、14时3.3、10时3.2
买06时30.7、03时27.2、04时22.6、23时14.6、24时13.5
卖15时11.0、12时4.9、14时4.8、10时4.6、13时4.6
价格取对应场次、对应小时市场成交 VWAP；买入按“日前−VWAP”计收益，卖出按“VWAP−日前”计收益。场次与日度显示值可能存在 0.01 元舍入差。14 日按两场已冻结方案单独估值，不追认跨场独立结转。
8 日、12—14 日有利交易方向较多；14 日凌晨部分买入小时形成正价差，尤其 03 时。
10 日午间减仓出现明显不利价差。历史小时结构不能保证每个交割日都有正收益。
14 日首场 +449.68 元、末场 +7.36 元，合计标准化模拟收益 +0.4570 元/MWh。两场市场 13,113 笔成交已经核对；这些是市场 VWAP 作为估值参照，不表示策略实际成交。
按各日用电量缩放至每日1,000 MWh；8—13日为历史独立连续模拟，14日为两场事前冻结方案单独估值，未进行跨场独立结转。