· 时间范围＝下方图表展示的交易日区间；多日图按整段展示，仅展示一天的图（电价走势·单日 / 多日对比 / 价差趋势·单日）取范围内最新一天。
· 最新数据日＝数据中已有日前价的最新交易日（数据边界，范围最多到此日）。
· 选预设（近 7/14/30/90 天 / 全部）或自定义起止；前/后一天＝整段区间平移一天。
· 实时价仅结算到今日及之前，范围末日为明日时实时线为空、仅有日前线。
· 当前系统时间见右上角实时时钟（北京时间 CST）。
价格行情
选择交易日查看当日电价/价差与市场风格（覆盖近 90 个完整交易日）。目标日＝最新有日前价的交易日；实时价仅结算到今日及之前，明日仅有日前价。日期选择器在上方 Tab 行下方一行。
市场风格检测（Regime Shift）
量化近期价差分布相对历史的偏离程度，判断当前是否处于市场转折期、模型是否仍可信。指标遵循 d-3 数据延迟约束（recent 以 end−2 为锚）。市场级数据，多客户通用。
电价走势（日前 vs 实时）
目标日全市场 24 小时日前/实时价格（实线=实际、虚线=预测，元/MWh）。用本图日期选择器切换交易日。
日前价格 · 多日对比 · 目标日 —
目标日与其前 3 / 5 / 7 天的日前价格曲线叠加对比（power_trading_24）；每条曲线各小时点带涨跌价差箭头——红▲表示当日该时段实时高于日前（正价差）、绿▼表示实时低于日前（负价差）。目标日随顶部日期选择器联动。
价差趋势（实时 − 日前）
目标日 24 小时价差，红正绿负；随本图区间联动
供需行情 · 基本面（日前 vs 实际）
日前取自交易中心日前申报口径（power_trading_24），实际取自实际出力（actual_power_data_24）；实际数据存在 D+N 滞后，最新数日实际为空属正常。时间范围 / 颗粒度选择器在上方 Tab 行下方一行。
统调负荷 · 逐时预测准确度（交易中心预测 vs 实际 vs 我方预测）
所选区间内逐小时的负荷曲线对比（MW）：交易中心预测＝交易中心日前申报口径、实际＝实际出力、统调负荷预测＝一号交易员预测（已按 ×10 换算 万kW→MW 对齐量纲）。线越贴合实际，说明预测越准。
B 类电源（交易中心预测 vs 实际 · 含西电东送）
口径：交易中心预测＝省内 B 类电源(竞价空间)＋日前西电预测（2025-07 后西电不再公布，其后≈仅省内 B 类）；实际＝省内 B 类电源＋西电东送实际。另叠加「省内 B 类(实际)」「西电东送(实际)」两条虚线，便于看实际口径的拆分。
西电东送（实际）
西电东送实际出力单独成图——原「B 类电源」图中因与省内 B 类量级差距大，西电变化不易看清，故拆出独立展示。
省内 A 类电源（日前 vs 实际）
现货新能源总出力（日前 vs 实际）
日前取自 renew_power_data_24「现货新能源总出力」；实际 = actual_power_data_24「新能源总出力 − 地方光伏 − 地方风电」（统调口径，已剔除地方分布式）。
新能源光伏出力（日前 vs 实际）
日前＝统调新能源光伏（renew_power_data_24）；实际侧无统调列，按「地方光伏」（分布式）口径呈现，仅供参考对比。
新能源风电出力（日前 vs 实际）
日前＝统调新能源风电（renew_power_data_24）；实际侧无统调列，按「地方风电」（分布式）口径呈现，仅供参考对比。
水电出力（实际）
取自 actual_power_data_24「地方水电(MW)」；该项仅有实际口径、无日前/计划数据，故单独展示实际出力曲线。
实时气象地图
内嵌 Windy 广东区域实时降水 / 云图 / 风场，可在地图内切换降水、雷达、风、温度等图层。若地图区域空白，请点右侧「新窗口打开」。
气象变化 · 区域气象预报
广东 21 个城市采样点逐时数值预报（数据源：NOAA GFS · 大地量子采集 · 次日 D+1），可按区域汇总或下钻到具体城市；含气温 / 体感温度 / 降水 / 风速 / 湿度 / 辐照 六要素，辐照用于研判光伏出力，体感温度按高温预警色阶着色（酷热研判负荷高峰）。注：负荷预测线上实际使用的是彩云天气（非本页数据），两源差异见页底〈多源天气对比〉。
当日逐时
近 14 日趋势
风电场风速 · 10m / 50m / 100m
11 个风电场采样点（风电站·位于郊外，与城市气象口径无关；数据源：NOAA GFS · 大地量子采集），风速＝√(u²+v²)。100m 接近风机轮毂＋叶片高度，对风电出力研判更有参考价值。
多源天气对比 · 历史实际 vs GFS vs 彩云
同一坐标系叠加三个平台的逐时数据（区间可选单日/本周/本月/本季/本年或自定义起止，可回溯约 92 天；本季/本年早于数据起点时自动裁到最早可得日），用于评估平台间差异：历史实际＝ERA5 再分析实况（定稿滞后约 5 天，曲线尾段留空属正常）；GFS＝大地量子采集的 D+1 预报存档（即本页上方各气象图的数据源）；彩云＝彩云天气 D+1 预报存档（负荷预测线上在用源；广州已回补负荷预测实际在用的彩云历史存档，其余城市自 2026-07-22 采集起累积）。差异模式＝|预报−历史实际|逐时绝对差（完全相同为 0、高或低 2 度均为 2），上方纸片卡实时显示窗口内两源平均差异。
能源现货价格
国内能源现货价格：进口 LNG 到岸价 与 动力煤 Q5500·广州港（均 元/吨），两品种各自独立走势。数据来源 Choice。
进口 LNG 到岸价
动力煤 Q5500 · 广州港
默认公共组件区
市场行情为默认公共模块——管理员可点「编辑」添加 / 排列组件，保存后全员可见。
运营汇总
收益（模拟 / 实际 vs 上帝）· —
柱状图·上帝封顶：模拟收益(红)、实际收益(蓝·D+N 结算后回填、近日可能暂空)两根同级柱并排，各自被上帝收益(完美预测套利上限)封顶——本色填到自身值，自身值到上帝的缺口段填浅金、整段金棕虚线边框；缺口即"距离全部判对还差多少"，柱顶贴边框即接近理论最优。上帝总宽＝两柱合宽；万元。上帝＝套利空间：逐时档取每小时套利空间、逐日/逐周/逐月档为周期累计。
交易策略监测 · 最新交易日
柱以 1 为基准的申报系数（申报电量百分比，政策区间 0.8–1.2）：向上＝1.2 多买（看涨）、向下＝0.8 少买（看跌）。蓝＝一号交易员策略（一号交易员按预测价差方向申报）；紫＝上帝策略（按当日实际价差方向的事后最优申报）。两者方向相反处＝模型方向押错的时段；实际价差未结算的小时上帝策略暂缺。
月度收益（模拟 vs 实际）
明日申报决策助手
基于模型对目标日各小时预测价差（实时价格−日前价格）的判断，给出申报电量百分比建议：预测实时高于日前（价差>0）→ 日前多买 120%；预测实时低于日前（价差<0）→ 日前少买 80%。调整幅度受电力市场规则硬上限 20% 约束。
收益归因 · 钱漏在哪里
把"理论收益上限"到"真实到手收益"逐环拆解。方向误判损失 → 改进价差/电价模型；负荷偏差 & 收益回收损失 → 改进客户负荷预测。这正是行业实际收益只占理论上限约 25% 的根因所在。
月度归因（模拟 → 实际）
已结算月份的"模拟收益"与"实际收益"差距，量化负荷预测偏差 + Claw-back 对真实收益的侵蚀。
月度热力图
行＝日期、列＝0–23 时，每格为所选客户当日该时段的指标值，最右「总数」列为当日 24 小时合计。右上角可切换三种指标：每小时收益（单位：万元，该时段模拟交易净收益）／小时收益率（单位：厘/度，即每度电赚多少厘钱）／申报策略（申报系数，0.8–1.2）。红＝收益/正、绿＝亏损/负，颜色越深幅度越大（按当月幅度自动缩放）。
区间绩效分析 · —
回撤曲线 · 跟随顶部
累计收益自历史峰值回落的幅度（万元，越深越差），衡量阶段性风险与策略稳健度。
24 小时价差方向预测准确率
逐小时统计「预测价差方向（涨/跌）与实际一致」的占比（%），分四个回看窗口对比：去年附近时段 / 最近60天 / 近2周 / 近1周。蓝色系越深表示时间越近，橙色为去年同期；橙色虚线=60% 参考、灰色虚线=50% 参考（高于 50% 即优于随机）。(排N) 表示该小时近 1 周内有 N 个「报量 1.0」（申报系数 1.0、无方向押注）的点已排除；空白柱表示该窗口暂无有效样本。
目标日 预测价差 vs 实际价差（标定散点）
每个点为一个小时：横轴=预测价差、纵轴=实际价差（元/MWh）。越靠近对角线说明预测越准；落在一、三象限说明方向判断正确。
负荷预测回测 · —i模型预测负荷＝AI 负荷预测模型逐时输出；90% 预测区间＝预测分布的 5%–95% 分位带，实际负荷落在带内即预测合理；评估指标在「实际已结算」的逐时点上计算（口径对标内部回测）。
实际负荷 vs 模型预测负荷 + 90% 预测区间（MW）；可独立选择区间，默认跟随顶部，仅展示已结算日；「含未来预测」可把已发布的未来模型/人工预测接到图尾（不参与评估指标）。
该客户暂无负荷预测数据（数据中台目前仅对部分客户产出逐时负荷预测）。
负荷趋势对比 · —
预测电量 vs 实际电量（MWh）：单日＝目标日 24h 逐时，区间档＝所选周期聚合（逐时/逐日/逐周/逐月）；实际经 D+N 结算回填，未结算时段为空。
默认公共组件区
交易复盘为默认公共模块——管理员可点「编辑」添加 / 排列组件，保存后全员可见。
模型表现报告（国粤账口径）
各模型 × 策略组合的表现快照（数据源：回测报告库）。窗口档展示胜率 / 夏普 / 最大回撤 / 日均收益并列有效天数（少样本时指标参考性弱，已标橙）；「最新一天」展示当日策略收益与连续盈亏。金额单位万元、日收益率厘/度、胜率为百分比。
图表数据仓库
平台全部可视化组件总览（共 — 个）。各业务页面只放关键图表，此处汇总全部；任意组件均可在「概览·自定义工作台」或个人中心「我的看板」中按需添加。默认仅超级管理员可见。
收益结果展示
数据披露时间线 · 收益口径说明
现货关键数据发布时间不同，导致"实际收益"要等到 D+4 才能算清。因此引入"模拟收益"（假设负荷 100% 预测准确，只衡量价差方向策略的效果，可较早看到）与"实际收益"（用真实电量结算）双口径。
电价折线图
展示目标日 24 小时的日前价格、实时价格以及两条预测曲线，用于判断模型对走势和价差的把握情况。电价单位元/兆瓦时（÷1000 = 元/度），广东支持负电价（低至约 −50）。
策略与收益概览
上方柱形为逐小时收益率，下方色块为各小时申报策略。红色表示正收益更强，绿色表示负收益更明显。
收益明细
按小时展开显示目标日的申报系数、价格、预测值、价差以及收益情况，便于核查与展示。注："用电量"为历史遗留命名，实际指预测电量；申报电量 = 用电量(预测电量) × 申报系数。
总体回测
柱形表示每日收益，折线表示累计收益（按所选区间重新归零基线，即“本区间累计”）。用于展示整体收益水平和阶段波动。
总体指标
保留适合业务展示的关键指标，便于客户快速理解当前回测表现。
近 15 天日收益
便于查看最近阶段的收益稳定性与波动情况。
月度汇总
按月汇总收益与收益率，可作为商务展示和复盘摘要。
市场变化监测
电价走势（日前 vs 实时）
全市场 24 小时日前价格与实时价格对比（元/兆瓦时），两者之差即套利空间来源。所有客户共用同一组市场电价。
市场价差监测
逐时实际价差（柱，实时−日前）叠加日前价差预测（线）。柱线方向是否一致，反映模型对价差的把握；正价差红、负价差绿。
交易策略监测
对比三种申报策略的逐时倍数：一号交易员策略（一号交易员实际申报）、上帝策略（已知真实价差的完美后见，理论最优）、TQ 日前（满仓 1.2 基准）。
多策略累计度电收益对比
三种策略的累计度电收益（厘/度）。度电收益 =(系数−1)×价差，电量被约掉，故为市场级、与客户电量无关。PF/上帝 占比量化模型距理论上限的空间。
市场风格检测（Regime Shift）
量化近期价差分布相对历史的偏离程度，判断当前是否处于市场转折期、模型是否仍可信。指标遵循 d-3 数据延迟约束（recent 以 end−2 为锚）。市场级数据，多客户通用。
近 30 日均价差趋势
每日平均价差走势（市场级），用于观察市场套利空间的扩张 / 收缩节奏。
负荷监测
统调负荷曲线（实际 / AI预测 / D-7）
全省统调负荷 24 小时曲线（MW）：实际 vs 我方 AI 预测，叠加 7 天前同口径负荷。统调负荷是电价 / 价差预测的重要依据；AI 预测与实际的贴合度反映预测质量。
电源结构出力
西电东送、省内 A 类、B 类电源与新能源的 24 小时出力对比（MW）。
新能源出力（风电 / 光伏）
统调口径风电与光伏出力（MW）。光伏日间单峰、风电波动较大，是价差与负荷预测的重要扰动来源。
客户负荷监测（预测电量 vs 实际电量）本客户专属
监控客户负荷预测偏差。预测电量（即"用电量"）与实际电量偏差越大，越会侵蚀套利收益——例如预测客户用 100 报 1.2 倍（120），实际却用了 130，反而亏损。这是「模拟收益」与「实际收益」差距的根源。
历史电力数据
全省市场级历史电力数据 · 按日聚合
统调负荷历史（日均 / 日峰 / 日谷）
全省统调负荷按日聚合（MW）。日均反映总体水平，日峰/日谷反映调节压力随季节的变化。
电源结构（日均出力）
省内 A 类 / B 类、西电东送、新能源、地方电源与发电总出力的日均（MW），反映电源构成随时间的演变。
新能源出力历史（日均）
现货新能源总出力、统调光伏、统调风电的日均（MW）。可观察新能源装机增长与季节性出力规律。
电价历史（日均）
日前 / 实时价格的日均与日均价差（元/MWh）。价差的历史波动是市场风格判断的基础。
客户对比
横向对比各客户核心表现 · 优先看归一化口径（度电收益 / 胜率），绝对金额受电量体量影响仅作参考
指标对比 i指标口径说明
· 度电收益（厘/度）＝总收益 ÷ 总用电量 ×1000，消除规模差异后的单位电量收益，跨客户可比的核心指标
· 胜率＝回测区间内日收益＞0 的天数占比
· 索提诺比率＝日均收益 ÷ 下行波动（仅亏损日），只惩罚亏损波动，越高收益越稳
· 月收益＝最新自然月模拟口径累计；实际月收益＝按实际用电量回放（D+4 结算后回填）
· 最大回撤＝累计收益自峰值的最大回落（负值，越接近 0 越好） 点击表头排序 · 每列 最佳 最差 · 各客户数据截止日不同，对比时请留意
单指标对比
月度度电收益走势（厘/度 · 模拟口径）
各客户逐月度电收益叠加。度电收益与电量体量无关，可跨客户直接对比，一眼识别掉队客户。
策略对比
外部交易员实盘申报与收益回测 · 与一号交易员同口径对比、取长补短。金额为模拟口径（万元）；外部数据无预测值，仅展示事后指标。
度电收益对比（外部交易员 vs 一号交易员）点击表头排序 · 统一时间窗下横向对比「度电收益」（模拟收益 ÷ 日前结算电量），剔除各客户总电量差异，比总收益更公平；蓝色行＝一号交易员（按客户回测，同口径现算）
交易员收益排行榜（百亿电量模拟盘）同一市场（相同日前/实时价）、同一电量（各家申报系数统一作用于国粤逐时电量重算收益）下 PK 策略，度电收益放大到统一模拟盘（年度 100 亿度，按窗口日历天折算）得总收益，按收益排名；蓝色行＝一号交易员。
一号交易员 vs 交易员 · 逐日对比
同一客户下「一号交易员 vs 该客户交易员」在共同覆盖日的同口径逐日模拟收益对比（万元），上表看排名、本图看走势。仅覆盖有同名客户的外部交易员；无对应客户的交易员（如中能天枢）不参与对比。
累计模拟收益对比（万元）
同起点累计曲线，走势分离处即策略差异放大的时段；结合「收益复盘」tab 的单日 24 小时明细定位差异来源。
运营汇总
收益（模拟 / 实际 vs 上帝）· —
柱状图·上帝封顶（与交易复盘同款）：模拟收益(红)、实际收益(蓝·D+N 结算后回填、可能暂空)两根同级柱并排，各自被上帝收益(完美预测套利上限)封顶——本色填到自身值，自身值到上帝的缺口段填浅金、整段金棕虚线边框；缺口即"距离全部判对还差多少"，柱顶贴边框即接近理论最优。范围/颗粒度可自由组合：单日＝目标日 24h 逐时、逐月＝各自然月合计（原月度收益图口径）。
交易策略监测 · 最新交易日
柱以 1 为基准的申报系数（申报电量百分比）：向上＝多买（看涨）、向下＝少买（看跌）。蓝＝交易员申报（实盘连续申报值）；金＝上帝策略（按当日实际价差方向的事后最优：价差≥0 该报 1.2、＜0 该报 0.8）。两者方向相反处＝交易员方向押错的时段；实际价差未结算的小时上帝策略暂缺。与交易复盘·交易策略监测同款。
月度热力图
行＝日期、列＝0–23 时，每格为该交易员当日该时段的指标值，最右「总数」列为当日 24 小时合计（与交易复盘同款）。右上角可切换三种指标：每小时收益（万元，模拟口径）／小时收益率（厘/度，小时收益÷小时用电量）／申报策略（申报系数，交易员为连续申报值）。红＝收益/正、绿＝亏损/负，颜色越深幅度越大（按当月幅度自适应）。
区间绩效分析 · 跟随顶部
回撤曲线（万元）· 跟随顶部
所选区间内累计净值自历史峰值的回落幅度（0＝创新高、越负＝回撤越深；与交易复盘·回撤曲线同款口径）。