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因此，春节期间的电力市场表现是一个常态情况下的压力测试，能够比较明显地反映市场平衡体系的韧性以及市场设计的特点。
浙江是一个各种电源装机超过1.4亿千瓦，而夏季最大负荷突破1.2亿千瓦的系统。春节期间的负荷水平大体在2500-4000万千瓦，极值低负荷在1000万，出现在1月29日（正月初一）中午时分。
从价格来讲，浙江日前（提前一天关门）市场与实时市场（
关门时间未知；
因此实时价格如何形成的，存疑？）都是30分钟一个结算单元。我们关注的这
两周14天，336小时，共计672个价格水平
。市场价格波动，考虑到浙江煤电比重还在60%甚至80%的份额，无疑是剧烈的。
彼时的电价描述性特点如下：
● 1月27日（腊月二十八）日前市场全时段负电价，当天48个价格点全部为负电价，是整个分析期间唯一的全天负电价日。
● 1月28日（除夕）实时市场出现多个1000元/MWh高电价，当天实时市场出现2次1000元/MWh价格，从前一天的负电价（预期）直接反转至高价。
● 1月29日（正月初一）至2月1日实时市场高电价，1月29日3次、1月30日2次、1月31日7次、2月1日5次出现1000元/MWh电价。
● 1月31日（正月初二）出现最多高电价，达7次1000元/MWh，高价集中在春节期间。
● 日前市场负电价最多的天数，1月27日（48次）、1月28日（19次）、1月29日（22次）、1月30日（22次）。
● 实时市场 负电价较多的天数，1月27日（31次）、1月28日（24次）、1月29日（16次）、1月24日（25次）。
● 日前与实时价差超过400元/MWh的情况有136次，其中有多个时段日前市场-200元/MWh，而（交付时刻）实时市场飙升至1000元/MWh。
● 外来电受电计划（日）大部分时段维持在负荷预测总水平的45%～50%之间，总容量大体在【500，3000】万千瓦之间。
● 从日前过渡到实时，需求的总体预测误差值在【-15%，35%】之间，大部分时间在10%以内，显示需求规律性与预测的准确性。而光伏的预测误差普遍大，除掉某些极值，中值在35%上下。比较吃惊的是：风电的预测误差似乎比光伏还要大。
● 从实时市场的逐小时变化来看（理论上，机组可随着接近下一个实时推移，不断更新出力决策，不断接近实际值），价格走势缺乏明显的规律性，更像随机游走，其中1月26日的实时市场价格，从上午9点钟的负价格，到了中午12:00，已经上升到最高限价1元/度。而这3个小时时间，无论需求，风光出力，外来电都未有明显变化，显示了煤电机组报价行为上的巨大改变。
下表给出了两周成交情况代表的市场统计指标，包含均值、方差、负电价频次与占比等。
来源：作者基于交易中心数据汇总分析
图1 浙江春节两周内逐小时风光发电比重（横轴代表风光份额百分比，纵轴是出现频次）
图2 逐日实时市场价格，无明显波动规律
浙江的电力系统仍旧是个高度依赖煤电的系统。春节这两周，扣除外来电的份额，风光的比例平均在13%，最高的少数几个时刻也不超过本地发电的50%，大部分时间在20%以内（图1）。
