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中长期签完了，怎么拆分？现货市场怎么做？——2026 年电力交易全流程实操指南

每年 3 月底，年度中长期交易尘埃落定，交易员们刚松一口气，真正的硬仗才刚刚开始。很多人以为签完合同就万事大吉，等着结算收钱，结果到了月底一看账单，傻眼了：明明签了 90% 的中长期，怎么还亏了几十万？问题往往出在两个地方：中长期曲线拆得一塌糊涂，或者现货市场操作完全没章法。

2026 年，全国 28 个省份已经全面运行电力现货市场，7 个省份正式转正。"中长期压舱石 + 现货调峰谷" 的市场格局已经形成，但绝大多数市场主体还停留在 "签总量、不拆曲线、现货瞎蒙" 的初级阶段。今天就把从中长期拆分到现货操作的全流程掰开揉碎了讲，从底层逻辑到具体步骤，从发电侧到售电侧，从常见坑到避坑指南，争取让你看完就能直接上手用。

一、中长期拆分：90% 的亏损都源于此

很多人不理解，为什么签了中长期合同还要拆分？不就是一个总电量吗？在现货市场运行的地区，中长期合同的价值不是由总电量决定的，而是由分时曲线决定的。同样是 1 亿千瓦时的年度合同，拆成 "高峰多、低谷少" 和 "高峰少、低谷多"，最终的收益差可能超过 2000 万元。

1.1 不拆分的严重后果

先给大家算一笔账。假设某售电公司和某工业用户签订了 1 亿千瓦时的年度中长期合同，价格 0.45 元 / 千瓦时。如果不做任何拆分，交易中心会按照 "默认曲线" 进行结算。什么是默认曲线？就是交易中心根据全省平均用电曲线制定的统一分解标准，通常是高峰占比 25%，平段占比 50%，低谷占比 25%。

但这个工业用户的实际用电曲线是什么样的呢？它是一个 24 小时连续生产的化工企业，高峰用电占比只有 15%，平段占比 40%，低谷占比 45%。这就意味着：

高峰时段：合同电量 1000 万千瓦时，实际用电 600 万千瓦时，多了 400 万千瓦时，这部分要按现货高峰价格卖出低谷时段：合同电量 2500 万千瓦时，实际用电 4500 万千瓦时，少了 2000 万千瓦时，这部分要按现货低谷价格买入

2026 年，全国平均现货峰谷价差已经达到 6:1，高峰价格约 0.8 元 / 千瓦时，低谷价格约 0.13 元 / 千瓦时。我们来算一下盈亏：

高峰多电量亏损：400 万 × (0.45-0.8) = -140 万元低谷少电量亏损：2000 万 × (0.13-0.45) = -640 万元总亏损：780 万元

看到了吗？仅仅因为曲线拆错了，1 亿千瓦时的合同就亏了 780 万元，这还没算输配电价和政府性基金。这就是为什么说，90% 的交易亏损都不是因为现货价格波动，而是因为中长期曲线拆得不对。

1.2 拆分的核心原则和三步法

中长期拆分不是简单的 "平均分"，而是 "宏观锚定规律 + 微观动态优化" 的过程。核心原则只有一个：尽可能贴合实际发电或用电曲线。对于发电侧，就是贴合电源的出力特性；对于售电侧，就是贴合用户的用电特性。

具体操作分为三步：年→月→日→小时，每一步都有明确的方法和注意事项。

第一步：年度电量→月度电量

这是最基础也是最容易被忽视的一步。很多人直接用交易中心发布的默认月度比例，结果第一步就错了。正确的做法是：

以历史 3 年数据为基准，分别计算过去三年每个月的发电量或用电量占全年的比例赋予不同权重：最近一年占 50%，前一年占 30%，再前一年占 20%，加权计算出基准月度比例结合实际情况调整：  发电侧：考虑机组检修计划、丰枯期变化、新能源出力预测  售电侧：考虑用户生产计划、节假日安排、新增或减少负荷

关键提醒：月度比例总和必须等于 100%，如果调整后有偏差，要进行归一化处理。

举个例子，某光伏电站 2023-2025 年 5 月份发电量占比分别为 9.2%、9.5%、9.8%，那么基准比例就是：9.8%×50% + 9.5%×30% + 9.2%×20% = 9.59%。如果 2026 年预测 5 月份光照条件特别好，可以适当上调到 9.8% 左右。

第二步：月度电量→每日电量

月度电量确定后，就要分解到每一天。这一步的核心是区分典型日，通常分为四类：工作日、周六、周日、节假日（含调休日）。

具体操作：

统计当月各类典型日的天数：比如 2026 年 5 月有 21 个工作日、4 个周六、4 个周日、2 个节假日计算各类典型日的基准权重：同样用过去三年同月的数据，加权计算出工作日、周六、周日、节假日的平均日用电量比例分配每日电量：根据月度总电量和各类典型日的权重、天数，计算出每类典型日的日均电量

公式：某类典型日日均电量 = 月度总电量 × 该类权重 / 该类天数

例外情况：新能源项目（光伏 / 风电）受自然条件主导，受工作日、节假日影响较小，可以简化为按当月天数平均分配，或者直接采用交易中心发布的月度日度分解比例。

这里有一个非常重要的技巧：节假日的权重一定要单独计算。很多人把节假日和周日混为一谈，结果导致节假日偏差巨大。比如春节期间，工业用户的用电量可能只有平时的 10%，如果按照周日的权重分解，偏差会非常大。

第三步：每日电量→小时电量（核心关键步）

这是最关键、最能体现实操能力的一步，也是影响结算盈亏的核心。目的是将每日总电量分解到 24 个小时，再根据结算时段（15 分钟或 30 分钟）均分到每个具体结算点，最终形成完整的合约曲线。

不同市场主体的分解逻辑差异非常大，我分别来讲：

1.3 发电侧不同电源的拆分策略

光伏电站

光伏的出力特性非常明确，就是严格贴合光照时段，呈现完美的 "钟形曲线"。分解时必须遵守以下铁律：

◾夜间（20:00 - 次日 6:00）绝对不能分配电量◾清晨（6:00-8:00）和傍晚（17:00-19:00）发电量低，占比约 5%-10%◾午间（11:00-15:00）是发电高峰，占比约 60%-70%不同季节的曲线要调整：夏季日出早、日落晚，曲线更宽；冬季日出晚、日落早，曲线更窄

具体操作：用本电站过去三年同月同类型日的小时级发电数据，加权计算出每个小时的发电量占比，然后乘以当日总电量，得到每个小时的合约电量。

风电场

风电的出力特性比光伏复杂，但也有规律可循：

◾内陆地区：通常是 "夜间高、日间低"，凌晨 2:00-6:00 是出力高峰◾沿海地区：通常是 "日间高、夜间低"，受海陆风影响明显◾季节差异：冬季风力大，夏季风力小

分解方法：同样用历史小时级数据计算基准曲线，然后结合月度风资源预测进行调整。需要注意的是，风电的波动性比光伏大，所以在分解时要预留一定的弹性，不要把曲线拆得太死。

火电厂

火电的灵活性最高，理论上可以在任何时段出力，但从经济性角度考虑，应该尽可能在高价时段多分配电量，低价时段少分配电量。

火电拆分的最优策略是：

◾高峰时段（7:00-11:00、17:00-22:00）：分配 40%-50% 的日电量◾平段时段（11:00-17:00、22:00-23:00）：分配 35%-45% 的日电量◾低谷时段（23:00 - 次日 7:00）：分配 10%-15% 的日电量

同时，要结合机组的运行特性：

◾纯凝机组：可以深度调峰，但启停成本高，适合连续运行◾供热机组：冬季供热期间，低谷时段必须保持最低出力，不能过度调峰

水电站

水电的拆分策略主要受来水情况影响：

◾丰水期：来水充足，尽可能多发，低谷时段也可以满发◾枯水期：来水有限，集中在高峰时段发电，低谷时段尽量少发◾径流式水电站：受来水影响大，出力曲线相对固定◾调节式水电站：灵活性高，可以根据电价调整出力

1.4 售电侧不同用户的拆分策略

售电侧的拆分比发电侧更复杂，因为每个用户的用电特性都不一样。售电公司不能用一条曲线对付所有用户，必须一户一曲线。

工业用户

工业用户是售电公司的主要客户，用电特性差异很大：

◾连续生产型（化工、冶金）：24 小时用电，低谷占比高，高峰占比低◾间断生产型（机械、电子）：主要在工作日白天用电，夜间和周末用电少◾单班制生产型：只在白天 8 小时用电，其他时间几乎不用电

拆分方法：获取用户过去一年的小时级用电数据，计算每个小时的平均用电量占比，然后结合用户的生产计划进行调整。对于连续生产型用户，要特别注意节假日的用电变化。

商业用户

商业用户的用电特性比较统一：

◾主要在白天和晚上用电（9:00-22:00）◾周末和节假日用电比工作日多◾夏季和冬季空调负荷大，用电高峰明显

拆分方法：用同类型商业用户的典型曲线作为基准，然后根据用户的营业时间和规模进行调整。

电网代理购电用户

对于电网代理购电的用户，售电公司不需要自己拆分曲线，直接采用电网企业发布的代理购电曲线即可。但需要注意的是，代理购电的偏差电量全部由用户承担，售电公司要提前告知用户。

1.5 拆分中的常见坑和避坑指南

见过太多人在拆分时踩坑，总结了最常见的五个：

坑 1：照搬默认曲线后果：偏差巨大，亏损严重避坑：无论多忙，都要自己做曲线，至少要在默认曲线的基础上进行大幅调整坑 2：只拆总量，不拆分时后果：合同变成 "统购统销"，完全失去了中长期的避险作用避坑：所有中长期合同都必须分解到小时级，最好是 15 分钟级坑 3：拆分后就不再调整后果：实际情况变化后，曲线严重偏离避坑：建立月度滚动调整机制，每月根据上月实际情况调整下月曲线坑 4：新能源曲线拆得太满后果：实际出力不足，需要高价买现货补偏差避坑：新能源中长期签约比例不要超过 85%，曲线分解时预留 10%-15% 的余量坑 5：火电曲线拆得太死后果：灵活性丧失，无法抓住现货高价机会避坑：火电中长期签约比例控制在 80%-90%，预留 10%-20% 的电量参与现货

二、现货市场：从 "被动接受" 到 "主动盈利"

很多人对现货市场有误解，认为现货就是 "碰运气"，价格涨了就赚，价格跌了就亏。其实不然，现货市场不是赌场，而是一个可以通过专业分析和策略制定实现稳定盈利的市场。

2.1 现货市场的基本逻辑和价格形成机制

在深入讲策略之前，我们先搞清楚现货市场的基本逻辑。电力现货市场采用的是 "集中竞价、边际出清" 的机制，简单来说就是：

◾所有发电企业提前一天申报各时段的出力和价格

◾所有电力用户（包括售电公司）提前一天申报各时段的用电曲线和价格◾系统按照 "价格从低到高" 的顺序排序发电侧申报，"价格从高到低" 的顺序排序用户侧申报◾找到供需平衡点，这个平衡点的价格就是该时段的统一出清价格◾所有低于出清价格的发电申报都中标，所有高于出清价格的用户申报都中标

2026 年，绝大多数省份已经实现了日前市场 + 实时市场的双市场运行模式：

◾日前市场：提前一天申报，交易次日的电力，是现货市场的主体，占比约 85%-90%

◾实时市场：提前 15 分钟或 1 小时申报，交易当前时段的电力，主要用于平衡日前市场的偏差

2.2 发电侧现货报价策略

发电侧的现货报价策略核心是：基于边际成本报价，在不同时段采取不同的策略。我总结了一套 "三段式报价法"，适用于所有电源类型。

三段式报价法

不同电源的策略差异

光伏 / 风电：

◾边际成本几乎为零，所以底仓保本段应该报 0 价，确保所有电量都能中标

◾边际中枢段和顶峰影子段可以适当提高报价，但不要超过历史平均价格

◾关键提醒：新能源不要报高价，否则一旦没中标，电量就浪费了，损失更大

火电：

◾边际成本主要是燃料成本，底仓保本段应该报燃料成本的 90%-95%

◾边际中枢段报燃料成本 + 合理利润

◾顶峰影子段可以报高价，甚至报市场上限价格，因为尖峰时段系统需要火电顶上去

◾关键提醒：火电要学会 "调峰盈利"，在低谷时段少发甚至不发，在高峰时段多发

水电：

◾丰水期：边际成本低，报低价，尽可能多发

◾枯水期：边际成本高，报高价，集中在高峰时段发电

◾调节式水电站：可以利用库容进行 "跨时段套利"，低谷蓄水，高峰发电

2026 年发电侧报价新变化

2026 年，随着新能源装机比例的不断提高，现货市场出现了一个新现象：午间负电价常态化。在山东、河北、甘肃等新能源大省，午间 12:00-14:00 的现货价格经常跌到 - 0.1 元 / 千瓦时以下。

面对负电价，发电企业应该采取什么策略？

◾新能源：无法停机，只能接受负电价，但可以通过储能、绿电交易等方式转移电量

◾火电：立即停机或降到最低出力，避免发电越多亏得越多

◾水电：停止发电，蓄水等待高价时段

◾储能：充电，在高峰时段放电套利

2.3 售电侧现货操作策略

售电侧的现货操作策略核心是：偏差管理为主，套利为辅。售电公司的主要目标不是在现货市场赚大钱，而是控制偏差，降低成本。

偏差管理的核心方法

偏差管理的本质是让实际用电曲线尽可能接近中长期合约曲线。具体方法有：

◾负荷预测：建立高精度的负荷预测模型，预测用户未来 24 小时的用电曲线

◾日前申报：根据负荷预测结果，申报日前市场的用电曲线

◾实时调整：根据实时市场价格和用户实际用电情况，调整用电计划

◾需求响应：在高价时段，引导用户减少用电；在低价时段，引导用户增加用电

售电侧的套利机会

虽然偏差管理是核心，但现货市场也存在一些确定性的套利机会：

◾峰谷价差套利：在低谷时段买电，在高峰时段卖电。2026 年全国平均峰谷价差已经达到 6:1，套利空间很大

◾日前与实时价差套利：如果预测实时价格会高于日前价格，就在日前市场少买，实时市场多买；反之亦然

◾区域价差套利：在有输电阻塞的地区，不同节点的电价不同，可以通过跨节点交易套利

2026 年售电侧操作新变化

2026 年，国家发改委发布了 114 号文，全面建立了煤电、气电、抽水蓄能、新型储能四类调节性电源的容量电价机制。这一政策对售电公司产生了深远影响：

◾发电侧的收益预期更加稳定，交易对手风险大幅降低

◾倒逼售电公司必须建立分时段交易能力，不能再靠 "统购统销" 赚钱

◾需求响应和负荷聚合的价值凸显，成为售电公司新的利润增长点

2.4 日前市场 vs 实时市场：怎么平衡

很多人问，日前市场和实时市场应该怎么分配电量？建议是：80%-90% 的电量在日前市场交易，10%-20% 的电量在实时市场交易。

原因很简单：

◾日前市场的流动性更好，价格更稳定

◾实时市场的价格波动更大，风险更高

◾预留 10%-20% 的电量在实时市场，可以灵活调整偏差

具体的分配比例可以根据市场情况调整：

◾如果预测次日价格波动大，可以适当提高实时市场的比例

◾如果预测次日价格稳定，可以适当提高日前市场的比例

三、中长期与现货的完美衔接

中长期和现货不是两个孤立的市场，而是一个有机的整体。中长期锁定基础收益，现货调节偏差并获取超额收益，两者结合才能实现收益最大化和风险最小化。

3.1 偏差处理机制和计算方法

首先，我们要搞清楚偏差是怎么计算的。根据《电力现货市场基本规则 (试行)》第五十八条规定："中长期交易合同电量按合同价格结算，合同外的正负偏差电量按现货市场价格结算"。

具体的计算公式是：

正偏差（实际 > 合同）：偏差电费 = 偏差电量 × 现货市场价格负偏差（实际 < 合同）：偏差电费 = - 偏差电量 × 现货市场价格

举个例子，某发电企业某时段的合同电量是 100 万千瓦时，合同价格 0.4 元 / 千瓦时，实际发电量是 120 万千瓦时，现货价格 0.5 元 / 千瓦时。那么：

合同电量电费：100 万 × 0.4 = 40 万元正偏差电费：20 万 × 0.5 = 10 万元总电费：50 万元

如果实际发电量是 80 万千瓦时，那么：

合同电量电费：100 万 × 0.4 = 40 万元负偏差电费：-20 万 × 0.5 = -10 万元总电费：30 万元

3.2 如何用现货修正中长期拆分的偏差

中长期拆分是基于历史数据和预测做的，肯定会有偏差。这时候，我们就可以用现货市场来修正这些偏差。

具体的修正方法是：

◾每日复盘：每天早上复盘前一天的实际曲线和合同曲线的偏差

◾分析原因：找出偏差产生的原因，是预测不准还是实际情况变化

◾调整次日曲线：根据偏差情况，调整次日的现货申报曲线

◾月度滚动调整：每月根据上月的偏差情况，调整下月的中长期分解曲线

举个例子，某售电公司发现，过去一周每天 18:00-20:00 的实际用电量都比合同电量多 10%，而 22:00-24:00 的实际用电量都比合同电量少 10%。那么，它就可以在次日的现货市场中：

18:00-20:00：多买 10% 的电量22:00-24:00：多卖 10% 的电量

这样就可以把偏差修正过来，避免月底集中结算时产生大额亏损。

3.3 动态调整策略：月度、旬、日的滚动优化

电力市场是动态变化的，所以我们的交易策略也必须是动态的。建议建立 "月度 - 旬 - 日" 三级滚动优化机制：

◾月度优化：每月 25 日左右，根据上月的实际情况和下月的预测，调整下月的中长期分解曲线和现货交易计划

◾旬度优化：每旬最后一天，根据本旬的实际情况和下旬的预测，调整下旬的现货交易计划

◾每日优化：每天下午，根据次日的负荷预测和价格预测，调整次日的日前申报曲线

通过这种三级滚动优化机制，我们可以不断修正预测误差，让交易策略始终适应市场变化。

3.4 风险控制体系的建立

电力市场的风险无处不在，建立完善的风险控制体系是交易成功的前提。我建议从以下几个方面入手：

仓位控制：

发电侧：中长期签约比例控制在 80%-90%，预留 10%-20% 的电量参与现货售电侧：中长期签约比例控制在 90%-95%，预留 5%-10% 的电量参与现货

价格控制：

设定现货交易的价格上限和下限，超过上限不买，超过下限不卖对于尖峰时段的高价，不要盲目追高，保持理性

偏差控制：

设定每日偏差率上限，一般不超过 5%如果偏差率超过上限，立即采取措施调整

止损控制：

设定单笔交易的最大亏损额，超过止损线立即平仓设定月度最大亏损额，超过止损线暂停交易，分析原因

四、案例分析：别人是怎么做的

4.1 某火电企业的拆分和现货操作案例

某省 60 万千瓦火电厂，2026 年年度发电量预测 30 亿千瓦时，签订了 25.5 亿千瓦时的年度中长期合同，签约比例 85%。

中长期拆分策略：

月度分解：结合机组检修计划和季节负荷特性，夏季和冬季提高分解比例，春秋季降低分解比例日度分解：工作日多分解，周末少分解，节假日最少分解小时分解：高峰时段分解 50% 的日电量，平段分解 40%，低谷分解 10%

现货操作策略：

底仓保本段：报燃料成本的 95%，确保基荷电量中标边际中枢段：报燃料成本 + 0.05 元 / 千瓦时顶峰影子段：报市场上限价格 1.5 元 / 千瓦时午间负电价时段：降到最低出力，只发厂用电

2026 年 1 月份业绩：

总发电量：2.8 亿千瓦时中长期电量：2.38 亿千瓦时，电费：0.952 亿元现货电量：0.42 亿千瓦时，电费：0.21 亿元总电费：1.162 亿元同比增长：12.3%

4.2 某售电公司的拆分和现货操作案例

某省售电公司，2026 年年度代理电量 10 亿千瓦时，签订了 9.5 亿千瓦时的年度中长期合同，签约比例 95%。

中长期拆分策略：

一户一曲线，每个用户都有自己的分解曲线工业用户：根据生产计划和历史用电数据分解商业用户：根据营业时间和季节特性分解代理购电用户：采用电网发布的代理曲线

现货操作策略：

偏差管理为主，每天根据负荷预测调整日前申报曲线峰谷价差套利：低谷时段多买，高峰时段多卖需求响应：在高价时段，引导工业用户减少用电

2026 年 1 月份业绩：

总代理电量：0.9 亿千瓦时中长期电量：0.855 亿千瓦时，成本：0.38475 亿元现货电量：0.045 亿千瓦时，成本：0.018 亿元总成本：0.40275 亿元售电收入：0.432 亿元利润：292.5 万元同比增长：15.6%

五、结语：未来已来，唯有专业

2026 年，中国电力市场已经进入了 "深水区"。过去那种 "靠关系、靠运气" 就能赚钱的时代已经一去不复返了，未来的电力市场一定是 "专业者的天下"。

中长期拆分和现货操作是电力交易的基本功，也是决定交易成败的关键。希望今天这篇文章能给你带来一些启发，让你在未来的市场竞争中占据优势。

最后，我想送给大家一句话：电力交易没有捷径，只有不断学习、不断实践、不断总结，才能在这个瞬息万变的市场中立于不败之地。