2026年，电力现货价格波动已经成为常态。

广东、山东等现货市场运行较早的省份，白天新能源大发时可能出现低价甚至负价；晚高峰负荷冲上来，价格又可能快速抬升。对发电企业、售电公司和电力大用户来说，电价已经不是一年只谈一次的固定数字，而是每天都在变化的风险变量。

在这种市场里，中长期合同的意义也变了。它不只是提前约定电量和电价，更是管理现货价格波动的工具。

理解这个工具，要先理解一个词：基差。

什么是电力基差？

在电力市场里，可以把基差理解为中长期合同价格和现货价格之间的差额。

电力基差 = 中长期合同价格 – 现货市场价格

比如，某发电企业签了一份中长期合同，合同价是400元/MWh。某个时段现货价格因为光伏大发跌到150元/MWh。

那么这个时段的基差就是：

400 – 150 = 250元/MWh

这就是正基差。它表示中长期合同价格高于现货价格。

反过来，如果晚高峰现货价格涨到600元/MWh，而合同价仍然是400元/MWh，那么基差就是：

400 – 600 = -200元/MWh

这就是负基差。它表示现货价格高于中长期合同价格。

这个差额不是纸面概念。它会进入结算，直接影响发电企业收入和用户购电成本。

差价合约是基差交易的现实载体

在很多电力市场规则里，中长期合同采用差价合约方式结算。

差价合约的特点是，不按合同电量做实物交割，而是围绕合同价格和现货参考价格之间的差额做现金结算。

中长期合约结算损益 = 合约电量 × (合约价格 – 现货参考价格)

括号里的部分，就是基差。

所以，当市场主体签订中长期合同，本质上就是在锁定未来某些时段的基差。发电企业通过合同锁住收益，用户通过合同锁住成本。现货市场价格怎么波动，最终都要通过这套差价结算机制体现出来。

基差为什么会波动？

基差波动来自两边：中长期合同价格相对稳定，现货价格高频波动。

现货价格为什么波动？主要有四类因素。

第一，新能源出力。

风电、光伏边际成本低，出力又受天气影响。中午光伏大发时，大量低成本电量进入市场，现货价格可能被压到很低。傍晚光伏退出，系统需要火电、燃气机组或储能顶上，现货价格可能迅速抬升。

第二，燃料成本。

煤价、气价会影响火电和燃气机组报价。燃料成本上升时，边际机组报价抬高，现货价格也可能走高。燃料成本下降时，现货价格中枢会下移。

第三，负荷变化。

高温、寒潮、工业生产节奏变化，都会影响用电负荷。极端天气下，尖峰负荷可能把现货价格推到高位。负荷低迷时，价格则可能明显回落。

第四，电网约束。

输电线路有容量限制。低价区域的电送不出去，高价区域的负荷又需要本地更贵机组满足，就会出现区域价差和节点价差。即使中长期合同价格相同，不同位置对应的现货参考价也可能不同。

此外，市场规则、价格上下限、容量电价、辅助服务机制等政策变化，也会改变市场主体报价行为，进而影响基差形态。

发电企业怎么用中长期合同对冲？

发电企业天然是在现货市场卖电。它最怕的情况，是现货价格下跌，导致上网收入低于预期。

假设某火电厂预计下月某时段上网100MWh。如果完全暴露在现货市场，它的收入是：

现货收入 = 100 × P_spot

P_spot 是现货价格，未来不确定。

为了锁定收益，电厂卖出一份100MWh的中长期差价合约，合同价为400元/MWh。

到结算时，会出现两笔结果：

现货收入 = 100 × P_spot
     合约结算 = 100 × (400 – P_spot)

两者相加：

总收益 = 100 × P_spot + 100 × (400 – P_spot)
     总收益 = 100 × 400
     总收益 = 40000元

现货价格被抵消了。

无论现货价格是150元/MWh，还是800元/MWh，这100MWh对应的总收益都被锁定在40000元。

这就是发电侧用中长期合同对冲现货下跌风险的基本逻辑。

用户怎么用中长期合同对冲？

电力用户天然是在现货市场买电。它最怕现货价格上涨，导致用电成本失控。

假设某工业用户预计某时段用电100MWh。如果完全暴露在现货市场，它的成本是：

现货成本 = 100 × P_spot

为了锁定购电成本，用户买入一份100MWh的中长期差价合约，合同价为400元/MWh。

到结算时：

现货购电成本 = 100 × P_spot
     合约结算收益 = 100 × (P_spot – 400)

最终成本是：

总成本 = 100 × P_spot – 100 × (P_spot – 400)
     总成本 = 100 × 400
     总成本 = 40000元

现货价格同样被抵消。

也就是说，用户通过中长期合同，把这部分电量的实际成本锁定在400元/MWh。

这就是中长期合同对用户侧的风险管理价值。

为什么不能简单100%对冲？

上面的例子假设电量预测完全准确，合同结算参考价也和实际现货敞口完全一致。真实市场里，这两个条件经常不完美。

最大的问题是电量不确定。

发电企业可能因为机组故障、检修调整、燃料供应等原因，实际发电量低于预测。用户也可能因为订单变化、天气变化、生产计划调整，实际用电量偏离预测。

如果按预测电量100%签约，而实际电量少了，多出来的合同就会变成新的风险敞口。它不再是对冲工具，而是交易头寸。

还有一个问题是参考价不完全一致。

中长期合同可能用区域加权现货价结算，但你的实际发用电位置可能对应特定节点或特定时段价格。两者不完全一致时，对冲效果会打折。

所以，中长期签约比例并不是越高越好。更合理的做法，是根据自身发用电预测能力和风险偏好来决定。

对冲比例怎么定？

从纯价格风险角度看，中长期差价合约和现货价格高度相关，理论上对冲比例可以很高。

但在电力市场里，真正决定对冲比例的核心往往不是价格相关性，而是电量预测置信度。

交易团队可以按四步来定。

第一，预测发电量或用电量。

把历史数据、天气、生产计划、机组状态、检修安排、负荷特性都纳入模型，形成分时段预测曲线。

第二，给预测结果设置信心区间。

比如预计某时段用电100MWh，但考虑波动后，有较高把握落在90到110MWh之间。

第三，根据风险偏好确定签约比例。

风险厌恶型主体可以按偏保守的电量签约，减少过度对冲风险。风险承受能力更强、预测能力更好的主体，可以提高对冲比例。

第四，动态调整。

中长期合同不是签完就结束。随着天气、燃料、负荷和现货价格预期变化，交易员需要滚动调整月度、周度和日前层面的敞口。

监管层每年推动较高比例的中长期签约，本质上也是希望市场主体通过合同锁定大部分风险，同时保留一部分现货弹性。

基差交易对不同主体意味着什么？

对发电企业来说，基差管理决定收益稳定性。现货价格大幅下跌时，中长期合同能提供保护；现货价格大幅上涨时，过高比例的合同也会限制超额收益。

对售电公司来说，基差管理是利润来源，也是风险来源。售电公司一边面对用户零售价格，一边面对批发现货和中长期结算。合同曲线、用户负荷预测和现货价格判断，都会影响最终毛利。

对电力大用户来说，基差管理的目标更简单：控制用电成本波动。高耗能企业尤其需要把中长期合同、现货敞口、储能、需求响应放在一起看。

基差不是只属于金融交易员的概念。进入现货市场后，它会出现在每个市场主体的结算账单里。

结语

电力基差，就是中长期合同价格和现货价格之间的差额。它既是风险来源，也是风险管理工具。

通过差价合约，中长期合同可以把发电企业的收入、用户的购电成本，从波动的现货价格中部分剥离出来。对冲做得好，现货价格的剧烈波动不会直接打穿现金流；对冲做得粗，合同本身也可能变成新的风险。

2026年的电力交易，已经从单纯看电价，进入到看曲线、看敞口、看基差的阶段。真正成熟的电力交易员，不是押注每一次价格涨跌，而是知道哪些风险该留下，哪些风险该用合同锁掉。