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在电力现货市场中，营销交易非常受重视，一时风头无二。很多企业也把电力买卖的收入与成本责任完全压在营销交易业务上，这无疑是有失偏颇的，是对电力现货交易的严重误解。
在电力现货市场进行交易只是收入实现或成本控制的一个环节，甚至不是核心环节。做好不同时间段的生产经营管理，才是保障收入或控制成本的关键。
资产投资是决定收入或成本
的核心因素（跨年经营决策 ）
不同电源的发电原理、供电特性各不相同，决定了其结算均价的区间有所差异。风光发电的边际成本低，但几乎没有调节能力，结算均价在各种电源中垫底；核电的发电能力十分稳定，是用电基荷的供给者，代表了电源侧的平均结算均价；而独立储能可以充分发挥低价段充电，高价段放电的特性，为峰荷供电，结算均价处于各电源的较高水平。
表1 山东市场各类电源现货市场价格
注:风电、光伏都为未参与中长期主体;
单位:元/兆瓦时
就山东市场2024年的数据而言，风电比光伏的结算均价高10元/兆瓦时左右。这种结算均价的差异，是由电源特性带来的，而非电力交易能够弥补的。所以，进行投资决策时，应充分考虑投资的固定成本、边际成本、未来收入等因素，甚至预测未来一年到十年的年度价格走势。
火电能够达到的结算均价，受机组物理特性的影响更大。例如机组容量，容量越大，效率越高；再如机组的爬坡能力，爬坡越快，越能够抓住现货高价时段等。此外，上网节点的不同，也造成了火电收入的巨大差异。而市场交易能力，只是火电物理特点之外的锦上添花。
生产检修与燃料管理决定
资源可用性（年月经营决策）
在年月时间段上，电源企业需要安排技术改造、燃料采购、运维检修等方面的经营计划。
燃料成本是火电机组的主要成本，煤电企业的燃料采购工作，应尽量选择煤价相对较低的月份，以降低运行成本，提高企业利润。我国的煤炭供需经历了2021-2022年的相对紧张，到2023-2024年逐步宽松的进程。煤价供需变动是多方面因素共同作用的结果。2023年后，我国煤炭先进产能持续释放，同时海外煤价回落、澳煤恢复进口，煤炭价格整体走低，但不同月份仍有差异。
图1 煤炭价格分月变化走势
火电厂每年需要安排技术升级改造和检修计划，每月需要安排临时检修工作。以下为山东电力现货市场2024年1-10月的现货日前价格，若检修安排的时间与现货价格匹配度较高，即低价月份安排检修和技改、高价月份安排生产发电，则能够最小化检修期间造成的收入减损。
图2 山东市场分月现货价格走势
开停机计划决定实际投入的
资源数量（周内日前经营决策）
下图展示了2024年9月，山东电力现货市场的分日日前均价，从图中可以看到，同一月份的不同天之间，现货价格波动很大，例如9月有5天日前价格高于400元/兆瓦时，同时也有100元/兆瓦时以下的极低价天，不同天之间的价差很大。
图3 山东市场2024年9月分日现货价格走势
在此背景下，火电机组的启停机安排是否合理，是决定火电收入的重要运营因素。对于电力用户而言，需要及时进行负荷调整（可调负荷），决策生产线开几条、何时开何时停。随着新能源的快速发展和“双碳”目标的推进，火电机组需要频繁地进行启停以适应电力需求的变化。
发用电运行安排决定实际
负荷水平（日内经营决策）
下图展示了2024年10月，山东电力现货市场典型日的分时价格。可以看到，在新能源大发的午间时段，日前价格最低接近-100元/兆瓦时，在早高峰、晚高峰时段，日前价格最高接近780元/兆瓦时，一天之内的价差可能超过800元/兆瓦时。
图4 山东市场2024年10月典型分时现货价格走势
具有调节能力的电源或用电负荷，都需要面对如何分配电量的问题。以我国正在大力发展的储能为例，根据国家能源局公布的数据，截至2024年上半年，我国已建成投运新型储能累计装机规模达到4440万千瓦，同比增速超过40%。规模越来越大的储能，其运行需要小时级别的响应，如何安排充放电，是决定储能收益的主要因素。
火电机组，尤其是爬坡、调峰能力较强的高性能火电机组，同样面对如何在一天之内分配电量的问题。火电机组越能够将电量安排在高价时段，越能提高结算均价，进而提升总利润。
无论是电源侧还是需求侧的市场主体，在电力现货市场下，都需要决策跨年、年度、月度、周度、日内等时间段下的生产经营问题。若市场主体能够根据市场供求关系和价格走势，在各时间段合理配置资源，企业收益将会得到提升或保障。不同交易窗口的交易、低买高卖等操作会对企业的收益提供帮助，但如果不能和生产经营决策联动，作用会非常有限。从这个角度来看，交易的作用更像锦上添花，而非雪中送炭。
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