隨著電力供過於求，新能源建設突飛猛進，跨省、區電力交易的比例逐年提高，火電機組在線負荷率下降較多，經濟調度與傳統的分配結果將出現明顯差異，特別是隨著電力現貨市場的建立，有效的機組經濟調度在發電集團效益提升方面將發揮重要作用。
一、背景
電力行業內流傳一句「無現貨，不市場」的說法，在電力市場建設過程中，現貨市場的建立與完善是衡量電力市場成熟度的標誌。2015年啟動新一輪電力改革以來，發電行業經歷了建國以來最深刻的變化。
火電裝機容量發展速度逐年降低。構建「清潔低碳、安全高效」的能源體系是我國主要能源戰略。今後一段時間，火電政策將維持「減存控增」的原則，且以控制增量為重點，推進供給側改革，進一步淘汰落後產能。 (見圖1)
火電設備利用小時數降低，逼近盈虧平衡生死線。統計數據顯示，全國6000千瓦以上電廠發電設備利用小時出現逐年遞減趨勢，2019年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3825小時，同比減少54小時。其中，火電設備平均利用小時為4293小時，同比減少85小時，是1978年以來的最低水平。 (見圖2)
跨區、跨省電力資源配置常態化。我國用電負荷中心和能源產能中心呈明顯逆向分布，通過深化電力體制改革，構建全國性的電力市場體系，發揮市場配置資源的基礎性作用。(見圖3)
隨著電力供過於求，新能源建設突飛猛進，跨省、區電力交易的比例逐年提高，火電機組在線負荷率下降較多，經濟調度與傳統的分配結果將出現明顯差異，特別是隨著電力現貨市場的建立，有效的機組經濟調度在發電集團效益提升方面將發揮重要作用。
二、發電集團現貨報價前準備工作
現貨報價主要考慮電力供需與時點價格的變化。
(一)負荷預測(電力需求)與發電能力(電力供給)
用電指標是經濟的晴雨表，負荷曲線和宏觀經濟(GD附呈現強相關。在實際預測負荷時主要根據統調負荷預測、外電送入及新能源發電情況，估計統調機組運行日負荷。為了驗證預測的準確性，往往需要與去年的負荷數據進行同比分析。
發電能力主要分析省內各發電集團發電機組類型及裝機容量，區分現貨機組和非現貨機組，分析受限容量，關注機組年內的投產和退役，估算出省內可調出力。
(二)發電機組成本
發電成本(主要指火電)可歸為固定成本和變動成本兩類，其中變動成本=燃料費+水費+材料費，發電集團參與現貨首先要摸清每臺機組的發電成本。空載成本和邊際成本主要是由燃料和水費構成，這兩個指標不僅可以作為電力市場中市場力檢測、特殊機組補償的參考值，還是發電集團必須掌握的報價成本指標。
三、現貨模式下發電集團機組經濟調度
(一)發電調度權的部分轉移
現貨市場中發電側報價的結果決定運行日哪臺機組發電，意味著發電集團採用日前報價在很大程度上決定自己機組運行日的開停，實質上承接了部分電網調度的職能。現貨模式下的調度方式為發電集團機組內部經濟調度開啟了一個優化的空間。
(二)發電集團經濟調度的決策困難
在電力供大於求的形勢下開展現貨交易，各發電集團在電力市場中PK發電結構、發電成本和管理水平。最終的結果表現為兩方面:一是發電行業向實體經濟輸送了低價電力;二是發電行業管控差、能耗高的機組少發電，甚至不發電，加快了這類機組退出歷史舞臺的步伐。決策困難之一在於如何確定發電機組動態的發電成本，困難之二在於每臺機組出力大小受電網調度基於數學模型和安全校核等實施的機組組合(SCUC)和機組經濟調度 (SCED)控制，發電集團難於企及電網調度的精度。
(三)現貨報價實現經濟調度
在現貨市場中，參考國外成熟經驗，作為發電集團有3種基本報價方式。
1.仿真技術
已知網絡拓撲圖和網絡參數等，利用電力系統分析中的潮流計算等專業知識分析電力系統運行狀態，根據運行日負荷預測值，提出報價策略。目前，由於電網沒有公開電網網絡拓撲結構圖及相關參數，市場發電主體尚不能根據仿真軟體進行電力系統分析。
2.數理統計及建模預測
利用大量的歷史數據模擬經濟主體的運行規律，同時對經濟主體的未來行為進行預測。當前，由於現貨剛開始運行，缺乏必要的歷史數據，尚不能從數據中提煉主體運行規律進行現貨報價。
3.基於機組邊際成本進行報價
在現貨市場中，每個發電集團要想了解其他發電集團的發電成本不太可能，唯一可行的就是做好自己，了解清楚每臺機組發電固定成本和可變成本。在此基礎上，通過行業自律合理安排自身機組發電的調用次序，確保利潤最大化。在充分競爭的市場中，每臺機組的最優報價策略是按照自身的邊際成本報價，從行業發展來看，能夠促進機組的優勝劣汰。
隨著電力行業的深入發展，火電機組由電量的提供者逐漸向調節量提供者轉變，發電集團必須重視現貨模式下機組的經濟調度，成立專門的研究機構，定期評估現貨交易成果，建立並完善現貨交易數學模型，努力做到發電成本最小化。