广东电改以来，随着规则的改变以及市场价格信息透明度的提高，拥有发电资源的售电公司，在签约用户时其价格优势得到充分的体现。
发电企业给予自家售电公司帮助的同时，也保障了自身的发电计划。在目前趋于平稳的市场中，发电企业通过提升自家售电公司价格优势，来增加集团收益的策略，就目前来看，效果显著。
那么，到了现货市场，中长期交易规则由物理合约转化为金融合约，发电企业不再是依靠中长期合同保证自身发电计划，而是通过现货市场的出清机制决定发电收益。届时，发电背景的售电公司与其他售电公司相比，是否在中长期市场交易中还存在着固有的优势呢？
1、发电权
计划体制下，发电企业的生产计划由电网调度进行分配。调度指令发多少，那就是多少。
在现有的交易机制下，发电企业的电量需要在市场交易中进行消化。而此时，发电企业通过自家售电公司销售电量，不仅可以培育自家售电公司，而且还可以保障其未来的生产计划。
而到了现货机制下的中长期市场，发电企业生产计划更多来源于现货市场，发电企业与售电公司的中长期交易仅作为市场风险对冲的一个工具。
目前发电企业给自家售电公司价格优势，可以争取更多的发电权。而到了金融合同下的中长期市场，使得发电企业即使“照顾”了自家售电公司，也换不回来发电权。
2、结算点
现货市场下，发电企业结算以多个交易品种结算。
发电企业R1=R 日前+R 实时+R 中长期差价+R 中长期交易+R 补偿+R 考核
R 1为 B 类机组电费收入；
R 日前为机组日前市场电能量电费收入；
R 实时为机组实时市场偏差电量电费收入；
R 中长期差价为机组中长期合约差价电费收入，含基数合约差价电费收入；
R 中长期交易为机组中长期合约交易环节的盈亏，含基数交易盈亏；
R 补偿为机组启动、空载等补偿费用；
R 考核为机组热电联产等考核费用。
对于发电企业来讲，主要收益来自于现货节点上的收益，而中长期合约是一个对赌合约，虽然以市场统一结算点电价作为对赌标的，获取额外收益（当然，收益也有负的时候），但并非锁定发电收益。
现货市场下，售电公司的结算是按全市场综合电价进行结算。
售电公司R2=R 日前+R 实时+R 中长期差价
R 2为 售电公司电费支出；
R 日前为售电公司日前市场电费支出；
R 实时为售电公司实时市场电费支出；
R 中长期差价为售电公司中长期合约差价电费支出；
售电公司产生的费用，都是基于日前市场统一结算点电价所产生的购电费用。相比之下，售电公司对中长期合约的渴望程度高于发电企业，因为中长期合约对售电公司才具有锁定成本的作用，而成本可控方能将企业的经营风险降低。
3、零和博弈
零和博弈：一方的所得正是另一方的所失，整个社会的利益并不会因此而增加一分。
发电企业与自家售电公司签订中长期合约，属于零和博弈。发电企业在中长期合约上的费用，实际上等同于这份合约上的售电公司为之付出的费用。因此，对于同一个集团来讲，在内部的发售电公司之间签订中长期合约，并不会对其收益带来任何影响。（换句话说，发电企业若寻找其他售电公司签订中长期合约，可以在行情不佳的情况下对冲风险。）
虽然发电背景售电公司在现货中长期市场优势有所改变，但其本身的诸多优势和战略意义仍不可忽视。现货市场下，发电背景售电公司具有天然的对冲优势，一般情况下，发电集团的发电批发收入与零售收入可能此消彼长，实现风险对冲控制，如果发电集团充分发挥自身对于电力生产的理解和对信息的获取的优势，科学的中长期合同与现货报价相结合，甚至可以实现双丰收，同时，通过零售侧切入用户用电用能服务，或许对于发电集团而言，更具长远的意义。而独立售电公司对于价格成本的控制更多需要依托于中长期差价合同，这对其技术分析和市场判断能力都提出了更高的要求。
