现货市场是1，中长期交易是1后面的0，假如没有现货市场，加再多的0最后也还是空，如果缺少中长期交易，电力市场由于缺少压舱石，也难以发展壮大。
电能目前依然不能大规模经济储存，且电力网络中以光速进行传输（相比天然气，传输管道有一定的储存能力），因此电能生产与消费几乎是同时发生的。也就是电能无法像普通商品那样在仓库里存放，也不能在传输环节停留。在每个具体的时间点，消费者要使用到多少电能，发电企业就需要生产多少；如果发用不匹配，哪怕持续的时间极其短暂（比如几秒），严重时也会危害电力系统的安全稳定运行，给发用两方造成难以承受的损失。
如果燃料价格不变，单台机组发电成本曲线也相对来说比较稳定，但电力市场电能生产所带来的成本却不是这样的，会存在很明显的波动变化。由于电能不能经济储存，在某个具体时间点，当负荷需求低时，按照最小化发电成本原则，只需要让便宜的机组发电即可，此时电能生产所带来的成本较低；随着负荷需求的上升，需要逐次安排更高发电成本的机组投入运行，电能成本必然上涨。
假设存在发电量规模相同的两种场景：其一是按500MW功率稳定发电20小时，其二是按1000MW功率稳定发电10小时。场景一只需要调用发电成本为300元/MWh的燃煤机组，场景二在前者基础上，需要再调用500MW发电成本为600元/MWh的燃气机组。虽然以上两个场景的电量规模都是10000MWh，但前者的发电成本为300万元，后者发电成本为450万元。
由于电能不能经济存储，即使机组发电成本没有变化，在不同的时间段内，哪怕电量规模完全相同，但只要发电功率的时间分布存在一定的差异，对应的电能生产所带来的成本也可能大相径庭；发电功率时间分布相差越大，电能成本的差异也就越明显。现实情况下，由于负荷时刻都在变化，发电生产组合随之调整，因此每个时刻（时段）的电能生产所带来的成本都会不一样。
现货市场是最基础的商品交易形式，市场上的买卖双方一手交钱、一手交货，交易结束就钱货两清。在竞争市场上，对于可以大规模经济储存与运输的商品，卖方的现货交易商品只要在交割前完成生产即可；买方的实际商品消费可以发生在交割日之后的任意时点（只要商品不坏掉）。简而言之，商品的经济储存与方便运输让生产、消费过程与现货交易可以在很大程度上脱钩。除非迫切地需要，买卖双方总是可以再一次进行选择在更加有利的时点开展现货交易，从而某些特定的程度上缓解供需矛盾；卖方也可以再一次进行选择按更高效的方式提前进行生产，从而使得商品供给成本更加优化。
对于任一普通商品来说，由于现货交易需要完成真正的商品交割，因此现货价格总是会以商品的供给成本（含生产、运输、储存费用）为基准，并随着现货市场当时的供需波动，当供大于求时，现货市场行情报价下行，引导需求增加且减少供给，使得供需逐渐平衡，价格也就逐步向供给成本回归；供不应求时，现货市场行情报价上涨，引导供给增加且减少需求，也使得供需逐渐平衡，价格也就逐步向供给成本回归。
在竞争性市场上，受供需态势影响，商品现货价格围绕供给成本变化；同时，价格信号又会成为指挥棒，市场成员受“看不见的手”引导会去主动调节与平衡供需。现货价格会调节供需，供需变化也会影响价格，在二者的相互作用下，市场最终会达到帕累托最优效果的均衡状态。
虽然电力市场领域经常把日前、日内与实时市场都定义为现货市场，但真正意义上的现货市场是实时市场。一方面，日前、日内市场出清结果大多数都用在指导发电计划定制与机组启停安排，电能还没有真正发出与交割；另一方面，日前、日内市场形成的发电计划还会持续调整，出清电量也不一定需要真实发出来。只有当实时市场完成出清，才需要马上按照出清结果发出并消费对应数量的电量，也就是完成交割，所以实时市场才是真正的电力现货市场。在这个意义上，在电力现货市场上，电能商品的交割与生产、消费具有同时性。
相比普通商品，电力商品不能储存，只能靠发电供给、负荷需求转移调节供需，空间明显小很多，为了更准确地反映电能成本变化，相比普通商品的现货价格，电能现货价格波动频率与幅度都会大很多。我国电力市场一般将全天划分为96个时段，并假设每个15分钟时段内的负荷基本不变；由于新能源波动持续加剧，国外很多市场将全天划分为288个时段，时段长度缩短为5分钟，以尽可能控制净负荷波动对电能成本与现货价格的影响。
由于每个时段内的发电组合都不一样，因此对应的现货价格也各不相同。以前面的场景为例，在采用边际定价方法时，前面场景一对应时段的现货市场电能价格为300元/MWh，场景二对应时段的现货市场电能价格为600元/MWh，买方在以上两个场景里购电支出分别为300万元和600万元，相差更大。
受此影响，电力市场电量规模仅仅具有统计意义，真正决定电能成本的是发电出力时间分布，而现货价格需要能够适配发电出力变化引起的单位电能成本增减，细化到15分钟或5分钟时段，每个时段对应一个不同的价格水平。随着每个时段的供需变化，现货价格也会大幅波动。
对于任何一种商品，由于现货市场行情报价容易波动、供给与需求匹配要求高，为了提前锁定量价风险，普通商品的买卖双方更加倾向于提前开展中长期交易。生产与消费规模越大、现货价格波动越厉害，中长期交易需求也越旺盛。
在竞争市场条件下，如果预判中长期交易标的期现货市场是高价，那么中长期交易价格也将上涨，否则卖方将不愿意开展中长期交易，而更愿意等待在现货市场上以高价售出；如果预判中长期交易标的期现货市场是低价，那么中长期交易价格同样也会下降，否则买方将不愿意开展中长期交易，而更愿意在等待在现货市场上以低价购进。在持续的中长期交互下，中长期交易过程，买卖双方将持续开展现货价格预判，并围绕预测结果开展中长期交易博弈。
对于任何商品来说，如果缺少现货市场提供的现货价格这个锚，由于未来的各种不确定性，中长期交易时对未来供需非常容易误判，生产所带来的成本估算经常是失真的，因此物理性的中长期交易价格必然产生比现货市场行情报价更大幅的波动，流动性与交易规模将极其受限；而金融性的中长期交易由于缺少现货价格，难以平仓结算，也就根本没办法开展。
总之，现货交市场与中长期交易二者是相辅相成的，缺一不可。现货市场的最大的作用是提供价格信号，作为指挥棒一方面引导市场实现供需平衡，另一方面给中长期交易提供价格参考，如果现货市场平稳与现货价格合理，中长期交易也就非常容易开展。中长期交易则能够在一定程度上帮助规避风险，通过多个买卖方的交易互动，市场还能够给大家提供更加充分的信息，从而帮助更好地预判现货价格趋势，实现价格发现。往往中长期交易流动越好，价格发现能力越强，而这反过来又会引导买卖双方提前进行资源优化配置，帮助进一步稳定现货价格。中长期与现货交易并存本身就给买卖双方提供了更多的选择与流动性，更加有利于市场的稳定。
一方面，由于电能商品的特殊性，受不同时间段发电出力波动影响，电能成本变化非常频繁且剧烈。另一方面，随着新能源装机持续增长、气候平均状态随时间的变化加剧，新型电力系统同时面临新能源间歇性、负荷波动、水电变化乃至火电发电不稳定等问题，且由于气象预报本身存在很明显的不确定性，电力系统净负荷变化的可预测性也很差，因此难以对不同时段、日期、月份乃至年度的供需变化提前了解与掌握，进而导致电能成本难以在年、月乃至周的时间尺度上确定。
如果只是开展传统年、月尺度上的以电量为核心的中长期交易，由于难以估算出真实成本，且没有现货价格作为方向标，买卖双方的交易价格必然是盲人摸象，容易与成本产生巨大偏离。因此中长期交易本身难以稳定市场行情报价；不仅如此，由于电力生产与消费需要即时完成，中长期交易电量在交割时与实际发电、负荷也会产生巨大的偏差，它还会产生繁重乃至根本没办法完成的偏差调整工作任务。
在新能源高占比与新型电力系统背景下，由于交易电量与实际交割、交易电价与电能成本之间均存在非常明显的偏差，中长期交易不仅起不到预期的压舱石作用，反而有时会因为交易结果对电力系统优化运行产生更多的约束，导致更多不必要的新问题与风险。更为关键的是，由于价格失真且颗粒度极其粗放（最多到月度），发电能力与负荷需求的跨月调整必然难以合理化，而月内分日、日内分时调整则更是没有一点依据和参考，但这些调整对于平衡供需矛盾又很重要，因此中长期交易对电力保供的作用很有限。
对于新能源发电来说，日内不同时间的发电能力差异巨大且难以经济储存，保障新能源的消纳最关键的就是要在日内各时段及时调度各种发电、负荷、储能资源进行调峰，但由于中长期交易的关闸时间离实际运行太远，且价格颗粒度无法到分时段尺度，因此无法通过产生激励各类资源调峰所需要的价格信号；由于通过中长期交易提前锁定了电量、电价，市场主体更关心的是落实自己的交易结果，不仅没有动力去主动调峰，甚至有可能因为成本增加而收入不变导致调峰，因此中长期交易对新能源消纳的作用也很有限。
电力现货市场的时间颗粒度细、量价波动性大，如果仅存在现货市场交易，大多数市场主体将难以接受这种程度的市场量价波动风险，因此就需要有中长期交易来帮助避险，而一旦中长期交易能够与现货有效衔接，在避险的同时，它还能够最终靠及时的价格发现，提前引导资源优化配置与供需平衡，帮助现货市场稳价。但如果缺少现货市场支撑，仅靠电力中长期交易则越来越难保供、促销与稳价，甚至很多的中长期交易品种创新将难以为继，最终新能源发展与能源转型也将变成水中月、镜中花，这也就是所谓的无现货、不市场。
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