现状一：大用户“直接交易”有利无责
真正的“大用户与发电企业直接交易”，是电力“双边交易”市场构架的重要组成部分，遵循“交易自由、自负其责”这一市场经济的基本法则。依此原则看，现行大用户“直接交易”，有“双边交易”之形，无“双边交易”之实：
一是发电企业能够与之直接交易的大用户，并非基于市场选择，而是由地方政府确定，具有明显定向优惠性质;
二是没有“平衡机制”。在真正的电力“双边交易”市场中，大用户作为批发市场的买方，必须对自己的购买承诺负责，亦即其日负荷曲线应与合同执行日的负荷计划相符，否则，须为由此导致的系统能量不平衡承担经济责任。而现行的“直接交易”均无此“平衡机制”，被准入的大用户们得到了降价的好处，但不平衡的责任却仍由其他用户承担。因此，这样的“直接交易”达到一定规模后，必将不可持续。
“直接交易”的合理归宿，取决于电力交易模式的选择。如果选择电力库模式，现行的“直接交易”可改造为“差价合约”，用作买、卖双方应对“单一现货市场”价格风险的避险工具;如果选择“双边交易”模式，现行的“直接交易”应演变为双边实物合同，即无论合约期限多长，买、卖双方均须以执行日负荷曲线的方式履约，并为合同执行偏差导致的系统不平衡承担经济责任。
现状二：试点成为“直接交易”的全面推行
电力体制改革影响深远而我国又缺乏经验，对已确定的方案在合适的地区进行试点非常必要。但现在的改革试点主要基于地方政府申请，上报方案千篇一律，改革的实质性内容惊人一致：以大型工商业用户电价降低为目标的“直接交易”。其实，在电力严重过剩的条件下，如要降价，根本不需要试点。真正的“试点”，应是中央政府主管部门设计的改革方案，是基于电力技术特性的分时交易及与之相关的市场构架各部分的相互联系，而不应让各地“摸着石头过河”，更不该是已经试点了十多年的年度或月度“直接交易”。
“售电侧切入”被称为此轮电力体制改革的最大亮点，但这一“亮点”并不符电力市场化改革的内在逻辑。因为售电侧竞争的前提是批发竞争，未建批发市场而推动零售竞争，零售竞争就是无源之水、无本之木。所以，尽管各试点地区售电企业如雨后春笋般涌现，但直至今日，真正有电可售的仍如凤毛麟角，各地“售电侧改革”试来试去，最终还是以“直接交易”为主要内容。
此外，根据先期改革国家的实践，电力批发交易的模式不同，售电商的营业范围和责任也不同：电力库模式中的售电商，只在零售端亦即争取终端用户的范围竞争;而“双边交易”模式中的售电商，既要参加零售竞争，也要参加批发竞争。所
现状三：“遍地开花”的电力交易中心定位不清
有人将电力交易中心的“遍地开花”视为“电改加速的标志”。由于电力交易必须与系统平衡相融合，市场的组织机构确实重要。但根据先期改革国家的实践，电力交易机构设在哪里，首先与市场布局有关。我国很多地区电力资源跨省配置，因而中央历次发布的电力体制改革文件(无论是“5号文”还是“9号文”)，都提出建立跨省区域电力市场。而既然要建跨省区域电力市场，为何每个省都建电力交易中心?这些省电力交易中心与区域电力市场是什么关系?如果这都没想清楚，是不是在浪费公共资源?
电力交易机构与系统运行的关系，则与交易模式密切相关。如果选择强制性电力库模式，市场构架为单一现货市场，电力交易与系统平衡计划同时完成，交易机构与系统运行机构合一设置较为适宜。如果选择“双边交易”模式，市场构架为“场外双边合同+双向交易的日前市场+平衡市场”，则交易机构与系统运行机构分、合皆可。如美国的日前市场和实时平衡市场均由系统运行机构组织;在西欧各国及北欧，平衡市场由系统运行机构组织，而日前市场则由盈利性的电力交易所组织。可见，电力的交易模式不同，交易机构的职能定位及其与系统运行机构的关系也不一样。
所以，我国的“电力交易中心”，不应纠缠于“控股”问题，而应把重点放在合理布局与功能定位上。在已布局跨省区域电力市场的地区，不应再建“省级电力交易中心”。在合理布局基础上，还应基于交易模式确定其功能及其与系统运行机构的关系。我国现阶段法治不健全、市场诚信度低，盈利性的电力交易所模式暂不可取，“电力交易中心”定位为公共机构较为适宜。据此，所有的场内交易(无论是电力库模式的单一现货市场，还是“双边交易”模式中的日前市场和平衡市场)，只应由一个机构组织，因而“电力交易中心”应与系统运行机构“合二为一”。
现状四：“政出多门”
电力体制改革的专业性、系统性极强，国外都是由能源主管部门或公用事业监管机构统一领导和组织实施。而我国的改革“试点”，“电力市场建设”、“发用电计划有序放开”、“售电侧改革”分别由不同部门牵头负责，使本应统一设计、统一组织的系统性改革被人为割裂(“发用电计划有序放开”与“电力市场建设”本来就是一件事)，导致改革“认识难统一，政策难协调”。
我国电力市场化改革的组织工作，也应交由一个具备专业能力的机构全权负责。当然，无论哪个机构负责，均须加强自身能力建设，各级官员都应了解电力市场的基本原理和国际经验，从而真正具备驾驭改革的专业能力。
现状五：市场建设缺乏科学顶层设计
电力是系统集成的产品，如何使竞争性交易与电力系统的实时平衡特性相兼容，对电力市场化改革的成功至关重要。但在我国，电力市场建设的顶层设计并未得到应有重视。
一是电力交易模式模糊不清。
如有权威文件将电力交易模式规定为“分散式”和“集中式”，而国际上通用的电力交易模式分类，是“强制性电力库(单边交易的现货市场)”和“双边交易”。且不论“集中式”、“分散式”导致的国际交流困难，关键是内涵不清，难以执行。例如：该文件称“分散式”“主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线”，似乎要将“分散式”定位于“双边交易”框架之内，但紧接着又规定“偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节”，这又与“双边交易”原理不符。
因为在“双边交易”模式中，日前市场和平衡市场的功能完全不同：日前市场是系统能量供需匹配的主体市场，而平衡市场的功能才是所谓的“偏差电量调节”(准确说，是平衡电量采购及不平衡责任的确定和落实)。让“偏差电量通过日前…交易进行调节”，显然会导致日前市场与平衡市场间的功能重叠。再如该文件定义“集中式”“主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式”，似乎与单边交易的“电力库”接近，但又将“双边交易”模式的美国电力市场(而不是“电力库”典范的澳大利亚国家电力市场)解释为“集中式”的典型，让人无所遵循。
二是电力市场布局缺乏明确目标与实施路径。
市场布局也是电力市场化改革的顶层问题之一。我国的电力市场如何布局，是跨省区域市场“一步到位”?还是先从省级市场做起?抑或部分“区域”、部分“省级”?至今未有明确说法。此外，跨省跨区消纳的“三峡”等超大型水电应参与哪里的电力市场?如何参与?现有的方案或“配套办法”，也都未见安排。
我国的电力市场建设之路，可考虑“两步走”战略。
第一步，可选“强制性电力库”模式，亦即首先建立由发电企业单向竞价的现货市场。
在取得经验并具备相关条件后，再转为“双边交易” 模式。国际能源署关于电力市场的总结报告中提出：“关于电力批发市场组织的第一个争论，是选择强制的还是自愿的电力库。竞争的双边电力交易为一个高效率的现代电力市场中所必需，已获得越来越多认可。自愿库或电力交易所正逐步成为主流，而强制库正在消退。”考察近20年电力市场史，正如该总结报告所说，各国电力批发交易模式的确定，均在“强制库”和“双边交易”之间二者择一。但说“强制库正在消退”，可能为时过早。目前，仍有澳大利亚、新加坡、阿根廷、韩国、希腊、加拿大安大略省和阿尔伯塔省及一些欠发达国家继续实行“强制性电力库”模式，且未见有改行“双边交易”模式的趋势。原因在于，电力交易模式的选择，并非单一的效率标准，也须以“成本——收益”关系为依据。
“双边交易”模式市场竞争效率高，但制度成本也高。这种“自由交易、自负其责”的普通商品交易方式，要与电力系统的可靠性要求相融合，须有复杂的市场构架和规则设计，如场外双边合同的日前分解及其同现货市场出清结果的衔接，主能量市场(中长期交易和日前交易)与平衡市场的衔接，不平衡责任的确定和落实等。
此外，市场主体的交易策略、交易手段也须与此相适应，如：售电商要同时参与批发和零售两个市场的竞争;受平衡机制的约束，售电商还必须对客户的用电行为进行有效管理，以避免和减少不平衡责任及其导致的经济损失。这都使系统和企业管理的成本大幅增加。所以，“双边交易”在促进电力竞争效率提高的同时，也增加了社会的交易成本(亦即电力市场化的制度成本)。而“强制性电力库”虽然市场效率较低，但制度成本也低。“强制性电力库”顺应电力消费的随机性及其对市场价格即时反应难度大的特点，不允许场外实物交易，也不允许售电商(“可调度负荷”除外)参与场内的批发竞买，从而不存在售电商须履行日负荷曲线承诺问题，大大降低了市场构架及交易规则的复杂程度;由于所有售电商批发购电的价格相同，售电商营销的策略和手段也可相对简单，既可与客户单独约定价格合同，也可实施基于政府管制价格的浮动价格合同。此外，强制性电力库模式也不必须与售电侧市场化改革同步，只要政府管制价格能够与批发市场价格联动(参考阿根廷市场)，则批发竞争也可先期进行。因此，比之“双边交易”模式，“强制性电力库”简单易行，制度成本低，也较适应现阶段法治不健全、市场诚信度低的国情，有利于向新体制的平稳过渡。
电力市场的合理布局，也应走“渐进式”之路。近期可考虑“部分‘区域’、部分‘省级’”的思路。京津唐、东北等网络联系紧密的地区，可考虑直接建设跨省区域市场。其他地区可先从省级市场起步，逐步过渡到跨省区域市场。如果省内存在明显“一家独大”现象，可参考新加坡的做法，强制购买有市场支配力企业的部分发电容量，以提高批发竞争的有效性。
“三峡”等超大型水电原则上可在现行的“消纳”范围参与电力市场。既要保其“优先发电”，又要使之与竞争性市场规则相兼容，一个可行的办法，就是引入“政府授权合同”。具体说，就是超大型水电企业与电力市场组织机构分别代表中央和地方政府，基于现行的电力消纳方案和定价原则签订长期的“政府授权合同”。该“政府授权合同”以差价合约形式执行，买卖双方“收益共享、风险共担”。如果市场价格高于合同价格，则其差额由发电企业与用户分享;如市场价格低于合同价格，则其差额由发电企业与用户分担。
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