現狀一：大用戶“直接交易”有利無責
真正的“大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易”，是電力“雙邊交易”市場構架的重要組成部分，遵循“交易自由、自負其責”這一市場經濟的基本法則。依此原則看，現行大用戶“直接交易”，有“雙邊交易”之形，無“雙邊交易”之實：
一是發(fā)電企業(yè)能夠與之直接交易的大用戶，并非基于市場選擇，而是由地方政府確定，具有明顯定向優(yōu)惠性質；
二是沒有“平衡機制”。在真正的電力“雙邊交易”市場中，大用戶作為批發(fā)市場的買方，必須對自己的購買承諾負責，亦即其日負荷曲線應與合同執(zhí)行日的負荷計劃相符，否則，須為由此導致的系統能量不平衡承擔經濟責任。而現行的“直接交易”均無此“平衡機制”，被準入的大用戶們得到了降價的好處，但不平衡的責任卻仍由其他用戶承擔。因此，這樣的“直接交易”達到一定規(guī)模后，必將不可持續(xù)。
“直接交易”的合理歸宿，取決于電力交易模式的選擇。如果選擇電力庫模式，現行的“直接交易”可改造為“差價合約”，用作買、賣雙方應對“單一現貨市場”價格風險的避險工具；如果選擇“雙邊交易”模式，現行的“直接交易”應演變?yōu)殡p邊實物合同，即無論合約期限多長，買、賣雙方均須以執(zhí)行日負荷曲線的方式履約，并為合同執(zhí)行偏差導致的系統不平衡承擔經濟責任。
現狀二：試點成為“直接交易”的全面推行
電力體制改革影響深遠而我國又缺乏經驗，對已確定的方案在合適的地區(qū)進行試點非常必要。但現在的改革試點主要基于地方政府申請，上報方案千篇一律，改革的實質性內容驚人一致：以大型工商業(yè)用戶電價降低為目標的“直接交易”。其實，在電力嚴重過剩的條件下，如要降價，根本不需要試點。真正的“試點”，應是中央政府主管部門設計的改革方案，是基于電力技術特性的分時交易及與之相關的市場構架各部分的相互聯系，而不應讓各地“摸著石頭過河”，更不該是已經試點了十多年的年度或月度“直接交易”。
“售電側切入”被稱為此輪電力體制改革的最大亮點，但這一“亮點”并不符電力市場化改革的內在邏輯。因為售電側競爭的前提是批發(fā)競爭，未建批發(fā)市場而推動零售競爭，零售競爭就是無源之水、無本之木。所以，盡管各試點地區(qū)售電企業(yè)如雨后春筍般涌現，但直至今日，真正有電可售的仍如鳳毛麟角，各地“售電側改革”試來試去，最終還是以“直接交易”為主要內容。
此外，根據先期改革國家的實踐，電力批發(fā)交易的模式不同，售電商的營業(yè)范圍和責任也不同：電力庫模式中的售電商，只在零售端亦即爭取終端用戶的范圍競爭；而“雙邊交易”模式中的售電商，既要參加零售競爭，也要參加批發(fā)競爭。所以，應借鑒國外經驗，對售電側改革與批發(fā)市場模式進行整體設計，且在市場化的推進速度方面，發(fā)電側應先于售電側。
現狀三：“遍地開花”的電力交易中心定位不清
有人將電力交易中心的“遍地開花”視為“電改加速的標志”。由于電力交易必須與系統平衡相融合，市場的組織機構確實重要。但根據先期改革國家的實踐，電力交易機構設在哪里，首先與市場布局有關。我國很多地區(qū)電力資源跨省配置，因而中央歷次發(fā)布的電力體制改革文件（無論是“5號文”還是“9號文”），都提出建立跨省區(qū)域電力市場。而既然要建跨省區(qū)域電力市場，為何每個省都建電力交易中心？這些省電力交易中心與區(qū)域電力市場是什么關系？如果這都沒想清楚，是不是在浪費公共資源？
電力交易機構與系統運行的關系，則與交易模式密切相關。如果選擇強制性電力庫模式，市場構架為單一現貨市場，電力交易與系統平衡計劃同時完成，交易機構與系統運行機構合一設置較為適宜。如果選擇“雙邊交易”模式，市場構架為“場外雙邊合同+雙向交易的日前市場+平衡市場”，則交易機構與系統運行機構分、合皆可。如美國的日前市場和實時平衡市場均由系統運行機構組織；在西歐各國及北歐，平衡市場由系統運行機構組織，而日前市場則由盈利性的電力交易所組織?？梢姡娏Φ慕灰啄Ｊ讲煌?，交易機構的職能定位及其與系統運行機構的關系也不一樣。
所以，我國的“電力交易中心”，不應糾纏于“控股”問題，而應把重點放在合理布局與功能定位上。在已布局跨省區(qū)域電力市場的地區(qū)，不應再建“省級電力交易中心”。在合理布局基礎上，還應基于交易模式確定其功能及其與系統運行機構的關系。我國現階段法治不健全、市場誠信度低，盈利性的電力交易所模式暫不可取，“電力交易中心”定位為公共機構較為適宜。據此，所有的場內交易（無論是電力庫模式的單一現貨市場，還是“雙邊交易”模式中的日前市場和平衡市場），只應由一個機構組織，因而“電力交易中心”應與系統運行機構“合二為一”。
現狀四：“政出多門”
電力體制改革的專業(yè)性、系統性極強，國外都是由能源主管部門或公用事業(yè)監(jiān)管機構統一領導和組織實施。而我國的改革“試點”，“電力市場建設”、“發(fā)用電計劃有序放開”、“售電側改革”分別由不同部門牽頭負責，使本應統一設計、統一組織的系統性改革被人為割裂（“發(fā)用電計劃有序放開”與“電力市場建設”本來就是一件事），導致改革“認識難統一，政策難協調”。
我國電力市場化改革的組織工作，也應交由一個具備專業(yè)能力的機構全權負責。當然，無論哪個機構負責，均須加強自身能力建設，各級官員都應了解電力市場的基本原理和國際經驗，從而真正具備駕馭改革的專業(yè)能力。
現狀五：市場建設缺乏科學頂層設計
電力是系統集成的產品，如何使競爭性交易與電力系統的實時平衡特性相兼容，對電力市場化改革的成功至關重要。但在我國，電力市場建設的頂層設計并未得到應有重視。
一是電力交易模式模糊不清。
如有權威文件將電力交易模式規(guī)定為“分散式”和“集中式”，而國際上通用的電力交易模式分類，是“強制性電力庫(單邊交易的現貨市場)”和“雙邊交易”。且不論“集中式”、“分散式”導致的國際交流困難，關鍵是內涵不清，難以執(zhí)行。例如：該文件稱“分散式”“主要以中長期實物合同為基礎，發(fā)用雙方在日前階段自行確定日發(fā)用電曲線”，似乎要將“分散式”定位于“雙邊交易”框架之內，但緊接著又規(guī)定“偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節(jié)”，這又與“雙邊交易”原理不符。
因為在“雙邊交易”模式中，日前市場和平衡市場的功能完全不同：日前市場是系統能量供需匹配的主體市場，而平衡市場的功能才是所謂的“偏差電量調節(jié)”（準確說，是平衡電量采購及不平衡責任的確定和落實）。讓“偏差電量通過日前…交易進行調節(jié)”，顯然會導致日前市場與平衡市場間的功能重疊。再如該文件定義“集中式”“主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式”，似乎與單邊交易的“電力庫”接近，但又將“雙邊交易”模式的美國電力市場（而不是“電力庫”典范的澳大利亞國家電力市場）解釋為“集中式”的典型，讓人無所遵循。
二是電力市場布局缺乏明確目標與實施路徑。
市場布局也是電力市場化改革的頂層問題之一。我國的電力市場如何布局，是跨省區(qū)域市場“一步到位”？還是先從省級市場做起？抑或部分“區(qū)域”、部分“省級”？至今未有明確說法。此外，跨省跨區(qū)消納的“三峽”等超大型水電應參與哪里的電力市場？如何參與？現有的方案或“配套辦法”，也都未見安排。
我國的電力市場建設之路，可考慮“兩步走”戰(zhàn)略。
第一步，可選“強制性電力庫”模式，亦即首先建立由發(fā)電企業(yè)單向競價的現貨市場。
在取得經驗并具備相關條件后，再轉為“雙邊交易” 模式。國際能源署關于電力市場的總結報告中提出：“關于電力批發(fā)市場組織的第一個爭論，是選擇強制的還是自愿的電力庫。競爭的雙邊電力交易為一個高效率的現代電力市場中所必需，已獲得越來越多認可。自愿庫或電力交易所正逐步成為主流，而強制庫正在消退?！笨疾旖?0年電力市場史，正如該總結報告所說，各國電力批發(fā)交易模式的確定，均在“強制庫”和“雙邊交易”之間二者擇一。但說“強制庫正在消退”，可能為時過早。目前，仍有澳大利亞、新加坡、阿根廷、韓國、希臘、加拿大安大略省和阿爾伯塔省及一些欠發(fā)達國家繼續(xù)實行“強制性電力庫”模式，且未見有改行“雙邊交易”模式的趨勢。原因在于，電力交易模式的選擇，并非單一的效率標準，也須以“成本——收益”關系為依據。
“雙邊交易”模式市場競爭效率高，但制度成本也高。這種“自由交易、自負其責”的普通商品交易方式，要與電力系統的可靠性要求相融合，須有復雜的市場構架和規(guī)則設計，如場外雙邊合同的日前分解及其同現貨市場出清結果的銜接，主能量市場（中長期交易和日前交易）與平衡市場的銜接，不平衡責任的確定和落實等。
此外，市場主體的交易策略、交易手段也須與此相適應，如：售電商要同時參與批發(fā)和零售兩個市場的競爭；受平衡機制的約束，售電商還必須對客戶的用電行為進行有效管理，以避免和減少不平衡責任及其導致的經濟損失。這都使系統和企業(yè)管理的成本大幅增加。所以，“雙邊交易”在促進電力競爭效率提高的同時，也增加了社會的交易成本（亦即電力市場化的制度成本）。而“強制性電力庫”雖然市場效率較低，但制度成本也低?！皬娭菩噪娏臁表槕娏οM的隨機性及其對市場價格即時反應難度大的特點，不允許場外實物交易，也不允許售電商（“可調度負荷”除外）參與場內的批發(fā)競買，從而不存在售電商須履行日負荷曲線承諾問題，大大降低了市場構架及交易規(guī)則的復雜程度；由于所有售電商批發(fā)購電的價格相同，售電商營銷的策略和手段也可相對簡單，既可與客戶單獨約定價格合同，也可實施基于政府管制價格的浮動價格合同。此外，強制性電力庫模式也不必須與售電側市場化改革同步，只要政府管制價格能夠與批發(fā)市場價格聯動（參考阿根廷市場），則批發(fā)競爭也可先期進行。因此，比之“雙邊交易”模式，“強制性電力庫”簡單易行，制度成本低，也較適應現階段法治不健全、市場誠信度低的國情，有利于向新體制的平穩(wěn)過渡。
電力市場的合理布局，也應走“漸進式”之路。近期可考慮“部分‘區(qū)域’、部分‘省級’”的思路。京津唐、東北等網絡聯系緊密的地區(qū)，可考慮直接建設跨省區(qū)域市場。其他地區(qū)可先從省級市場起步，逐步過渡到跨省區(qū)域市場。如果省內存在明顯“一家獨大”現象，可參考新加坡的做法，強制購買有市場支配力企業(yè)的部分發(fā)電容量，以提高批發(fā)競爭的有效性。
“三峽”等超大型水電原則上可在現行的“消納”范圍參與電力市場。既要保其“優(yōu)先發(fā)電”，又要使之與競爭性市場規(guī)則相兼容，一個可行的辦法，就是引入“政府授權合同”。具體說，就是超大型水電企業(yè)與電力市場組織機構分別代表中央和地方政府，基于現行的電力消納方案和定價原則簽訂長期的“政府授權合同”。該“政府授權合同”以差價合約形式執(zhí)行，買賣雙方“收益共享、風險共擔”。如果市場價格高于合同價格，則其差額由發(fā)電企業(yè)與用戶分享；如市場價格低于合同價格，則其差額由發(fā)電企業(yè)與用戶分擔。
