令人担忧的是，售电侧改革的上述问题不只出现在德州，同样的情况也出现在其他售电侧放开的国家和地区。俄罗斯2008年实行售电侧改革以来，预期的改革目标尚未实现，相反，2008-2010年连续3年电价年均上涨幅度超过20%，2011年部分州更是上涨了40%以上(阿斯特拉罕州上涨了46.5%)，远高于CPI上涨幅度。2011年俄罗斯全国平均工业用电价格达到11美分/千瓦时，居民用电价格也达到6.7美分/千瓦时，超过美国和部分欧洲国家电价水平。除电价飙升外，发电侧回归垄断、电网运行效率低下、交叉补贴依旧严重(每年用户之间的交叉补贴额度达到2000亿卢布)等问题也是层出不穷。
以上实践也进一步印证了梯诺尔和Joskow两位学者的观点：在售电侧完全竞争的体制有可能会比垄断体制更加无效;在竞争不完全时，独立售电公司也会延续以往传统垄断售电公司的定价机制，最终导致电价无法下降。那么，我国目前以售电市场放开为核心的电力体制改革，是否也会出现上述国家和地区改革中所面临的问题?如何避免改革过程中可能带来的风险?
三、我国开展售电侧改革的若干思考
对于上述问题产生的原因，让-梯诺尔在其著作中已经有所阐述。电力由于其物理特性，与传统自由竞争的市场有很大差异，如果要形成完全竞争的电力市场，必须具备以下两个条件：
条件一：完全竞争的电力市场要以相对完全、公开化的信息交互为基础。与普通商品交易市场不同，电力市场受到其“产供销”瞬间平衡的物理特性的影响，就目前及未来相当一段时间内的技术水平而言，市场上的信息流通和信息传递无法实现快速、流畅的传导，用户与用户之间、用户与供电商之间也都缺乏先进的信息交互手段。在信息不对称的情况下，市场不但无法形成竞争，反而容易造就售电公司的“结盟行为”，从而形成德州市场那样的“多极垄断”局面。因此，要实现完全自由竞争的市场，及时、流畅的信息交互是首要前提。
条件二：交易费用不能阻碍用户对电价做出及时响应。电价是电力市场中最重要的价格信号，而电价激励政策则是目前应用范围最广泛的需求侧响应手段之一。如果市场中普遍存在交易费用，那么会降低用户对电价的敏感度，从而无法促使用户对电价变化做出及时响应，这必然会降低电力市场的运营效率，也使价格信号丧失其市场导向作用。因此要形成完全竞争的电力市场，交易费用应当比重很小，甚至为零。
从我国目前电力市场及电力工业的发展现状来看，上述两个条件都不具备。那么，如果忽略了我国国情，在短期内推进售电侧的市场化改革，不仅无法实现改革的既定目标，还有可能增加新的问题，形成潜在风险。
