随着国民经济发展，“用能电力化”是普遍的趋势。一旦出现输电能力和发电能力的不足，将对社会稳定和国民经济发展造成困难，如何保证在电力市场环境下确保发电能力和输电能力满足社会经济发展需要，当发电容量充裕度低于一定水平时，这就需要建立一个容量市场。同时，为规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险以及确定大宗电量交易价格的问题，还需要建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场。计划体制下，单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计的，调度机构“闪转腾挪”的空间也很大，由于电量的平均分配，且5500小时未充分发挥机组设计能力，因而单个节点一般不会受到约束，也不存在大量不能完成的合同。但是，在市场条件下，机组间获得利用小时数差距会很大，潮流变化也相应较大，加之我国近年来风电、水电和供热机组的装机规模不断增大，很多地方还存在电网阻塞问题，中长期合同再以实物交割合同形式签订，易造成无法执行。应当通过财务差价合同或期货等金融合同的方式，对大规模电量交易进行“保价”，用以维持市场价格的长期稳定，因此，中长期交易标的往往是只进行财务结算的金融合同，而不是需要实物交割的电能，中长期合同电量价格应以现货价格作为参照价格。这是我国电力工业史上没有出现过的购售电合同种类。
电力市场体系中这六个市场并不是电力市场模式独有的，与现行的计划管理手段相比，都发挥相同的作用，只是机制不同。(详情见下表↓↓↓)
表1 电力市场体系与计划体系对比
3当前推进电力市场建设存在的问题
推进电力市场建设，目标有很多。首先应该是改革价格机制，形成市场化的定价机制。从电力市场建设的一般规律看，市场模式是发电侧和用户侧放开，电网中间环节加强管制。无论采用何种市场模式，都必须建立在电力系统平稳运行的基础上，形成满足电力实时平衡、安全约束和输电约束的市场价格，通过价格信号，引导市场主体的生产运行、电力投资(包括电源和电网);此外，还能极大提升企业的生产管理水平。发电企业和电力用户为了达到电力系统平衡要求，减少因为发用电量的偏差，支付的高额电费和辅助服务费用或保险金，在生产安排、设备检修等方面，尽可能做到精细和准确，努力提高设备使用效率，降低能耗，减少成本支出。
中国当前的电力市场，仍然还存在不足和认识偏差。
(一)现有电力直接交易模式存在诸多难以克服的弊端。前文提到的电力实时平衡等特殊性和电力需求以及可再生能源发电能力的不确定性，只有到了日前和日内才能将电力供需状况、电力输送和分配受到的约束条件全部看清，此时市场产生的现货价格才是电力的真实价格，这正是我们长期忽视的电力时间价值和空间价值。
