当时的跨省区交易大部分是电网公司确定。电网设定了电价电量，发电企业上报的电价不得高于这个“挂牌”电价，谁出价低，谁就能获得更多的发电机会。当时就有电力人士诟病这种机制不能真正反映送受双方的供需，资源配置效率不高，因电网垄断包办造成的“虚假交易”、重复收取过网费等现象也不新鲜。
电监会当时调查也发现，跨省区交易实际执行过程中交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合，计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度。部分跨省(区)交易输电收费环节多、综合输电费偏高。
去年6月，国家能源局发布的《电力交易秩序驻点华中监管报告》指出，在跨省区电能交易中存在省间输电通道建设滞后、限制跨省区电能交易等问题，要建立和完善电力交易平台，建立富余水电跨省消纳补偿机制。由于电改多年推进缓慢，此前针对跨省区电能交易的文件执行比较困难。
在跨省区电能交易中存在电网企业安排的部分跨区电能交易计划与实际供需存在偏差，资源配置不合理;跨省区电能交易输电费收取未考虑反向交易对输电费用和网损的抵减作用，收费不合理;省间输电通道建设滞后，限制跨省区电能交易;跨省区电能交易缺乏合理补偿机制;部分交易行为不规范，价格未能反映市场主体意愿等问题。
与《通知》一同公布的，还有向家坝、溪洛渡和雅砻江等水电站跨省跨区送电价格协调结果。根据这一结果，几家水电站向上海、浙江、广东、江苏四省(市)输送的电价在每千瓦时0.45元左右。这个价格确实不高。煤电上网电价下调之后，东南各省市外入电落地价格比当地煤电上网电价还要高，造成价格倒挂。这需要统筹解决，《通知》的意义之一就是解决价格倒挂问题。
水电不涉及排放问题，相对容易协调。但未来实施过程中涉及到煤电传输，环境、总量控制等问题还需要进一步解决。
目前，发电企业很难参与跨区交易价格谈判，谈判双方仍是“网对网”。而目前电煤价格处于低位以及东部沿海地区火电利用小时数严重下降，火电企业争抢电量的问题很突出，部分地区区内火电企业的竞争优势甚至高于区外水电企业，因此放开电量和电价，有利于合理配置资源。
