在政府直接经营或特许经营的传统体制下，电力作为自然垄断行业，一直由政府根据服务成本决定上网电价与输配电价。与此不同，在竞争性电力市场体制下，各个产业环节的电价基本依靠市场机制形成，主要反映电力商品的稀缺性、市场供求关系以及电力网络安全运营的需要，从而发挥引导发电、输电投资与电力消费的市场信号作用。
（一）竞争性电力市场的功能与结构日趋完善
在竞争性电力市场形成初期，尤其是强制性电力库模式下，只有标准电能商品的价格是在市场当中形成，而辅助服务等系统平衡成本是通过网络运营商（亦即系统运营商）统一支付并按照“邮票法”“已经放开的电力市场，除英国外都采用了完全竞争的市场模式。英国电力库……通过长期合同在实时市场介入定价过程。电网运行、备用、辅助服务和阻塞管理所需费用最终通过不同地区分摊（邮票法）收费的方式分摊给用户……英国新交易安排在这方面有所改进。”分摊给市场参与者。强制性电力库80%～90%以上的电力交易依靠短期现货市场（主要是一日前市场），政府对价格有相当的干预作用。与强制性电力库不同，双边交易的电力市场结构与功能主要沿着四个维度进行演进。
1.电力商品类型不断分化
随着电力系统规模经济的拓展，不仅电能可以像普通商品一样交易，辅助服务（包括热备用、调频、调压、黑启动等）也变得更加稀缺，有可能像电能商品一样参与市场竞价，反映供求关系。在输配电网发生阻塞的情况下，输电线路也具有一定稀缺性或者说具有进行市场交易的价值。在双边交易模式下，市场能够根据实际需要不断细分电力商品类型，并且开发各类产品组合。
2.两种市场两类合同并存
传统的电力交易主要是物理实物交易，依赖短期现货市场。由于电力不能储存，短期价格波动剧烈。为了对冲短期现货交易的巨大风险，电力市场开始青睐具有套期保值功能的金融期货交易。金融期货交易不用进行实物交割，但是合同到期无法履约时必须以实物平仓。物理与金融两种市场、现货与期货两类合同长期并存，各自发挥各自的作用，有利于发现价格，发挥市场竞争机制，充分调节市场供需关系。
3.市场交易功能日趋完备
电力市场按照时限与功能可以分为：中长期双边合同市场、一日前市场、一小时前市场和实时平衡市场。除实时平衡市场属典型的集中式现货交易外，其他市场均允许物理现货和金融期货交易。中长期双边合同适合大负荷、需求较稳定的用户，而一日前或一小时前市场适合负荷较小且需求不稳定的用户。强制性电力库模式主要通过一日前市场确定负荷供求，而双边交易模式下的中长期合同与金融期货交易占50%以上，实时现货交易被控制在1%～2%。在电力金融交易最发达的北欧市场，期货合同是现货合同交易量的数百倍。
4.交易平台与手段多元化
单边交易主要以强制性电力库作为平台，而双边交易更多以电力交易所作为媒介。单边交易的现货合同是标准化合约，而差价合同则是非标准化合约。双边交易模式下，发电商与大用户的中长期合同一般为非标准化合约的场外交易（OTC），而中小散户短期双边合同主要是电子标准化合约，只知道成交数量和价格，不知道具体交易对象。采取何种交易手段，合同是否需要标准化，主要是由产品性质和具体供求关系决定。
竞争性电力市场功能和交易品种不是越多越好、越复杂越好，需要遵循电力系统运行的客观规律和商品交易的经济性逻辑，根据实际情况采取渐进式安排。在实践当中，竞争性电力市场上述四个方面的市场功能与结构是同步演进的，并在改革过程中不断根据实际情况进行修正。成熟、发达的竞争性电力市场，一般采取逐步改革和审慎执行各个市场的做法，以维持良好的市场竞争秩序。
以美国PJM市场为例，1999年引入常容量市场，随后拓展为每月市场和数月市场；2000年实施一日前市场和频率调节服务市场；2002年完善频率调节服务市场并增加热备用市场；2003年引入拍卖收入分过程和相关的财务输电权拍卖，并在此基础上推动电力零售市场改革。见[美]周定山。西方国家电力体制改革实践及经验教训[M]。再来看北欧电力市场的合同衍生情况：1993年的挪威电力市场是只允许物理交易的远期合同市场，合同最长时间为6个月；1997年北欧电力市场引入金融期货合同；1999年允许期权合同交易；2000年引入金融差价合同（CfD）允许市场主体对冲现货价格和地区差价见[美]周定山：西方国家电力体制改革实践及经验教训[M]。
但是，在现实中有某些市场的电力产品设计并没有妥善考虑市场供需结构和信息披露机制，上市交易过程中非但没能稳定电价反而给市场支配力抬高电价以可乘之机，需要反思。例如，英国强制性电力库时期设有容量市场，但因为较复杂的原因该容量交易形同虚设，非但无助于平抑电价，反而掩护了市场力滥用。见《英国电力库运营中期评估文件集》，1998，p。53.
（二）竞争性电力市场的社会经济效益不断提高
竞争性电力市场的根本目标是通过有效竞争降低成本和电价，给市场竞争主体、消费者和全社会带来福利，主要体现在以下几个方面：
1.优化投资者、生产者成本结构，拓展规模经济
电力工业的总成本包括固定成本和可变成本，需要通过不同价格机制来确保收回。美国PJM、北欧、新西兰等电力市场设有容量市场，区分容量电价和电量电价，前者确保发电商固定成本回收，后者有助于可变成本回收。输配电网的固定成本相当高昂，以至于一个地区若建设两张以上电网则无法收回固定投资。在政府定价机制下，输配电作为自然垄断环节，其成本核算至关重要；在市场定价机制下，需要经过若干轮价格发现才能够反映真实成本结构，进而形成有效激励输电投资的价格机制，这对拓展电力系统的规模经济而言至关重要。
2.权衡交易成本与通过市场竞争发现价格的收益
强制性电力库市场出清价格唯一，而双边交易市场存在多个出清价格，需经过多轮博弈发现价格，其交易成本明显高于电力库科斯在《企业的性质》（1937）中指出：“交易成本（Transaction Costs）是通过价格机制组织生产的最明显的成本，即所有发现相对价格的成本”，“市场上发生的每一笔交易的谈判和签约的费用以及因市场价格机制存在导致的其他方面成本”。在制度经济学（交易成本经济学）看来，垄断、信息不对称、有限理性、环境复杂性都会导致交易成本，交易成本包括搜寻、甄别、议价与决策成本等。以北欧电力市场为例，其电力金融合同成交规模数百倍于现货交易量，就交易成本而言属电力市场之最。电力交易品种与合同类型越多、越复杂，越容易抬高买卖双方的交易成本和电力交易所的管理成本。日益完善的竞争性电力市场交易规则，能够激励并督促市场设计者权衡增加某种产品或市场功能的实际收益与相应的交易成本，尤其是审慎对待电力金融衍生品的引进。
3.通过外部性内部化机制，最小化社会成本。
系统平衡资源（如调频、调压、备用等辅助服务）对所有市场参与者产生正外部性，如果不能及时合理地补偿正外部性成本，会影响辅助服务提供者的积极性。有些发电机组（如风电或小水电）容易招致系统安全隐患，如不及时惩戒这种负外部性，则会造成“公用地灾难”和“搭便车”现象。此外，燃煤机组易造成环境污染，其应当承担负外部性导致的社会成本在考虑电力产品价格形成时，有必要区分社会成本与私人成本。科斯（Coase， R。H。）定义的“社会成本”是“私人成本加上外部成本”，在完全竞争情况下，私人成本等于社会成本，该产品不存在外部性，在非完全竞争情况下，该产品存在外部性，社会成本不等于私人成本。见科斯：《社会成本问题》，1960年。；而可再生能源净化环境，正外部性所致的社会收益应当得到合理回报。竞争性电力市场价格形成能够体现上述外部性内部化的实际需要。
4.根据准公共品范围和规模的变化调整定价机制
输配电网是典型的准公共品，非竞争性和非排他性受限。准公共品介于私人品和公共品之间，又称“拥挤性公共品”、“俱乐部物品”，在电力市场化改革过程中，发达国家纷纷将电力生产与传输业务分离，前者作为私人品展开市场竞争，后者仍作为准公共品，由政府经营或特许经营。见任俊生。论准公共品的本质特征和范围变化[J]。吉林大学社会科学学报，2002（5）。非竞争性受限体现在，某个发电机组通过网络输送电力一般不会影响其他机组，但一旦超过输电容量限制，电网非竞争性就会消失，出现拥挤甚至阻塞。非排他性受限体现在，输电网对网内机组是非排他的，而对网外机组是排他的。电力市场化改革要求输电网提供普遍的非歧视性接入服务，有利于扩大输电网这类准公共品的供给范围。强制性电力库采用统一定价摊派阻塞成本，而双边交易模式根据不同地域、不同规模发电机组对网络传输能力的需求差别，采用节点定价或区域定价疏导阻塞竞争性电力市场允许输电投资者享有物理输电权，以保障网络建设和运营的合理收益。为了帮助输电权交易规避价格风险，衍生出金融输电权、关口权等其他交易品种。
5.市场化机制不断改进，政府管制模式随之转型
随着竞争性电力市场功能与结构的日益完善，政府监管逐渐从直接干预定价、审批投资和准入资格，向维护市场竞争秩序、保证交易制度公正透明、防范市场力、激励长期投资等方面转型。这进一步论证了本研究对竞争性电力市场的双重定义，即竞争性电力市场既是完备的市场体系，又是现代化的经济管制体系。
（三）国际竞争性电力市场发展的最新进展
近年来，国外竞争性电力市场在巩固原有市场规模的基础上，积极建设跨地区、跨国电力工程，以推进更大范围的市场联网。与此同时，欧美电力市场不断深化相关管制法令的制定与执行，不断完善市场交易机制与电价体系的建设，不断调整产业组织机构的重组方式。
1.跨国电力交易需求激增不断加速发达国家统一电力市场的形成
欧盟早在欧共体时代就开始推进欧洲统一电力市场的建设，但是在跨国电力交易规模不大的时期，单纯依靠统一法令“自上而下”地推动市场联合，收效甚微。近年来，化石燃料价格迅速上扬，火电装机为主的国家（如德国），有购进燃料成本较低的核电（来自法国）与水电（来自北欧国家）的市场需求。在欧盟推动可再生能源发展过程中，丹麦、荷兰等国家为了克服风电的季节性与弱调节性，希望加强与其他国家市场联合以保障系统安全。此外，法、德、荷及北欧电力交易所功能不断完善，为了减少业务交叉、降低交易成本，欧盟成员国积极推进“市场联合机制”（Market Coupling）建设，促进电力交易所的跨国交易融合。2006年11月，法国Powernext、荷兰APX和比利时Belpex 3个交易所的“三方市场联合机制”（Trilateral Market Coupling， TLC）开始运行。2008年4月，德国欧洲能源交易所（EEX）和北欧电力现货交易所（Nord Pool Spot）联合成立欧洲市场联合公司（European Market Coupling Company GmbH， EMCC），负责德国与北欧的跨国电力交易。2008年5月，德国EEX与法国Powernext联合重组跨国交易业务，EEX现货交易并入Powernext日前市场，EEX则集中于电力期货交易和两国间交易的出清结算。目前，该联合交易体的市场范围包括德、法、奥地利和瑞士四国，占欧盟电力消费量的1/3.交易融合后，EEX交易费用降低1/3，而电力金融衍生品交易增加了63%。2008年8月，中西欧5个国家的7个输电运营商联合成立电力市场容量分配服务公司（CASC CWE），提供“一站式”跨国输电容量分配服务，成为加速培育统一电力市场的典型。中西欧5国包括卢森堡、比利时、德国、法国和荷兰。电力市场容量分配服务公司（Capacity Allocation Service Company for the Central West European electricity market， CASC CWE）成立后，中西欧电力市场参与者只需通过CASC CWE获得服务，而不必再面对不同国家的交易机构和规则。
2.跨国输电线路的建设推动电网运行机构的联合与市场规则的统一
早在本世纪初，美国联邦能源管理委员会（FERC）2000号法令设计在全美成立若干个地区输电组织（RTO），控制当地输电设施，执行地区安全协调员角色，该倡议因电力危机而受阻。吸取“美—加大停电”教训，美国加速改造输电线并建设跨区输电网，有组织的电力市场范围显著扩大。在此基础上，FERC坚持推介电力市场标准化设计模型（SMD），并据此评估区域市场的运营效果。“美国电力市场化改革最新进展”部分。英国在2004年《能源法》指引下，将英格兰—威尔士电力市场新模式（NETA）推广到大不列颠地区（GB），建立统一的输电系统运营机构（GB System Operator， GBSO），执行“英国电力贸易和传输机制”（BETTA）的一致性标准。近年来，在欧洲各国之间加速建设跨国输电通道的背景下，2008年欧洲34个国家的42个输电运行机构（TSO）联合成立欧洲统一输电运行组织（ENTSO E），以提高电力系统可靠性和市场协调能力。欧洲统一输电运行机构组织（the European Network of Transmission System Operators for Electricity， ENTSO E）不仅包括各国输电运行机构，还包括欧洲输电系统运营协会（ETSO）和欧洲电力传输协调联盟（UCTE）。除成立ENTSO E之外，欧盟成员国之间相继成立跨国输电服务协调机构。例如，2008年6月，法国和比利时成立电网联合运营协调中心，为西欧跨国电力传输的实时检测提供技术、信息支撑。
3.输配电价结构与管制体系复杂化，更多采用节点模式进行阻塞管理。
目前，主要电力市场的输配电价仍然接受管制，发达国家不断细分输配电服务类型，尽可能避免不同输配电服务之间的价格交叉补贴。例如，采取收入上限管制的澳大利亚，将输配电服务分为接入、接出、使用和公共服务四种类型，并仔细设计每种服务成本的补偿途径、收取对象与方式。输配电价管制可分为投资回报率管制、价格上限或收入上限管制。澳大利亚根据接入、接出、使用服务资产收入的要求之和向发电商、负荷方从量征收输电费用，并按照邮票法分摊公共服务支出。与此同时，发达国家尤其是美国在改进市场设计方面，倾向采取更为精准的节点定价模型进行输电阻塞管理。与电力库和区域定价模型相比，节点定价模型根据市场参与者对输电阻塞的贡献和它们使用的发电投标价格来确定每一电网节点的边际电价，更好地进行输电阻塞管理，排除市场力操控。电力库模型假设区域之间没有输电线路阻塞，电力可以自由传输，以边际发电机组投标价格为准。区域定价模型用区域平均电力分流系数计算电价，无法给出精准的价格信号，可能导致发电机组和输电能力调度的低效率，导致市场支配力滥用和高额的市场均摊成本。美国德州和加州以及中西部ISO已在2005～2006年转向节点模式，澳大利亚等国家也在考虑增加区域数量并择机向节点定价模式转换。
4.电力产业组织重组的焦点从强制拆分产权转向反垄断调查
早期的电力体制改革要求彻底拆分电力生产、供应与网络服务。但是因国情和企业性质有明显差异，强制拆分一体化能源企业的“一刀切”方案屡受阻滞。近年来，受规模效益和垄断利润的驱动，欧盟大型能源企业的跨国并购与扩张明显加速。例如，法国电力公司（EDF），它并购重组的对象不仅包括早期被拆分的他国能源资产（如英国能源），还包括新兴市场国家的电力资产。在这种背景下，欧盟成员国倾向于允许垂直一体化电力企业保留输电（输气）系统所有权，通过成立“独立输电（输气）运行机构”（Independent Transmission Operator， ITO）进行系统管理。与此同时，欧盟将成立能源监管合作机构，加强对大型能源企业滥用市场力的监管。2008年6月6日，欧盟各国能源部长在卢森堡召开第2875次欧盟理事会，尚待欧洲议会批准才能生效。出口率高的德国在人均GDP 3000美元～6000美元（1971～1974年）、6000美元～10000美元（1975～1985年）时的净出口率分别为-1.20%、-2.87%，与当时发达国家出现滞胀有关，不可作为反面例证。2009，pp。25-30.2007～2008年，欧盟委员会先后对法国电力（EDF）、法国天然气（GDF Suez）、意大利能源（ENI）、德国能源（EON）展开市场反垄断审查，结果迫使这些企业对国内外市场扩张战略进行了较大幅度调整。例如，欧盟委员会认为德国能源（E。ON）违反了欧盟竞争条约：在电力批发市场使用市场力，通过抬高价格阻碍其他发电企业投资；作为输电系统运行者，偏向旗下发电企业，阻碍其他企业参与平衡市场。E。ON被迫对反垄断调查作出回应，调整发电和输电资产比例与结构。
