中长期电力直接交易量可观监管力度加强
据统计，2019年1-6月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为8847.7亿千瓦时，占全社会用电量比重为26%，同比增长约40%。其中，6月份直接交易电量合计为1964亿千瓦时。
分区域来看，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为6262.4亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为23.3%;南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为1893.1亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为33.5%;蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为692.2亿千瓦时。
从交易量来看，中长期电力直接交易电量占全社会用电量的比重较大，但从交易的综合性来看，中长期电力交易市场的规范性还有待加强。
9月18日，国家能源局印发了《关于加强电力中长期交易监管的意见》，从市场交易、市场干预、市场监管等方面进行规范，强调市场主体按照市场交易规则等有关规定进入和退出电力市场，严禁不正当竞争、串通报价等违规交易行为。继经营性电力用户发用电计划的全面放开后，新的监管方式，更加规范了市场交易秩序。
未来现货市场试点将逐渐铺开
截止到今年6月底，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区电力现货试点已全部启动模拟试运行。同时，今年5月15日至16日，南方(以广东起步)电力现货市场实施了国内首次电力现货交易结算运行，这在我国电力现货市场建设史上具有里程碑意义，为后续南方区域电力市场加快建设奠定了重要基础。
在第一批8个电力现货市场建设全部进入试运行不到2个月的时间，两部委又发文《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，进一步深化和推进电力现货试点，建立健全电力现货市场运营机制。并组织答记者问环节，足见国家层面对现货交易的重视程度之高。
未来，要真正促进清洁能源大范围消纳、稳定市场供需、帮助市场主体规避价格风险，仅8个试点还不够。现货试点将带动其他非试点地区现货市场建设加快推进，将对深化电改产生全面的、全局性的影响。
多个被关注点需足够重视
自2015年9号文印发以来，竞争性环节电价、配售电业务、发用电计划有序开放，电力交易机构陆续组建，电力中长期交易稳步推进，电力辅助服务市场、电力现货市场试点陆续启动，电力市场化交易取得积极进展。但电力市场改革中，以下问题仍被普遍关注，需引起足够重视。
1.电力市场提速，交易省间壁垒依然存在
长期以来，我国电力市场发展形成了“省为实体”的格局，一个省份为了保障本省的就业、税收，往往不愿接收外来电量，这被业界称为省间壁垒。
随着电改的推进和电力交易市场机制的完善，在各个省份之间，正发生着越来越多的电力交易。越来越多的交易品种、越来越高的交易频次吸引着越来越多的市场参与者，然而各个省间壁垒并未彻底消除。
2.电力交易中心股份制改造，市场利益呈多元
本轮电力体制改革，地方政府起到了主导性作用，电力交易中心股份制改造也成为各方积极参与的重点。四川、安徽、河南、陕西等多省电力体制改革方案都提出要组建相对独立的股份制交易中心，对现有交易中心进行股份制改造。相关政府部门也要求电网企业支持地方政府组建股份制交易中心，支持多方代表参加电力交易机构市场管理委员会。
3.售电企业洗牌加速，售电市场隐性风险增加
近年来，我国电力市场交易规模不断扩大，售电公司遍地开花，全国逾万家售电公司完成注册，其中，已经通过电力交易中心公示的多达3500余家。
但随着电改的逐步深入，售电市场的竞争越来越激烈，通过竞价交易获得的价差被不断压缩、大量售电公司缺乏专业性人才导致偏差考核带来的罚款风险加大，越来越多的售电公司开始退出市场。由于部分售电企业退出，地方电网企业需要进行保障性服务，如何处理售电企业留下的空白市场，成为当地供电企业面临的重要课题。
