顶层设计：完整市场体系的设计和建设成为当务之急。目前我国中长期电力交易经过多年的发展已经趋于成熟，各省都已下发省内中长期交易相关规则，确立了市场模式并开展交易。但是从目前情况来看，据不完全统计，各省的交易规则据总共有300多种，而且相互之间差异较大。仅以中长期交易的偏差考核来看，免考核范围有2%的，也有3%等各种数值的;有按月考核的，也有按季度、年度考核的;有采用滚动调整的，也有采用预挂牌等方式的。仅就单个省内市场而言，可能并不会产生矛盾。但是随着市场范围的扩大，尤其省间市场规模的扩大，作为电力用户、售电企业或者发电企业，如果要参与不同省份和省间的购售电交易，需要对相关各省市场的交易规则进行深入了解，操作也较为复杂，市场主体较为茫然。同时，这也不利于市场的互联互通和相互融合，对于全国电力市场的发展是明显的制约。
同时，目前国家已经确定了8个省级现货交易试点，作为进一步深化电力市场改革的重要举措，其中国网区域内有6个试点。现货交易需要与中长期交易进行紧密的耦合，必须统筹设计和建设。从国网区域六家现货交易试点看，目前浙江和山西进展相对较快，已经初步提出了在操作层面的实施方案。从现货市场建设试点的方案看，几个现货市场试点单位在市场模式、交易组织、交易结算等方面都存在巨大差异。因此，下一步电力市场的建设应该尽快在顶层设计层面，对市场体系的整体进行详细设计，统筹推进市场建设，使之更好地促进资源的自由流动和清洁能源消纳，方便市场主体参与交易，为未来的市场融合做好准备。
清洁转型：促进能源低碳转型任务依然艰巨。习近平总书记自党的十八大以来多次提出要推动能源四个革命和一个合作。尤其是在去年底召开的中央经济工作会上，习总书记明确要求加快电力市场建设，大幅度提高市场化交易，促进清洁替代。通过市场机制促进清洁能源消纳是落实党中央和国务院要求的重要举措，也是当前任何电力市场中都要着重考虑的问题。尽管2017年我国风电、太阳能的弃电量和弃电率实现了双降，但清洁能源的消纳仍不充分，装机还在快速增长，清洁能源消纳依然面临巨大压力。
清洁能源尤其是新能源具有出力预测难度大，波动性强等特征。从目前情况来看，解决清洁能源消纳主要是通过两方面措施，一方面是加强“硬件”建设，协调电源电网规划建设，积极推进特高压跨区输电通道和系统调峰能力建设，提升大电网平衡调节能力，推动源网荷协调发展和友好互动。另一方面加强“软件”建设，完善电力市场机制，通过市场有效协调清洁能源和常规能源及相关各方的利益。推动完善投资和消费激励政策，促进电能替代，充分调动全社会多发多用清洁能源的积极性。
市场红利：持续扩大市场化交易规模面临挑战。2018年是改革开放40周年，李克强总理在今年两会上提出了一般工商业电价再下降10%的要求。社会各界对加快市场建设、进一步扩大市场交易规模，促进红利释放给予了较高期望，目前各省、区域市场放开的规模不尽相同，从2018年初步计划看，国家电网覆盖范围内，青海放开比例最高，超过60%;山西、江苏、甘肃、宁夏、新疆放开比例超过40%;安徽、福建、河南、辽宁、蒙东、陕西、四川、重庆放开比例在30%～40%;河北、山东、湖北、江西、吉林、黑龙江放开比例在20%～30%;上海、浙江、湖南放开比例在10%～20%;京津唐地区放开比例不足10%。部分地区扩大市场交易规模任务较重。
有效竞争：市场有效竞争有待加强。从2017年电力市场整体运行情况来看：首先，市场的竞争仍不充分，尤其是省间壁垒问题突出，出现了个别省份严控省外购电、设置外购电量上限、压低省外购电价格等问题，制约了全国电力市场作用的发挥和能源资源的充分、高效配置。其次，市场风险防控机制亟待健全。一方面市场中存在价格波动、供需平衡、市场力、规范运营等多种风险，将对市场的可持续发展造成影响;另一方面，市场主体的风险防范机制缺失，市场信用体系亟待建立。尤其是目前我国的电力市场以单边降价为主，用户进入市场的目的就是要买“便宜电”。如果供需发生变化，电价出现上涨的风险该如何应对，这对于整个市场和用户个体而言都是重大的考验，目前也缺少有效的风险防范措施。
因此，下一步应充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，减少市场干预，破除市场壁垒，促进电力资源大范围优化配置，并尽快建立健全市场风险防控机制和信息共享机制，促进市场有效运作。