根據目前的思路，開展現貨市場試點，單一市場主體參與市場交易的裝機份額原則上不超過30%、或最大四家發電企業市場份額不超過65%、或市場集中度指數(HHI指數)不超過2000，水電以外的可再生能源裝機占本地統調裝機原則上不超過30%，跨省跨區受電量(不含“點對網”送電電量)占本地統調發受電量比重超過30%。

“目前全國僅有兩個國家級電力交易中心，北京和廣州電力交易中心主要是落實國家指令性計劃、地方間框架協議，以大宗的中長期交易為主。而小宗的中長期和現貨交易主要是在省域級的電力交易中心。”上述有關部門人士稱。

據《經濟參考報》記者了解，目前北京、廣州電力交易均已完成注冊并開展了交易。近日召開的廣州電力交易中心股東會暨董事會、監事會會議明確，2016年將盡最大能力組織月度增量交易，努力增送西部富余水電；交易組織上，擬在目前電網公司統購基礎上，引入發電企業和大用戶通過省間交易平臺直接交易。

與此同時，新疆、青海、寧夏、天津、吉林、江蘇、內蒙古東部、黑龍江、山東、河北、貴州、上海、福建、陜西、四川、安徽、河南等成立了17家省級電力市場交易中心。云南表示將組建昆明電力交易中心，面向省內外開放，待條件成熟還將開展跨境電力交易。此外，華北、華中電力交易中心組建和區域市場建設也在醞釀中。

值得注意的是，國網經營區域內已成立的省級電力交易機構均以其全資子公司的模式組建，而南網區域內則是電網相對控股模式。“目前交易中心的遠期計劃電量分配，并未觸及電網分配資源的核心權力，沒有調度體制和結算體制的變化，電力市場交易不具有完全競爭性。進一步推進改革的開關在電網手里。”中國社科院財經戰略研究院副研究員馮永晟表示，當前地方特別是資源大省電改熱情高漲，除了市場化的目的，更在于可見的降電價紅利。在目前供大于求的背景下，各地電力交易競價激烈，降價幅度越來越大。