现有的电力市场化改革路径，大致可以分为三个阶段：第一阶段建立中长期交易市场，核定输配电价的方式，让需求侧和供给侧直接参与到市场交易中来。第二阶段通过建立电力现货交易市场，使电力价格能够实时反映输配电价以外的供求关系。通过价格信号来实现电力供需平衡。第三阶段则是将电力现货交易外延到输电配电价的定价中，使电力价格真正动态反映实际成本。
但到目前为止，只有广东、山西和甘肃三个地区启动了电力现货市场的试运行，其他省份的推进进展较为缓慢。导致电力现货市场难以推进的原因应该主要有以下几点：
首先，对电网安全性的忧虑。在非现货交易市场中，需求侧和发电侧只是大致实现总量平衡，电力的调度和平衡任务其实是由电网来承担的。电力现货交易结果是要实时执行的，这意味着目前的电力系统运行方式将出现比较大的调整。在市场参与主体都还没有充足经验的情况下，推进电力现货交易可能对电网的稳定性和电价稳定性造成过大的影响。即使在美国等市场化较为彻底的成熟市场，在电力处于高峰状态时，电力市场和电价也经常会处于不稳定的状态，很容易在负荷高峰期间出现问题，这使得电网对于推进现货交易存在顾虑。
其次，市场主体参与现货市场的意愿似乎不高。非现货交易市场操作模式较为简单，也较易为市场主体所接受。电力现货市场实施后，电力用户需要确定未来一天的负荷曲线，差额部分则需要进入现货市场进行购买。同时，发电企业也需要考虑自身调节负荷适应响应需求的成本。电力现货价格波动加大，交易复杂程度也大大增加。
一方面，现有的人员素质和交易经验可能无法应对，因此企业贸然进入的风险较大。另一方面，无论是对发电企业还是电力用户而言，其电力管理成本将会上升，而且将会面临更大的电价波动风险。非现货交易市场中，发电企业可以增加额外的运行小时数，只要交易价格高于边际成本就能获益，而购电者则可以更低的价格购得电力，双方都有动力参与交易。但在现货市场中，由于交易者不一定能获得电价降低的收益，但增加了价格管理的成本与不确定性，因此影响了参与意愿。
再次，金融对冲工具的缺乏也制约了电力现货市场的建设。非现货交易市场中，发电企业可以通过到期货市场上购买动力煤合约实现对冲，或者可以规避燃料价格波动的风险。但是在现货市场中，价格波动会更加频繁，且不确定性更高。如果缺乏相应的对冲工具，或者缺乏有经验的操盘手，市场主体对于参与现货市场的交易也持更谨慎的态度。
根据目前电力现货市场推进所存在的问题，建议如下：
第一，在推进现货市场建设时，还是要经过充分考虑，采用更加稳妥的方式推进。可以先设置较长时间的模拟运行期，以积累足够的交易经验与人才储备。同时在推进时，可以优先在一些用电需求量高，具备价格管理能力的企业进行试点，之后再推广。同时，应该认识到非现货交易市场的模式也具备一定的优势，在条件不成熟的地区可能不适合过快地推进现货市场的建立。
第二，考虑建立补偿机制。现货交易会增加企业的电力管理难度，如果有比较低的输配电价作为补偿，企业就可能有动力参与交易。可以考虑针对现货交易的用户，适当下调输配电价水平，以激励其参与市场交易。
第三，应建立多级交易机制。考虑到电力市场主体的多元性与复杂性，未来的市场设置可以包含保底市场、非现货交易市场和现货交易市场多个层级。在非现货和现货交易市场之间建立转换机制。当加入现货市场的交易者，发现自身无法适应现货市场的需求时，应该允许其退回到非现货交易机制中。
第四，推进电力金融市场的同步发展和组织现货市场培训。可以建立电力日前市场，通过建立短期期货合约来为电价的波动提供对冲工具。可以鼓励非电力市场主体参与到日前市场的交易中，通过市场的力量实现价格发现的功能。
