電力的特殊物理屬性主要有三方面：一是以光速傳輸，且目前大規模儲能技術不成熟、不經濟，即發輸配用電瞬時完成，電力系統運行必須保證實時平衡，即電力的供應量和需求量實時平衡；二是電能在共用輸配電網絡中流動的路徑由物理定律決定，而不是通過購售電合同來人為確定，因此，任何一個電力市場必須要有一個統一的交易管理平臺，負責電力交易的電網安全校核和阻塞管理。
　　傳統的電力系統安全經濟調度是按照以下方式來實現的：每年初由政府電力管理部門制定年度發用電（量）計劃和年分月發用電（量）計劃；然后逐月由電力調度中心滾動修改月度發電（量）計劃，并初步形成月分日發電（量）計劃；到生產運行日的前一天，電力調度中心需要根據次日負荷預測曲線、電源和電網運行和檢修狀況、電網和電源的運行約束等，制定次日各發電機組的開停機計劃（也稱為機組組合或開機組合）和出力曲線、調頻和備用以及無功電壓調整等輔助服務安排，即所謂的日發電計劃和輔助服務計劃，電力供應緊張時，還要對用戶側制定有序供電計劃；最后在生產運行日內，調度中心的調度員還要根據電網實時平衡和安全穩定運行的需要，對發電機組進行再調度，調整一些機組在部分時段的出力，甚至啟停機。發電機組的自動發電控制系統（AGC）也會根據系統頻率的偏差自動調整調頻機組的出力，以保障系統的動態實時平衡。
　　由此可見，傳統的電力調度中心就是這個系統運行的“總指揮部”,隨時發出不同的調度指令來保證系統平衡。因此，電力系統作為人類歷史上最大的一臺“機器”，它的“運行”和“操作”是有特定的技術規則，要求這個系統的每一個主體都必須遵守。電力市場化改革必將會改變調度機構的運作方式，將傳統電力調度中心的職責分為電力交易和電網安全調度兩部分，從而使電能的發、用數量和價格可以像普通商品一樣由購售雙方協商決定，但正由于上述提到的電力商品的特殊物理屬性，無論雙邊合同期限長短，都必須要求購售雙方按約定曲線發、用電，保證發、用電功率的實時平衡。
　　需強調的是，由于確切的開機組合通常是提前24小時才確定，電網安全約束及其他特殊機組出力的約束也才能同時確定，因而，不論購售雙方在日以上的時間段達成了什么樣的合同（財務結算合同或實物交割合同），都必須在生產日前（日前市場）通過競價，或由購售雙方自行協商形成一條可以在次日執行的電力（功率）曲線，并告知電力系統的運行者（電力交易中心、電力調度中心）。
　　同樣，電能在當日的每個時間段都按照電力電量平衡的原則安排，由于影響電力系統運行的干擾因素始終存在，如氣溫的預報偏差對空調負荷影響、發用電設備意外停機、臨時檢修等，都出現在日前市場平衡的電力電量在生產運行日內失衡，市場環境下同樣要調整這些，即實時平衡市場。不同負荷性質的用戶即使在中長期市場上拿到同樣的電價，由于受到實時平衡市場對發電和用電平衡的要求，負荷不穩定的用戶最終平均購電價將高于同樣交易電量但負荷穩定的用戶。
　　由于電力運行的特性主要表現在電力的實時平衡、有功功率和頻率的耦合、無功功率和電壓的耦合。為保持電力實時平衡，市場主體中還需保留一部分旋轉備用或可中斷負荷；為保證頻率和電壓的穩定，需預留調頻調壓資源；同時為避免電力系統完全“停機”的風險，還要預留黑啟動資源。這些都是市場主體需要承擔的輔助服務義務，需要建立輔助服務市場，由發用電雙方按照“誰受益，誰付費”原則進行輔助服務交易。
　　一旦出現輸電和發電能力的不足，將影響社會穩定和國民經濟發展，當發電容量充裕度低于一定水平時，就需要建立一個容量市場。同時，為規避受燃料、電力供需劇烈變化帶來的經營風險及確定大宗電量交易價格的問題，還需建立中長期電力交易市場乃至電力金融衍生品市場。計劃體制下，單個煤電機組基本都是按照年最大發電利用小時數5500小時設計，調度機構“閃轉騰挪”的空間也很大，由于電量的平均分配，且5500小時未充分發揮機組設計能力，因而單個節點一般不會受到約束，也不存在大量不能完成的合同。但是，在市場條件下，機組間獲得利用小時數差距會很大，潮流變化也相應較大，加之我國近年來風電、水電和供熱機組的裝機規模不斷增大，很多地方還存在電網阻塞問題，中長期合同再以實物交割合同形式簽訂，易造成無法執行。應通過財務差價合同或期貨等金融合同的方式，對大規模電量交易進行“保價”，以維持市場價格的長期穩定，因此，中長期交易標的往往是只進行財務結算的金融合同，而不是需要實物交割的電能，中長期合同電量價格應以現貨價格作為參照價格。這是我國電力工業史上沒有出現過的購售電合同種類。
　　電力市場體系中這六個市場并不是電力市場模式獨有的，與現行的計劃管理手段相比，都發揮相同的作用，只是機制不同。（詳情見表）　　三、當前推進電力市場建設存在的問題