三道防线
市场建设初期，由于体制和机制上配套措施不健全，电力市场仍按“双轨制”模式进行。对此，设计者在规则中采用了多种控制措施，包括最高限价、有限电量竞争、平衡账户等以确保市场平稳运行。
在市场化改革中做了限价，部分电力市场专家对此不以为然，认为这还是用行政手段来干涉市场，还没开跑就用政府之手制定了跑步速度。
而参与设计的专家说，这是市场起步阶段的做法，而且市场主体都同意设立这样的游戏规则，任何游戏都有规则，市场也有市场的规则。
在一次会议上，柴松岳表达其力挺态度，华东地区是我国经济发展最快的地区之一，经济总量接近全国的三分之一，用电量约占全国的五分之一。华东也是目前全国缺电最严重的地区，在这样的条件下建设电力市场，就要合理确定竞争的方式，合理确定最高限价，使市场运作既能发挥配置资源、调节供需、引导投资的作用，又能规避市场风险，保证电力市场的安全稳定运行。
此时正值厂网关系相对和谐的时代，这为设计者创造了很好的氛围。设计市场规则的时候，监管机构、电网公司和发电企业都自然而然地认为，华东是用电紧张的区域，而东北是一个用电宽松的地方，所以东北的市场规则一定要考虑如何保护好发电企业利益，华东一定要考虑不能让加州电力危机重演。这为设计者写进干预条款提供了很好的空间。
正因为当时每一个人的脑海中都有这样的意识，所以各方都同意华东电力市场的规则设置三道防线。
第一道防线是部分电量结算。第二道防线是设定了最高竞价，最高竞价由国家有关部门设立，并可以随着国家发改委有关政策的逐步落实作进一步研究完善。监管机构征求了所有发电企业的意见后，确定了最高不得上浮10%。设计者已经做好准备竞价的电价将飙升0.1元钱，从当时的标杆电价0.36元钱飙升到0.46元钱，然后平均平摊在全网结算的电量中最高大约上涨一分钱。第三道防线是市场的干预。市场规则规定干预的目的仅限于“维护系统安全运行”，干预的措施类型包括调整运行方式、价格管制和市场模式转换。
调整运行方式包括：改变机组的发电计划；调整机组的一个或多个计划/合同电量；让发电机组投入或者退出运行；调整设备停复役计划；调整省（市）联络线的送受电计划；电力调度交易机构认为有效的其他手段。市场干预对机组的调整量视作年度级数合同电量的修正量。
市场干预力度最大的一条是，阻塞市场力监控区内的a类机组，当其节点电价大于区域参考节点电价乘以网损因子之积时，该机组的节点电价即为区域参考节点电价乘以网损因子。
这也是华东市场有别于东北市场的其中一处，东北市场规则中没有设置这一条款，导致有条件的机组报出高价。
这一条款主要是为了应对“负荷口袋”，即在某一个区域内用电负荷远大于发电能力，此时，这一区域必须依靠外面给予里面送电来维持发用电的平衡。但是，要想往“负荷口袋”送电，其输送通道能力又不足，必须要以本地电厂增加出力。电厂此刻一定会报高价，规则就应该对此作出限制。“这种干预市场的手段，每一个成熟市场都会采用。”
市场调度交易机构每天在全网扫描一遍，如果某一地区发电能力加上地区外通道最大受进电力，达到该地区最高负荷需求的90%左右，这一地区将会被定义为“负荷口袋”。“负荷口袋”的竞价机组被视为红名单，将获得特别关注。用通俗的言语来形容，红牌机组具有“干坏事的潜力，但是它还没有干坏事”。等这一机组报完价后，调度交易机构会比对“负荷口袋”里面的价格中的阻塞分量和所属省的参考接点的堵塞分量。节点电价有三个分量，第一个分量是电能的分量，这一价格量全网一致。第二个分量是网损分量，因为机组在电网所处的位置不一样，网损有大有小，价格自然不同。第三个是堵塞价格，由于机组发电会造成电网堵塞，也会抬高机组的价格。只要“负荷口袋”机组的堵塞分量比系统里面的堵塞分量要大，那么就用系统参考的堵塞分量替代这一机组的堵塞分量。如果连续三天报价都高于系统的阻塞分量，那么在第四天它将会失去报价资格，其电价参照系统价格。
从某种意义上讲，“负荷口袋”报高价是合理的，这也属于市场发出的价格信号，提醒市场的投资者在“负荷口袋”中多建电厂，电网应该多架设输电通道。为了让这一信号可以向市场发出，华东市场设计者还是允许“负荷口袋”机组有高出系统的堵塞分量，即“规则允许红牌者玩三天，三天过后就可以歇歇了，再玩就过分了，我们必须出来控制市场风险”。
华东市场允许设置这三道防线，得益于各方都认为华东市场会缺电，要避免市场哄抬价格。在征求意见时，发电企业也认可这种做法。而在东北区域，由于火电机组的发电利用小时数较低，所有限制发电企业的举措都无法通过。
2004年4月19日，电监会正式印发《华东电力市场运营规则》，当年5月1日生效。规则提出市场建设分三期实施，一期目标为：建立区域统一的电能交易平台，部分电量在华东电力市场平台统一竞争，有步骤地开展大用户直接向发电企业购电试点。建立华东电力市场运营的法规体系和监管组织体系，改革和完善电价制度，初步建立输配电电价体系，建立统一竞争、分区控制、区域和省（市）协调运作的华东电力市场。二期目标为：逐步增加参与竞争的发电企业的范围，增加竞争电量的比例，增加电能交易品种，开展大用户、独立配售电企业与发电企业的双边交易，开展辅助服务和输电权交易，增加交易品种，完善电价管理和市场价格监管制度，建立统一运作的华东电力市场。三期目标为：随着电力体制改革的深化，在售电环节引入竞争机制，所有具备条件的发电企业和用户直接参与市场竞争，开展电能金融合同交易，形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的华东电力市场。
月度市场模拟
2004年1月15日，经过了一年的筹备时间，东北区域电力市场在沈阳东北电网公司二楼交易大厅启动模拟运行，柴松岳来到沈阳，亲自按下了宣告运行开始的回车键。
华东市场由原电监会市场监管部主任负责跟进协调。“市场监管部负责人抓得很紧，但是他并没有定下一个时间表来让我们执行，倒逼进度。”华东电网公司一位亲历者说。
华东方面向市场监管部汇报提出，日前市场的准备时间比较长，需要等到2006年才能开始运行。负责人问，需要那么长时间准备吗？听到华东方面的肯定回答后，他又问，那怎么办呢？华东方面提议，先在2005年模拟运行华东月度市场，把市场运转起来。于是，华东电网公司在2005年组织了模拟运行月度市场。
2005年10月28日至2005年底，华东市场一共进行了7场场景的日前竞价交易模拟和3个月的月度竞价交易模拟。参加市场综合模拟运行的a类发电企业达74家，a类机组216台，占华东统调装机容量的62.9%左右。通过竞价，成交电量约111亿千瓦时，约占同期发电量的6.5%，其中月度竞价成交电量为73.1亿千瓦时，日前竞价成交电量为37.9亿千瓦时。
在月度和日前竞价的出清价格最高为0.3776元/千瓦时，最低价格为0.210元/千瓦时和0元/千瓦时，比较准确地反映了当时华东电网迎峰度夏后供大于求的生产特点。综合模拟以后竞价交易形成的电网盈余为5.85亿元，与2004年5月18日月度竞价交易以来发电侧盈余相抵后，发电侧仍然有15.76亿元的盈余。
月度模拟运行发现，华东自主开发的技术支持系统和引进消化的日前竞价模块，经受了市场综合模拟经验。
这一模块在15分钟内可以完成216台机组，3201条母线和2145条线路96个时点的全网安全校核和电网阻塞的优化调整计算，从而给出日前竞价可行的发用电计划。
电监会评价称，模拟运行效果明显，华东地区资源优化配置的潜力很大，区域电力市场具有强大的生命力。
电力市场是一个复杂的系统工程，市场运作需要体制、机制方面的配套跟进，试点的目的就是要发现问题，总结经验，循序渐进，逐步完善。
官方的一份总结称，华东电力市场模拟运行发现了一些关系电力市场发展的重要问题。一是市场运行的供需环境问题。当年华东地区电力供需情况比较紧张，全网大面积持续缺电，给市场运作带来了新的挑战。二是市场竞争的模式问题。华东电力市场建设的目标，是建立一个电能生产者与使用者广泛参与、交易品种丰富、交易方式灵活、市场机制健全的市场，目前的市场试点还是初步的。三是区域电力市场与分省平衡的结合问题。通过华东电力市场模拟运行，市场机制开始发挥作用。但是，在资源按市场规律进行流动的同时，一些地区面临着电能平衡的实际困难，需要深入研究解决。四是加强电力监管能力建设的问题。在电力市场化改革的过程中，引入竞争和加强监管必须同步推进，缺一不可。
“宁酸不臭”
最具挑战性的，则是日前市场。
与其他市场最大的差异在于，日前市场一定要考虑电网网络的拓扑，不然没法计算出全电量。这要求电网公司把节点电价体系计算出来，覆盖全电网结线图，每一条线路都不能漏。每一条结线图的数据都不能错，错一个数据，全电网的计算就要重来。这称为全电网结线，全节点负荷，全发电模型，“三全”缺一不可。如果考虑电网的检修，还要加上全检修方式。只要这么精细才能做好市场设计的基础工作。
华东电网公司一位处长说：“这一项工作的难度极其大，当时有三千多个节点，华东电网现在已经有上万个节点。要把这个全搞对，难度可想而知。”
2006年5月份华东日前市场第一次调电时，问题很多。因为软件技术的问题，快接近12点，调电结果还没有出来。软件问题主要来源是数据管理。
一位亲历者说：“不搞市场永远不知道，虽然电力行业管理规范，但系统基层能力很差，一个设备的命名各不相同。不同单位的工作习惯和流程也不一样，导致真正连接起来建设市场的时候，会发生很多的错误。”
把发电机组纳入后，这一项工作变得更加困难。华东市场当时把电厂分两类，a类参与竞价，b类不参与竞价。对a类的规定是10万千瓦以上常规燃煤火电机组。在市场准备阶段，要对所有机组数据进行编码。因为涉及潮流计算，无论是a类还是b类机组，都要一一梳理。华东电网当时有数千个各式各样的小电厂、小水电，市场设计者需要把他们一一对应，登记编号。
一位年轻的工程师说：“这都是望而生畏的工作，但是必须要做，魔鬼就在细节里，不然潮流怎么能计算对？负荷怎么会预测准确呢？”
很多企业的管理不甚理想。这些数据不易获得，也不能很快梳理清楚。“当时每天都会出现一两百个不对应的数据。我们要列出每一个不相应的数据表，然后把它们一一解决。”上述工程师说。
在好几个月里，他们的精力就盯在数据清理上，让全部数据做到统一编码、统一命名。
各个电厂报送的资料对同一种东西的命名甚至不一样。例如华能苏州电厂，有的文件写着为“华能苏州发电公司”，有的命名为“华苏”，而系统只能识别“华能苏州电厂”。
为此，华东专门开发了翻译器和数据检验工具。第一类作有无判断，第二类是大小判断，第三类是逻辑判断，帮助整理数据。到了第二次计算的时候，结果如期出来，工程师们都可以按时下班。
回溯华东市场的经历，一位专家说：“2004年进行市场设计的时候，有人跟我说过一句话，‘这个东西宜粗不宜细，你不要学国外的东西，你的团队很多东西里面受他们影响太多了’。我至今记得我当时的回答，‘简单问题复杂化是书生行为，味道是酸；把复杂问题搞简单了，这个是味道是臭。我宁酸不臭。’”
“很多人热衷于讨论建设市场，但是不真正做过，根本不知道其中的复杂和难度。如果没有上层给予极大的决心，市场依然推不下去。”
参与征求意见讨论时，有一家大型咨询公司。他们的主要工作是把规则的大量事情细化。华东方面评价说，这一团队有很强的细化能力。比如结算规则，设计团队提了总框架，画很多的框图，最多时出现了13个框图。咨询公司就负责继续细化成一个个逻辑图，经过设计团队审核后，再交给软件组的工作人员去开发。市场运行系统依靠大量的软件来分析和计算数据。“当时跟他们学到的最主要的一点，软件是否编制成功，最关键的一点就是，软件工程师能否懂得规则的逻辑关系，是否懂得设计者的需求。这就是把规则细化为逻辑图。”
“我很担心我们的做法会是，等再启动市场建设时，设计团队起草了一份粗的规则，叫来一个软件工程师，我要编这么一个交易软件。这一定是编不好的，不能指望一个软件工程师看懂这个规则。开发交易软件特别需要细化规则为逻辑图的人来协助。而中国恰恰缺乏这一类的人才。软件在日前的市场起到的基础支撑作用，称它占据90%的重要性也不为过。如果没有细化的逻辑图，那么你就别想这个事了。”他说。
不过，“把电力市场弄得很复杂，也没有必要。前提是，第一要有真正的市场意识，第二要懂得电网系统。两者都有的话，电场市场真的不难，把它说得过于复杂化也是不对的。”
调电试运行
在市场准备阶段的通气会上，一些发电企业展现出过人的底气，有代表说：“我们不怕竞争，我们也希望这个行业通过竞争在市场上分个高低。国有企业此前横向比较的指标不多。分家之后，各家都在攀比规模、跑马圈地，我们也认为不对，通过这个市场有机会来一场决战，看看到底谁更胜一筹。”当时的一位与会者回忆，他们透露出来的这种杀气令人印象深刻。
进入调电试验的时候，市场开始对这份规则和规则之下的发电企业进行检验。
当时华东市场主要的发电企业有14家，包括五大中央发电集团和五家地方省属发电企业以及华润、国华、国投等。拥有最大份额的浙能当时的装机容量为10320mw，占比为15.34%。这也显示了浙能集团装机在其省内的占比之高。
调电试运行区别于此前的模拟运行，这一次是真竞价、真调电、真结算。
虽然只关系10%的蛋糕，但是10%有更深的影响。竞价后，华东区域拥有a类机组的电厂在实施华东电力市场前后的盈利要素发生了根本的变化。
发电企业的经营利润取决于收入、成本，收入取决于电力和电价，成本则取决于燃料成本和固定费用。根据一家发电企业对当时三年的财务数据测算，当电价、电量、单位燃料成本、固定费用分别变动1%时，全公司税前利润平均分别变动6.9%、3.3%、3.6%、2.3%。可见，收入对利润的敏感度明显高于成本的敏感度，收入（电量和电价）是影响发电企业业绩的最主要因素。
虽然是只将10%左右的基数电量用于竞争，但日前市场采用“全电量报价”的形式，这意味着非竞争的电量也要通过竞争中标来实现，竞争牵一发而动全身，如果中标情况不理想，不但竞争的电量、电价拿不到，既得利益也无法保证。
以华东区域的福建省为例，此前的火电厂计划电量的分配根据“三公”即“公平、公正、公开”的原则，相同容量的机组分配相等的电量。不同容量的机组之间存在少量的级差，即600mw机组与300mw机组利用小时相差50小时，与100mw机组利用小时相差100小时。一位发电企业的工程师说，当时福建省那几年火电利用小时基本在5000-6000小时左右，电网内机组间利用小时相差不超过2%，基本持平。火电厂的电价由省政府的物价局核定，送外省的电量电价根据签订的年度交易合约确定，送外省电量在省内电厂中基本是平均分配的，电价也由政府核定。因此在实施华东电力市场之前电厂的这两部分电量与电价基本是确定的，销售收入也几乎是可以精确预测的，电厂的盈利要素主要来源于内部成本的控制。
华东电力市场实施之后，根据其市场规则，电厂90%的电量仍然由以上模式确定，另外10%的电量必须通过竞价获得。此时一般的判断是，随着电力市场的推进，竞价部分的比例将会随之上升，因此如何报价以争取较多的电量、较高的电价是电厂进入电力市场后第一个必须研究的问题，报价策略已成为电厂最重要的盈利要素之一。
2006年4月26日到4月28日，华东电力市场进行了第一次试运行。截至调电前，全网共有75家a类发电企业，221台已注册机组，其中7台注册为b类机组或尚未商业运行不能参加日前竞价，市场可竞价机组214台，总装机61610mw，其中上海占13%，江苏占45%，浙江占18%，安徽占13%，福建占11%。在调电试验中，40台机组检修或调停，只有174台机组正常报价。日前市场竞价电量约占年度基数合约电量的12%。市场出清电价最高为471元/mwh（市场最高限价），主要是位于局部受电阻塞地区，如当时的江苏邵场地区。最低为0元/mwh，出现在4月28日的2:00—5:00交易时段，表明此时电厂纷纷无偿提供电力给电网。
三天的市场平均成交电价约为203元/mwh，出清电价均为全网参考节点（江苏武南变）的价格，与效率高的机组的发电变动成本基本持平，个别交易点的电价甚至低于效率高的机组的变动成本。
一位电力市场专家分析说，从发电企业报价行为来看，还没达到理性报价的状态，这三天的市场运行结果，只能说明当前的市场状态，还不能充分反映未来电力市场运行中遇到的各种问题。
首次调电试验后，华东市场试点领导小组再次齐聚上海总结。史玉波认为这一次调电试验取得了积极进展，并可以转入下一阶段工作了。他认为，华东市场要抓紧做好试运行阶段的有关分析总结工作，进一步完善市场规则和技术支持系统；同时集中精力推动出台有关配套政策。
完备的配套政策是市场继续运转的必备条件。为了保障华东电力市场的平稳顺利运行，国家电监会印发的《华东电力市场运营规则》明确规定华东电力市场试运行的前提条件和配套政策，如平衡账户设置、限价、销售电价联动等。
在这次总结会上，领导小组多位成员都持乐观态度。史玉波在会上表示，拟定于2007年1月1日正式进入试运行，并指示在正式试运行前适时再开展两次调电试验。
时任国家电网公司副总经理陈进行认为，华东电力市场试运行调电试验是非常成功的，这是电力市场建设迈出的重要一步，之后连说了“四个尊重”：华东电力市场适合我国实际，适合华东网情，充分尊重了历史，充分尊重了现实，充分尊重了市场规律，充分尊重了市场成员单位，充分考虑了各方利益，充分调动了各方积极性，坚持了以安全为基础的原则，实现了三个检验：即对安全的检验、对价格的检验和对结算的检验。
发改委价格司的代表认为，电力市场建设和电价改革是一个问题的两个方面，是相辅相成的。华东电力市场建设取得了积极的成效，有了很好的基础。修改后的运营规则，体系很完整，规则很清晰，理念较先进。
电力市场的改革为电价改革的深化提供了一个非常好的平台和机遇。价格司为华东市场配套的价格改革政策是，选取其为输配电价和销售电价改革试点。要预先建立销售电价和上网电价联动的机制。待电价联动机制出台后再开始试运行。希望华东走得快一点，改变单一购买模式。
此时价格司展示了推进电价改革的思路，建议电监会组织牵头研究全国电力市场模式、统一规范。“我们推荐两部制电价，也不排除单一制。华东现在搞单一制电价是可行的。”
拟定中的试运行日子前，华东电力市场再次进行调电试验。在12月20日到12月26日的七天168小时试运行中，共有229台机组参加竞价，日前市场竞价电量约占年度基数合约电量的8%。市场出清电价最高为352元/mwh，最低为142元/mwh，七天的市场平均成交电价约为248元/mwh，考虑2006年下半年煤炭上涨因素，市场成交电价与效率高的机组的发电变动成本基本持平，个别交易点的电价低于效率高的机组的变动成本。
第二次报价，电厂基本处于理性状态。全网的a类机组基本采用最小可调出力部分零电价、合同覆盖部分低电价、其余部分报价较高的理性报价策略。不同电厂也有不同的特点，主要体现在报价高的部分，有些电厂申报的电价并不高，仅比边际成本略高一些，主要是为了争取电量；有些电厂申报的电价较高，贴近最高限价，目标是为了赚取更多利润。
此次调电试验后的一次会议，华东汇报了调电情况，国网调度中心负责人提出搞电力市场要注意电网安全，电网安全不能忽视。华东方面说，电网安全不但没有忽视，反而加强了，因为节点电价把每条线都算清楚了。营销部负责人提醒，要注意利益调整不能过大，主要是发电企业的利益。
竞争及合作
两次调电试验结束后，发电企业发现，市场试运行的市场成交价格均偏低，绝大多数电厂的利润较市场实施前下降较多。以福建一家电厂12月20日到12月26日的竞价结果为例，竞价后的电量增加了15556mwh，但平均电价受日前市场成交电价低的影响，较政府核准的上网电价降低了18元/mwh，利润因平均电价低下降了373万元。
一家组织团队深入研究市场的发电企业分析，华东月度市场和日前市场难以达到批复电价水平。原因有两方面，一是供大于求，二是规则所限。
从2005年开始，除了夏季高温时段部分地区供需偏紧外，华东大部分时间已明显供大于求。
另外，市场规则的限制也排除了市场价格高于批复价格的可能。
月度市场采取供需双方双向报价的形式，省级电网公司难以高于批复价申报；同时，月度市场基于边际价格结算，诱惑很多电厂采取保低价抢电量的“坐轿子”策略，市场价格难以抬高。
日前市场同样难以抬高。日前市场采用节点电价结算，其原理也是基于边际购电成本的定价方法，同样会诱使发电企业采用“坐轿子”的报价策略。另外，规则中的价格管制条款再一次限制了日前市场价格上升的空间。
对于两次调电，这家企业认为，试运行试验价格一路下跌，最后甚至跌破了变动成本线。因为华东市场面临很大的电价下降风险，达到批复电价水平更是难上加难。
无论是东北市场还是华东市场，都是“电网单一购买模式”。东北市场中，区域电网公司是批发市场的唯一买方，是较为纯粹的单一购电模式。华东市场中，各省级电力公司作为买家，但各省级电网公司与区域电网公司在资产所属与行政关系上均为一体，本质上也是单一购电模式。市场的另一侧，销售电价还是实行固定电价制度，没有与上网电价联动，“尽管建立了市场，但是终端的价格信号依然失灵”。
由于需求侧还没有引入市场，华东市场建设和运营过程更像是各市场成员间的博弈过程，其中电力监管机构、地方政府、电网公司、发电企业四方之间的关系错综复杂，虽然各自追求的目标不同，但都与利益平衡和稳定问题息息相关。
“电力监管机构最在乎市场能否正常运作，并吸引电力企业的注意力，以体现存在的价值，但又不希望由于利益大幅调整而影响市场正常运营；地方政府担心电力市场会对地方经济和税收以及政府电力管理主导权产生大的影响；电网公司关心能否继续保持垄断地位，但又不想从市场中取得过大的利益；发电公司担心在市场中能否达到计划体制下的经营水平，不对额外利益做过多的奢望。”一份发电公司的报告写到。
可见，四方都不希望利益格局有大幅调整，只要市场不对某方利益产生过多损害，市场就能维持，不会中途轻易停止。
发电企业之间的关系同样错综复杂，有竞争，有合作，也有默契。市场建设过程中，合作多于竞争；市场运营过程中，则是真正的竞争关系。一家发电企业上海公司相关负责人说，虽然企业之间合作愿望很强，但默契却经常建立在共同的“痛苦经历”之后。
“市场建设过程中，最大的利益冲突往往发生在发电企业与其他市场成员之间；而发电企业之间在很多问题上，经常可以达成基本一致的意见，这时，如果发电企业之间求同存异、顾全大局、异口同声，就可以争取到更有利的生存环境。这里需要发电企业进行适当的沟通和引导。市场运营过程中，会不断重复着从混乱到稳定的循环，发电企业之间也经历着从竞争到默契的往复。”
发电企业观察东北市场和华东市场试运行，得出这样的规律：市场初期，如果供大于求，市场信息不对称，市场价格必然下降，甚至逼近变动成本，发电企业经常成为最大受害者。这时任何发电集团都难以利用规模优势影响市场大势，只可能有个别电厂利用网架和规则不健全暂时获利。
而在经过市场初期的残酷竞争之后，发电企业将难以继续承受恶性竞争的结果，报价行为会慢慢回归理性，价格有所提高，市场达到均衡，默契初步形成。但是，一旦任何人打破了这种平衡，市场会立即回到混战的混乱局面，之后再次达到均衡。同时，发电企业也明白，虽然这个规律还没有在区域市场得到验证，但相信这种规律是必然的。不过，由于区域市场中竞争主体过多，地域差异过大，达到默契还需要一个很长的过程，因此，在适当的条件下，应利用发电企业的利益共同点，加强相互沟通，进行适当的引导和暗示，缩短痛苦的过程，尽快达到竞争默契，并使市场平衡点更多地向发电企业偏移。
发电企业对电力市场的真实态度值得玩味。
在一份报告中，一家发电企业提出要针对区域电力市场建设进程，确定总体战略在深入分析和预测市场的基础上，应权衡区域市域市场的利弊，确定促进或延缓市场建设进程的总体战略，并以此为指导开展对外工作。“如果发电企业认为推进市场弊大于利，那么可以利用市场结构不健全、需要开展日前市场、模拟不充分、平衡账户不支持等理由延迟市场进程；如果利大于弊，那么就可以采取措施促进市场向更合理的方向快速发展。
市场设计者如何避免防串谋？发电集团心情复杂，地方政府又有什么考量？为什么华东区域电力市场会无疾而终？
