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电力的特殊物理属性主要有三方面：一是以光速传输，且目前大规模储能技术不成熟、不经济，即发输配用电瞬时完成，电力系统运行必须保证实时平衡，即电力的供应量和需求量实时平衡；二是电能在共用输配电网络中流动的路径由物理定律决定，而不是通过购售电合同来人为确定，因此，任何一个电力市场必须要有一个统一的交易管理平台，负责电力交易的电网安全校核和阻塞管理。
传统的电力系统安全经济调度是按照以下方式来实现的：每年初由政府电力管理部门制定年度发用电（量）计划和年分月发用电（量）计划；然后逐月由电力调度中心滚动修改月度发电（量）计划，并初步形成月分日发电（量）计划；到生产运行日的前一天，电力调度中心需要根据次日负荷预测曲线、电源和电网运行和检修状况、电网和电源的运行约束等，制定次日各发电机组的开停机计划（也称为机组组合或开机组合）和出力曲线、调频和备用以及无功电压调整等辅助服务安排，即所谓的日发电计划和辅助服务计划，电力供应紧张时，还要对用户侧制定有序供电计划；最后在生产运行日内，调度中心的调度员还要根据电网实时平衡和安全稳定运行的需要，对发电机组进行再调度，调整一些机组在部分时段的出力，甚至启停机。发电机组的自动发电控制系统（AGC）也会根据系统频率的偏差自动调整调频机组的出力，以保障系统的动态实时平衡。
由此可见，传统的电力调度中心就是这个系统运行的“总指挥部”,随时发出不同的调度指令来保证系统平衡。因此，电力系统作为人类历史上最大的一台“机器”，它的“运行”和“操作”是有特定的技术规则，要求这个系统的每一个主体都必须遵守。电力市场化改革必将会改变调度机构的运作方式，将传统电力调度中心的职责分为电力交易和电网安全调度两部分，从而使电能的发、用数量和价格可以像普通商品一样由购售双方协商决定，但正由于上述提到的电力商品的特殊物理属性，无论双边合同期限长短，都必须要求购售双方按约定曲线发、用电，保证发、用电功率的实时平衡。
需强调的是，由于确切的开机组合通常是提前24小时才确定，电网安全约束及其他特殊机组出力的约束也才能同时确定，因而，不论购售双方在日以上的时间段达成了什么样的合同（财务结算合同或实物交割合同），都必须在生产日前（日前市场）通过竞价，或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力（功率）曲线，并告知电力系统的运行者（电力交易中心、电力调度中心）。
同样，电能在当日的每个时间段都按照电力电量平衡的原则安排，由于影响电力系统运行的干扰因素始终存在，如气温的预报偏差对空调负荷影响、发用电设备意外停机、临时检修等，都出现在日前市场平衡的电力电量在生产运行日内失衡，市场环境下同样要调整这些，即实时平衡市场。不同负荷性质的用户即使在中长期市场上拿到同样的电价，由于受到实时平衡市场对发电和用电平衡的要求，负荷不稳定的用户最终平均购电价将高于同样交易电量但负荷稳定的用户。
由于电力运行的特性主要表现在电力的实时平衡、有功功率和频率的耦合、无功功率和电压的耦合。为保持电力实时平衡，市场主体中还需保留一部分旋转备用或可中断负荷；为保证频率和电压的稳定，需预留调频调压资源；同时为避免电力系统完全“停机”的风险，还要预留黑启动资源。这些都是市场主体需要承担的辅助服务义务，需要建立辅助服务市场，由发用电双方按照“谁受益，谁付费”原则进行辅助服务交易。
一旦出现输电和发电能力的不足，将影响社会稳定和国民经济发展，当发电容量充裕度低于一定水平时，就需要建立一个容量市场。同时，为规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险及确定大宗电量交易价格的问题，还需建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场。计划体制下，单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计，调度机构“闪转腾挪”的空间也很大，由于电量的平均分配，且5500小时未充分发挥机组设计能力，因而单个节点一般不会受到约束，也不存在大量不能完成的合同。但是，在市场条件下，机组间获得利用小时数差距会很大，潮流变化也相应较大，加之我国近年来风电、水电和供热机组的装机规模不断增大，很多地方还存在电网阻塞问题，中长期合同再以实物交割合同形式签订，易造成无法执行。应通过财务差价合同或期货等金融合同的方式，对大规模电量交易进行“保价”，以维持市场价格的长期稳定，因此，中长期交易标的往往是只进行财务结算的金融合同，而不是需要实物交割的电能，中长期合同电量价格应以现货价格作为参照价格。这是我国电力工业史上没有出现过的购售电合同种类。
电力市场体系中这六个市场并不是电力市场模式独有的，与现行的计划管理手段相比，都发挥相同的作用，只是机制不同。（详情见表）
