市场交易模式指的商品买卖双方及相互关系的确立。竞争性电力市场的交易模式可以分成两类：一类是电力库模式，或称单边交易模式；另一类是双边交易模式。
电力库模式是指买卖双方的投标、报价与物理交易通过电力库（又称电力联营体）进行。如果所有电力物理交易都必须以电力库作为交易对象，则称为强制性电力库；如果市场允许不通过电力库的物理双边交易，则称为自愿性电力库（或称非强制性电力库）。
双边交易模式指的是买卖双方可以自由签订双边合同，独立决定成交价格和数量，无需第三方参与、干扰或推动。双边合同可以分成物理双边合同（或称现货合约）与金融双边合同（即为了套期保值、规避价格风险的期货或期权合约）。
（一）早期电力市场改革不同市场交易模式的实践
1.电力库模式
不同国家或地区在电力市场建设过程中选择何种交易模式，与电力体制改革前的工业体系和市场结构密切相关。如果原来是政府直接经营的、垂直一体化的工业组织模式，改革基本按照两种方式进行。一种方式是，先私有化再进行产业链纵向拆分，例如英国、阿根廷等。另一种方式是，直接进行发电与输配电环节的纵向拆分，并未推进私有化，例如挪威等北欧国家。还有另外一些国家或地区，如西班牙、美国加州等，在电力体制改革前产权已经私有化并采取政府特许经营方式，改革的主要任务就是工业结构重组。
从国际经验来看，在激进的私有化基础上推进电力工业拆分重组的国家或地区，在电力市场改革初期一般会选择强制性电力库，英格兰—威尔士的案例比较典型。私有化客观上导致产业组织分散，产权结构复杂，市场主体明显增多，为了有效约束市场主体，防范分散竞争可能给电力系统带来的安全隐患，需要建设集中式电力库，由它组织强制性单边交易。就当时情况来看，这种做法的监管难度较小而且成本相对可控。早期已经私有化的国家或地区（西班牙、美国加州等），虽然产业集中度较高，但是仍然存在不同性质市场主体较多的问题，他们在改革初期积极效仿英国确立电力库集中交易模式。此外，智利、澳大利亚、加拿大阿尔伯达地区、巴西、韩国等都相继建设了成本型电力库，由它集中组织交易。
电力库单边交易模式在后来发展过程中遇到了严重挫折。实践证明，电力库的强制性集中交易规则，未能从根本上弥补英国、美国加州等国家或地区的原有市场机能缺陷。这些市场机能缺陷表现为：市场交易平台尚不完善，缺失独立系统运营商或系统运营商独立性较差，市场监管机构尚未摆脱垂直一体化传统监管思维的束缚，等等。
2.双边交易模式
挪威等北欧国家、美国PJM等地区，并没有照抄照搬英国强制性电力库模式，而是建设了承担平衡市场实时调度责任的自愿性电力库。与强制性电力库模式相比，两者双边合同的规模都超过了50%，并且被公认为是改革成功而且发展成熟的竞争性电力市场。
首先，北欧和美国PJM电力市场改革之所以成功与积累了数十年的市场运行经验密切相关。PJ（宾夕法尼亚—新泽西州）电力库是1927年建立的世界上第一个电力库，1965年PJ电力库与马里兰州联网，组成PJM电力库。PJM电力库是严格控制的紧密型电力库，而不是松散的电力交易模型，它最终演变为PJM独立系统运营商（ISO）。在电力市场开放之前，PJM就已经运行中央控制的电力库几十年，PJM市场监管部门（MMU）对市场运行相当有经验，能够对市场异常快速做出反应。
挪威是北欧电力库的发源地。1932年，挪威已有五个区域电力库组织，在此基础上市政公司开始合作。1971年，全国联合电力库取代了原有五个区域电力库，出现了批发电力市场的雏形。见[美]Geoffrey Rothwel[西]Tomas Gomez，2007，p151.在1990年挪威通过能源法案拆分产业链、建设电力市场之前，全国联合电力库已经积累了近20年的市场运行经验，能够应对多种市场交易难题。
其次，北欧和美国PJM电力市场的跨国、跨区互联加速了市场交易机制的成熟，有利于化解市场运行风险。1991年，挪威输电网开始普遍、非歧视性接入服务。1996年挪威电力库拓展为北欧联合电力库，1998年芬兰EL EX电力交易所加入北欧电力库，芬兰成为独立竞价区，1999～2000年丹麦作为独立竞价区也加入北欧电力库。北欧电力库利用10年左右时间，完成了从一国向四国的渐进式拓展，过程当中不断改进市场规则、拓展合同类型、完善价格形成机制，夯实了双边交易模式的市场运行基础。而且，因为北欧诸国在电源类型、电网结构方面具有很强互补性，跨国联网有利于系统平衡资源的集约利用，有效化解了系统运行风险，加快了可再生能源开发与联网。
PJM电力市场用了十余年时间控制了新泽西、马里兰、特拉华、俄亥俄、宾夕法尼亚、弗吉尼亚州以及哥伦比亚特区、西弗吉尼亚州部分地区，2000年已占美国电能供应的7%。PJM电力市场被公认为最接近美国联邦能源监管委员会（FERC）定义的“区域输电组织”模型，为此，FERC主要参照PJM电力市场运行经验，设计了FERC标准电力市场框架模型（SMD），并推荐美国其他州参照使用。见[美]周定山。
从北欧和美国PJM电力市场的成功经验来看，如果电力体制改革前，已经有较为成熟的市场交易平台，而且拥有独立的系统运营商，市场机构与功能发育完善，市场监管机构运行多年且经验丰富，那么具备选择双边交易模式的市场和制度条件。对于电力市场化改革而言，上述市场功能与体制性条件，远比激进的产权私有化更重要。实践证明，资产私有化既非引入市场竞争的必要条件也非充分条件。也就是说，电力市场化竞争不一定要产权私有化，产权私有化也不一定会带来电力市场的完全竞争。因此，电力市场化改革不应该照抄照搬别国做法，盲目地推进私有化，而应当根据本国实际情况审时度势，审慎选择改革方向与路径，否则非但不能有效地控制市场垄断势力，反而会降低电力产业集中度，削弱市场化改革的微观产业基础。
（二）强制性电力库与物理双边交易的差别
从理论上讲，电力市场两种完全对立的交易模式是“强制性电力库”和“物理双边交易”。两者的根本区别是：电力商品的物理现货交易必须通过集中式电力库，还是以买卖双方签订的实物交易合同为准。两者的具体差别体现在以下四个方面。
1.市场主体关系：电力库的强制性与双边交易的非强制性
在强制性电力库模式下，持有许可证的发电商（或供电商）必须把电力直接卖给电力库或从电力库直接购电，不能抛开电力库进行交易。总需求预报由国家电网公司代表电力库在一日前做出，而且不会根据实际成交价进行事后修正。市场运营商与系统运营商角色尚未分化甚至无法完全分化。
双边交易不必通过电力库的集中式管理，只需将交易数量和价格告知独立系统运营商。一般双边交易模式都有现货和期货两种市场与两种价格参照体系，这有利于需求方参与定价，有利于控制市场价格风险。双边交易模式下，市场运营商与系统运营商角色分化比较彻底，系统运营商独立性较强。
2.投标与报价：电力库的非固定性与双边交易的固定性
在强制性电力库模式下，发电商报价与投标是非固定的，如果电厂由于技术或商业原因未能在规定发电日按投标量发电的话，损失只是不能获得电力库付费，而不会因为自身违约导致的系统不平衡受到惩罚。从英格兰-威尔士强制性电力库的市场绩效来看，发电成本下降的同时电力库价格反而是上升的，这说明存在发电商操纵报价导致市场失效的情况。证据：（在现货燃气价格与煤炭价格下降、电厂投资下降，发电厂热效率显著提高的情况下）“1997～1998冬季，几乎所有发电商都提高电力报价，因此该年系统边际价格比前一年度高了16%，电力联营购电价格（PPP）提高3%左右。”见英国电力管理办公室：《英国电力库运营中期评估文件集》（1998年）、载国家电力公司发输电部汇编：《国外电力市场改革与运营文献汇编》，2001年8月，内部资料。
双边交易模式下，供需双方的报价和投标一旦被接受就固定不变，而且在对方已经同意按照报价或投标进行交易时就不能撤回，否则将不得不按现货交易价付费或被罚款，这是双边交易模式最重要的市场规则。这一规则有效降低了大多数市场参与者的交易成本，一定程度上阻止市场力操纵甚至哄抬电价。
3.出清价格：电力库的复杂单一与双边交易的简单灵活
在强制性电力库模式下，计算系统边际价格的参数和公式相当复杂，相关参数包括空载价格、启动电价、三个微增电价、发电机组计划发电的交易时段数、机组的总计划发电量等。电力库允许提交复杂报价，有利于发电商收回启动和空载成本。见《英国电力库运营中期评估文件集》，1998：53.但是，因为定价极为不透明，发电商并不按照自身边际生产成本进行报价，而是猜测最终系统边际价格，并据此报价以谋取更多收益。结果导致很多低成本机组因过高报价而被排除在发电计划之外，高成本机组取而代之，最终抬高系统边际价格。
双边交易模式下，报价格式简单灵活，定价过程相对透明。启动和空载成本均不报价，而是由发电商内部消化，并适当体现在报价当中。但是，纯粹物理双边交易模式无法保证合同交易的同质性，无法产生统一的市场出清价格，与电力库模式相比，需要花费较大成本用于发现价格，反而导致低效率。
4.不平衡成本：电力库的强制分摊与双边交易的按需交易
在电力系统当中，生产与消费失衡、输电网络阻塞都会给系统安全带来隐患。在强制性电力库模式下，需求预测误差、机组违反调度指令导致的系统不平衡成本全都划入“上抬价格”，并均摊给供电商。作为接入电力系统的先决条件，某些发电商被强制要求提供备用等辅助服务，这些发电商往往通过抬高边际报价来转嫁成本。结果导致，电力库备用容量付费规则形同虚设，对备用容量付费越低，系统边际价格越高。见《英国电力库运营中期评估文件集》，1998：53.此外，强制性电力库用一套行政管理程序（如输电负荷减载程序）安排网络阻塞发生时的交易削减顺序，效率低下而且不透明，无法对网络阻塞成本作出合理补偿。
双边交易模式通过“系统平衡市场”处理实际供需差额，并据此调整价格，按实际需求分配“系统不平衡成本”。在此基础上，电力交易所通过拓展交易种类，更加规范地体现各类辅助服务的成本与收益关系。双边交易模式疏导网络阻塞的基本原则是，招致较多网络损耗的成员（如远距离发电商或用户）应承担更多成本，并通过特定双边合同来协调系统运行，用市场化机制解决成本分摊。
（三）竞争性电力市场的发展趋势是双边交易模式
在强制性电力库模式下，因为短期电力需求缺乏弹性，供给曲线陡峭，可能导致价格随负荷波动而剧烈上升或下降，价格波动风险较大。电力买卖双方可以签订“长期非实盘差额合同”（CfD），来规避短期价格波动的风险。在英国强制性电力库阶段，90%的现货交易都配有此类差额合同。但是，这类差额合同属于金融双边交易，不发生实物交割，对电力市场运行几乎没有任何影响。
强制性电力库与双边交易模式相比，具有强制集中交易、不固定投标与报价、出清价格系统复杂、强制分摊不均衡成本等较为明显的劣势，因此更多竞争性电力市场选择放弃强制性电力库而转向双边交易模式。例如：英格兰—威尔士电力库最初采用的是强制性电力库模式（1998～2001年），后来采用新交易协议（NETA），更多强调激励需求方广泛参与，强调市场交易权利与义务、风险与收益的对等关系，逐渐转向双边交易模式。受英国电力市场交易模式转换的影响，原来建设强制性电力库的国家或地区也纷纷转向双边交易模式。
各国电力市场交易模式日益趋同，双边交易模式不断完善。因为纯粹的物理双边交易存在市场出清价格过多、管理成本较高、系统不平衡风险较大等问题，发达的双边交易市场一般通过引入集中式现货市场解决系统不平衡，即通过独立系统运营商（ISO）操作电力库对系统微增电量进行实时竞价交易。与此同时，双边交易市场还不断拓展金融双边交易的品种与规模，力求为市场主体提供更多的价格发现渠道与风险规避手段。
在短期，电力供给与消费基本无弹性或弹性较小，电价变化对供给量和消费量影响较小，生产者和消费者在实时现货市场上都是价格被动接受者。他们在避免短期现货价格剧烈波动方面有共同利益，希望通过长期合同来保证较为经济、可靠的电力供应与生产。竞争性电力市场的发展趋势，倾向于更少使用短期现货市场，而转为使用长期双边合同或电力期货工具，以抑制市场支配力和对冲价格风险。
双边交易模式自身的发展与完善不仅有利于电力批发竞争的顺利开展，而且有利于逐步开放电力零售竞争。开放电力零售竞争的体制条件是切实推进“输配分开”，这对独立系统运营商、市场交易平台以及相应的经济管制制度提出了更高、更细的要求。