一是逐步改變日計劃制定方式。日前市場的關鍵在于允許發(fā)用電雙方自行制定次日的生產計劃曲線。由于體改方案中設置了相對獨立的交易機構，因此可將過去由調度機構制定日計劃改變?yōu)榻灰讬C構負責，同時規(guī)定發(fā)用電雙方在保證系統安全的情況下于日前提交次日生產計劃。此外，也可由交易機構組織發(fā)用雙方采用全電量報價的方式形成。
　　二是建立發(fā)用雙方報價的市場化實時平衡機制。在發(fā)用雙方提供了次日生產計劃后，發(fā)用雙方在日內可自愿地對每一時段的電力電量或偏差電量（日生產計劃以外）進行報價，形成可以反映實時平衡的市場電價，
　　三是著手建立輔助服務市場。在現有輔助服務補償機制基礎上，可建立以實時市場價格為參考信號的調頻和備用服務市場，將用戶、零售商、發(fā)電廠作為市場主體，用戶（零售商）和消耗輔助服務的發(fā)電廠作為分攤輔助服務費用的主體，提供輔助服務的用戶、零售商和發(fā)電廠通過競價確定輔助服務承擔者
　　四是確定區(qū)域為市場交易范圍。目前國內超20個省，存在一家發(fā)電公司裝機容量占全省總裝機容量的比例超過20%，有些省甚至達到50%以上，發(fā)電企業(yè)通過操縱市場價格影響了市場公平。其次，我國可再生能源發(fā)電規(guī)模大、集中在能源送出省，市場范圍大，資源優(yōu)化配置的效果相對更好。現貨市場運行效果與交流強聯系電網覆蓋范圍密切相關，目前，我國區(qū)域電網是典型交流強聯系電網，是開展現貨市場試點最好的資源條件。三是對跨區(qū)交易，可以通過在任意一方的區(qū)域平臺上注冊開展交易，實現跨區(qū)電力余缺調劑和資源優(yōu)化配置的作用。
　　五是關于公益性和調節(jié)性發(fā)用電計劃的執(zhí)行。從目前電改方案看，市場交易電量和公益性調節(jié)性發(fā)用電計劃將在一段時間內并存，但是現貨市場的調度執(zhí)行不能采用雙軌制，否則受安全約束和輸電約束影響，會引發(fā)電量偏差是由市場承擔還是由計劃承擔的問題。為了保證居民、社會公益組織的電力供應，公益性、調節(jié)性發(fā)用電計劃應當改造成中長期交易中的財務結算合同，既保證了不參與市場交易主體的經濟利益，也滿足雙軌制背景下，現貨市場統一出清、統一運行的要求。
　　六是提前做好涉及市場建設的技術規(guī)范、規(guī)程。雖然國外成熟市場已有詳細的解決方案，技術解決方案難度不大，但涉及需要解決的問題和技術細節(jié)繁多，工作量很大。
　　電力市場體系建設不可能一蹴而就，需要分階段進行。東歐國家在電力市場化改革前，電力體制、電力運行機制與我國非常相似，經過循序漸進的改革，已由計劃體制轉向遵循市場規(guī)律發(fā)展的道路，匈牙利從2003年實現部分用戶開放，2008年實現全部用戶開放，用了5年時間，每一個階段都從法律法規(guī)和技術方面為下一個階段做好充足準備。
　　中國的電力市場建設同樣需要分階段穩(wěn)步推進。包括選好試點地區(qū)組建區(qū)域交易機構，并同時開展現貨市場試點，擬定現貨市場（含輔助服務市場）框架設計方案、交易規(guī)則等。完成技術支持系統建設。核定獨立輸配電價和各類可再生能源的度電定額補貼標準。確定發(fā)用電計劃縮減比例。開展模擬運行和試運行。通過集中競價開展次日或更短時間的電能和輔助服務交易，以及為了保持電力供需即時平衡，滿足規(guī)避輸電阻塞風險的需要，修訂完善有關規(guī)則、規(guī)范，開展輸電阻塞管理?？偨Y試點經驗，豐富交易品種，完善交易機制，擴大試點范圍。探索推進容量市場、金融衍生品市場。逐步取消所有發(fā)用電計劃，基本實現由市場方式配置全部電力資源。力爭在2-3年內實現現貨市場試點運行，用10年時間，建成競爭充分、開放有序、健康發(fā)展的市場體系。