一是逐步改变日计划制定方式。日前市场的关键在于允许发用电双方自行制定次日的生产计划曲线。由于体改方案中设置了相对独立的交易机构，因此可将过去由调度机构制定日计划改变为交易机构负责，同时规定发用电双方在保证系统安全的情况下于日前提交次日生产计划。此外，也可由交易机构组织发用双方采用全电量报价的方式形成。
二是建立发用双方报价的市场化实时平衡机制。在发用双方提供了次日生产计划后，发用双方在日内可自愿地对每一时段的电力电量或偏差电量（日生产计划以外）进行报价，形成可以反映实时平衡的市场电价，
三是着手建立辅助服务市场。在现有辅助服务补偿机制基础上，可建立以实时市场价格为参考信号的调频和备用服务市场，将用户、零售商、发电厂作为市场主体，用户（零售商）和消耗辅助服务的发电厂作为分摊辅助服务费用的主体，提供辅助服务的用户、零售商和发电厂通过竞价确定辅助服务承担者
四是确定区域为市场交易范围。目前国内超20个省，存在一家发电公司装机容量占全省总装机容量的比例超过20%，有些省甚至达到50%以上，发电企业通过操纵市场价格影响了市场公平。其次，我国可再生能源发电规模大、集中在能源送出省，市场范围大，资源优化配置的效果相对更好。现货市场运行效果与交流强联系电网覆盖范围密切相关，目前，我国区域电网是典型交流强联系电网，是开展现货市场试点最好的资源条件。三是对跨区交易，可以通过在任意一方的区域平台上注册开展交易，实现跨区电力余缺调剂和资源优化配置的作用。
五是关于公益性和调节性发用电计划的执行。从目前电改方案看，市场交易电量和公益性调节性发用电计划将在一段时间内并存，但是现货市场的调度执行不能采用双轨制，否则受安全约束和输电约束影响，会引发电量偏差是由市场承担还是由计划承担的问题。为了保证居民、社会公益组织的电力供应，公益性、调节性发用电计划应当改造成中长期交易中的财务结算合同，既保证了不参与市场交易主体的经济利益，也满足双轨制背景下，现货市场统一出清、统一运行的要求。
六是提前做好涉及市场建设的技术规范、规程。虽然国外成熟市场已有详细的解决方案，技术解决方案难度不大，但涉及需要解决的问题和技术细节繁多，工作量很大。
电力市场体系建设不可能一蹴而就，需要分阶段进行。东欧国家在电力市场化改革前，电力体制、电力运行机制与我国非常相似，经过循序渐进的改革，已由计划体制转向遵循市场规律发展的道路，匈牙利从2003年实现部分用户开放，2008年实现全部用户开放，用了5年时间，每一个阶段都从法律法规和技术方面为下一个阶段做好充足准备。
中国的电力市场建设同样需要分阶段稳步推进。包括选好试点地区组建区域交易机构，并同时开展现货市场试点，拟定现货市场（含辅助服务市场）框架设计方案、交易规则等。完成技术支持系统建设。核定独立输配电价和各类可再生能源的度电定额补贴标准。确定发用电计划缩减比例。开展模拟运行和试运行。通过集中竞价开展次日或更短时间的电能和辅助服务交易，以及为了保持电力供需即时平衡，满足规避输电阻塞风险的需要，修订完善有关规则、规范，开展输电阻塞管理。总结试点经验，丰富交易品种，完善交易机制，扩大试点范围。探索推进容量市场、金融衍生品市场。逐步取消所有发用电计划，基本实现由市场方式配置全部电力资源。力争在2-3年内实现现货市场试点运行，用10年时间，建成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
手机浏览网
