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為交易機構負責，同時規定發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用雙方采用全電量報價的方式形成。
二是建立發用雙方報價的市場化實時平衡機制。在發用雙方提供了次日生產計劃后，發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、發電廠作為市場主體，用戶（零售商）和消耗輔助服務的發電廠作為分攤輔助服務費用的主體，提供輔助服務的用戶、零售商和發電廠通過競價確定輔助服務承擔者
四是確定區域為市場交易范圍。目前國內超20個省，存在一家發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，發電企業通過操縱市場價格影響了市場公平。其次，我國可再生能源發電規模大、集中在能源送出省，市場范圍大，資源優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。三是對跨區交易，可以通過在任意一方的區域平臺上注冊開展交易，實現跨區電力余缺調劑和資源優化配置的作用。
五是關于公益性和調節性發用電計劃的執行。從目前電改方案看，市場交易電量和公益性調節性發用電計劃將在一段時間內并存，但是現貨市場的調度執行不能采用雙軌制，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、調節性發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范、規程。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律發展的道路，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步推進。包括選好試點地區組建區域交易機構，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，滿足規避輸電阻塞風險的需要，修訂完善有關規則、規范，開展輸電阻塞管理。總結試點經驗，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、健康發展的市場體系。
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