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，就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，将公益性、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。电能本身的物理特点决定了，电力市场体系建设与电力系统运行关联紧密。必须提前做好各种规章规程、技术解决方案、技术支持系统的准备，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。但由于涉及需要解决的问题和技术细节繁多，工作量很大。
电力市场体系建设是一个全新的课题，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，罗马尼亚2000年电力市场开放10%，随后逐步增加到15%、25%、33%、40%、55%、83%，直到2008年实现全部用户开放，用了8年时间。新加坡电力市场改革起步于1995年，在坚实的步伐下，逐步完成厂网分离、成立监管机构与能源市场公司, 2003年6月，首先放开全部特高电压和高电压用户，低电压用户要求每月的平均用电量超过两万度，之后逐步放开低电压用户，计划2015 年7月放开到每月平均用电量超过两千度的低电压用户，实现市场交易电量接近全社会用电量的80%，剩余的用户(包括家庭用户)实行政府定价，由新加坡能源服务有限公司负责供电服务。
结合我国电力工业实际，充分考虑我国社会经济发展的需要。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。
