2017年8月，国家发改委和国家能源局公布了《关于积极开展电力现货市场建设试点工作的通报》，明确提出以广东跟上，自由选择8个地区作为电力现货市场交易的试点。电力现货交易市场的创建，对于前进电力市场化改革、创建市场化的电力交易体系具备最重要意义。现有的电力市场化改革路径，大体可以分成三个阶段：第一阶段创建中长期交易市场，核定输配电价的方式，让市场需求外侧和供给外侧直接参与到市场交易中来。
第二阶段通过创建电力现货交易市场，使电力价格需要动态体现输配电价以外的供求关系。通过价格信号来构建电力供需平衡。第三阶段则是将电力现货交易外延到电缆配上电价的定价中，使电力价格确实动态体现实际成本。
但到目前为止，只有广东、山西和甘肃三个地区启动了电力现货市场的试运营，其他省份的前进进展更为较慢。造成电力现货市场无法前进的原因应当主要有以下几点：首先，对电网安全性的担忧。在非现货交易市场中，市场需求外侧和发电外侧只是大体构建总量均衡，电力的调度和均衡任务只不过是由电网来分担的。电力现货交易结果是要动态继续执行的，这意味著目前的电力系统运营方式将经常出现较为大的调整。
在市场参予主体都还没充裕经验的情况下，前进电力现货交易有可能对电网的稳定性和电价稳定性导致过大的影响。即使在美国等市场化更为完全的成熟期市场，在电力正处于高峰状态时，电力市场和电价也常常不会正处于不稳定的状态，很更容易在负荷高峰期间经常出现问题，这使得电网对于前进现货交易不存在疑虑。其次，市场主体参予现货市场的意愿或许不低。
非现货交易市场操作者模式较为简单，也较难为市场主体所拒绝接受。电力现货市场实行后，电力用户必须确认未来一天的负荷曲线，差额部分则必须转入现货市场展开出售。
同时，发电企业也必须考虑到自身调节负荷适应环境号召市场需求的成本。电力现货价格波动增大，交易复杂程度也大大增加。一方面，现有的人员素质和交易经验有可能无法应付，因此企业顾虑转入的风险较小。
另一方面，无论是对发电企业还是电力用户而言，其电力管理成本将不会下降，而且将不会面对更大的电价波动风险。非现货交易市场中，发电企业可以减少额外的运营小时数，只要交易价格低于边际成本就能受益，而购电者则可以更加较低的价格买下电力，双方都有动力参予交易。但在现货市场中，由于交易者不一定能取得电价减少的收益，但减少了价格管理的成本与不确定性，因此影响了参予意愿。再度，金融对冲工具的缺少也制约了电力现货市场的建设。
非现货交易市场中，发电企业可以通过到期货市场上出售动力煤合约构建对冲，或者可以回避燃料价格波动的风险。但是在现货市场中，价格波动不会更为频密，且不确定性更高。
如果缺少适当的对冲工具，或者缺少有经验的操盘手，市场主体对于参予现货市场的交易也所持更加慎重的态度。根据目前电力现货市场前进所不存在的问题，建议如下：第一，在前进现货市场建设时，还是要经过充分考虑，使用更为稳健的方式前进。可以再行设置较长时间的仿真运营期，以累积充足的交易经验与人才储备。
同时在前进时，可以优先在一些用电需求量低，不具备价格管理能力的企业展开试点，之后再行推展。同时，应当认识到非现货交易市场的模式也不具备一定的优势，在条件不成熟期的地区有可能不合适过快地前进现货市场的创建。
第二，考虑到创建补偿机制。现货交易不会减少企业的电力管理可玩性，如果有较为较低的输配电价作为补偿，企业就有可能有动力参予交易。
可以考虑到针对现货交易的用户，必要上调输配电价水平，以鼓舞其参予市场交易。第三，不应创建多级交易机制。
考虑到电力市场主体的多元性与复杂性，未来的市场设置可以包括保底市场、非现货交易市场和现货交易市场多个层级。在非现货和现货交易市场之间创建转换机制。
当重新加入现货市场的交易者，找到自身无法适应环境现货市场的市场需求时，应当容许其撤回到非现货交易机制中。第四，前进电力金融市场的实时发展和的组织现货市场培训。
可以创建电力日前市场，通过创建短期期货合约来为电价的波动获取对冲工具。可以希望非电力市场主体参予到日前市场的交易中，通过市场的力量构建价格找到的功能。
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