《意见》提出，鼓励合理选择现货市场价格形成机制。根据各电力现货试点地区的电网结构和阻塞情况，可选择采用节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等价格机制。
《意见》还提出，统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。中长期双边交易形成的电量合同，可由交易双方自行分解为分时曲线。对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。推动形成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制。
在《意见》发布之前，广东、内蒙古、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个电力现货试点地区已开展了相应的试运行工作。广东已于5月份进入结算试运行，其余省份均在6月底启动了模拟试运行。
电力行业研究人士表示，电力现货市场通过充分竞争生成完整的价格信号，能够反映电力商品价值和供求关系，从而对电力投资与消费、促进产业升级、优化电网电源规划产生重要意义。
此次《意见》还提出非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数。各电力现货试点地区应设立明确时间表，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，实现清洁能源优先消纳。
《意见》还称，配合电力现货市场试点，要积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场等。
中金公司最新研报认为，此次《意见》在总结前期经验的基础上，有望深化现货市场的试点建设，推动电改进程。将协调跨省交易与省内现货市场、建立促进消纳的现货交易，利好清洁能源。
瑞银证券中国公用事业、新能源及环保行业分析师刘帅近日接受上证报记者采访时表示，2025年至2030年后储能就可以大规模应用，届时电网可以消纳更多的新能源发电。
深化电力现货市场建设是此轮电改重点工作的一部分。今年以来，电改的各项工作均在全面推进。6月底，国家发展改革委公布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，明确经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，提高电力交易市场化程度。此外，国家发展改革委还批复了第四批84个增量配电项目。另有多家电力交易机构股份制改造正在推进。
