2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，加上2018年8月启动的广东省，目前共有三个试点地区实现了启动试运行的预期目标。
自2015年“九号文”发布以来，随着各省交易中心的组建、输配电价的核定以及中长期协议电量的增加，电力市场改革进入中期，建立现货市场成为当前改革的重中之重。
设计一套完善的电力市场体系绝非易事，而中国电力市场改革面临一项更大的挑战，是如何从现有的“计划分配”模式向市场化机制过渡。制定一条市场化过渡路径，培育市场主体，分步骤帮助其逐步转型，与电力市场设计本身同样重要。
然而，值得注意的是，尽管过渡方案可以给予参与者足够的适应时间，但一定要在各阶段中设计出足够激励参与者进行“改变和学习”的机制，确保下一阶段能按计划实施，而非过度保护和强调参与者“不变”的空间，出现看似市场规则变了、而市场行为止步不前的状况。
在现阶段，中国省级电力系统以全电量边际成本调度为基础、现货市场加中长期金融协议的市场结构更具实施性，能够有效实现资源优化配置、释放社会红利的改革目标。具体来说，可分为以下三个阶段，分步骤实施。
阶段一：实施市场化调度，辅以收益保障协议。这一阶段的实施重点是实行竞价上网和边际成本报价以优化调度，降低系统成本，同时辅以收益保障协议，控制市场调度对各利益相关方带来的财务影响，确保发电企业的收益基本保持不变。
阶段二：逐渐取消保障协议，拓宽市场开放范围。当各方对市场化调度有所适应并积累了一定的市场经验后，应逐渐减少政府保障部分的电量，扩大与用户直接交易的范围，鼓励售电侧直接参与批发市场，将市场红利释放到用户侧。
阶段三：引入竞争性报价，向售电侧放开现货市场。当市场框架基本建立、交易主体趋向成熟以及监管职能不断完善后，应进一步去除改革初期为减少风险设立的行政管控措施，转为用市场化手段对系统进行调控，提高竞争性。
值得注意的是，建立额外市场（如容量市场）的主要目的是弥补电量市场补偿的不足，这需要建立在电量市场运行已基本稳定、 价格和供需实现均衡的基础上 （国际普遍经验显示这通常需要两年左右的时间），谨防将电量市场尚未稳定所带来的问题与电量市场本身的缺陷混淆起来。在过渡期间过早的加快进度或引入其它市场，可能会造成未预测到的市场扭曲，很难实现预期目标。
从目前已公布的一些现货试点计划来看，可以看到许多省份都充分意识到了过渡路径的重要性，尤其在过去政府发电计划的处理、中长期合同与现货的结合方式、价格形成与结算以及市场参与范围等几个问题上进行了很多创新性的过渡探索，而非简单一步照搬国外成熟模式。