3月24日，国家能源局综合司公布了《关于做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）》，并向社会征求意见，以加快推进电力市场建设和电力市场化交易，逐步构建符合我国国情的电力市场体系。
综试地区力争尽快开展现货交易
《征求意见稿》提出，要加快推进电力市场建设试点工作。向国家发改委、国家能源局申请或已批准开展电力体制改革综合试点地区，要尽快组建领导小组和工作组。制定和完善包含中长期交易和现货交易的电力市场试点方案；按照国家能源局制定的电力市场基本规则，拟定本地区电力市场交易实施细则；依照已获批的电力市场建设方案，明确组建电力交易机构牵头单位，制定和批准本地区电力交易机构章程，并督促尽快组建本地区相对独立的电力交易机构；建设功能健全、运行可靠的电力调度交易一体化的技术支持系统，逐步实现电力交易技术支持系统和市场主体、电力调度机构相关信息系统的集成，确保系统能够支撑市场注册、交易、结算、监管与信用管理等职能。力争尽快开展电力中长期和现货市场交易。
另外，各地区要认真分析当地电力结构、供需平衡、输配电能力和市场控制力等基本情况，科学论证电力市场建设的模式，明确市场建设的主要内容、步骤和组织实施方式等，形成比较完善的市场建设方案。积极申报市场建设方案，主动参与电力体制改革。
全面推进中长期市场建设
《征求意见稿》要求，要全面推进中长期市场建设。未获批开展试点的地区，要重点搞好工商业用户（售电企业）与发电企业直接交易为主的电力中长期市场建设。一是放宽市场准入条件，完善市场主体退出机制，选择直接交易的用户原则上应全部电量参与市场交易，年度发电计划外的机组富余能力可参与市场化交易，9号文印发后新投产的发电机组原则上全部参与市场交易，被强制退出或列入黑名单的市场交易主体原则上3年内不得直接参与市场交易。二是不断扩大直接交易电量规模，2016年力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的30%，2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开。按照国家能源局制定的交易基本规则，拟定本地区电力中长期交易实施细则。通过自主协商、集中竞价等市场化方式开展多年、年、季、月直至周等日以上的电力交易和可中断负荷、调压、调峰等辅助服务交易。三是逐步建立市场兜底的电力电量平衡机制，加强直接交易合同执行的刚性约束力。加快推进跨省跨区电能交易市场化，建立规则统一开放的跨省跨区电能交易市场，符合条件的省（区、市）内外发电和用户都可参与。任何企业不得以任何形式变相下达跨省跨区交易计划。
属于“点对网”方式（含网对网方式送电但明确配套电源点情况）的政策性跨省跨区交易，原则上纳入受电地区市场建设进程，电源点平等视为受电地区电源点统筹考虑；属于“点对多网”方式的政策性跨省跨区交易可暂不放开，待受电地区均开展市场建设后统筹考虑；属于“网对网”方式的跨省跨区可以近三年平均电量一定比例下浮签订年度合同，年度合同以外电量开展市场化交易，经双方政府有关部门同意后也可直接纳入市场化进程；现货试点地区涉及的跨省跨区交易根据现货市场规则纳入市场化进程。
《征求意见稿》明确，10千伏及以上电压等级工商业用户可直接与发电企业交易，也可委托售电公司参与直接交易，10千伏以下电压等级工商业用户可通过售电公司参与直接交易。落后产能、违规建设和违法排污项目不得参与。严禁采用政府行政审批的方式确定市场主体。
有序推进交易机构组建。开展电力体制改革综合试点的省（区、市），采用规定的组织形式组建相对独立的交易机制，建立市场管理委员会等议事机构。尚未获批开展试点的地区，电力交易机构可暂维持电网企业内设模式。
深化辅助服务交易机制
《征求意见稿》同时提出，要深化辅助服务交易机制，到2016年底初步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制；现货试点地区开展包括备用、调频等辅助服务交易。其中，备用、调频等辅助服务的需求由电力调度机构进行测算，市场交易主体对调频、备用和启机服务分别进行报价，由电力调度机构按价格优先的市场机制购买，辅助服务的成本由批发市场中的购电主体承担。调用调频、备用等辅助服务所提供的额外电能量（增加或减少的上网电量）按实时平衡市场形成的出清价格进行结算，日前的辅助服务交易仅结算其容量费用。
非现货试点地区要进一步完善现有辅助服务考核和补偿规则，通过1-3年的努力和规范，建立辅助服务市场化交易机制，并逐年扩大辅助服务交易规模，占上网电费比重提高到3%-5%。
另外，《征求意见稿》对加强市场监管、做好市场风险防控、加强组织实施等内容，也作出了具体规定。