电力的发展是推动我国经济发展的重大元素之一，随着新电改的推进，许多省市相继成立了电力交易中心。如今，输配电价改革试点已经覆盖全国超60%的省份，新电改另一重要内容电力市场建设工作也即将全面推进。
目前《非现货试点地区电力市场基本规则（试行）》、《现货试点地区电力市场基本规则（试行）》、《关于做好电力市场建设有关工作的通知》等多个配套细则也已拟定并内部征求意见。根据目前的思路，开展现货市场试点需要同时满足各地发电市场力、可再生能源比重装机、跨省跨区售电量占本地比重等三项考察指标。
长期以来，在项目核准制、价格审批制、年度计划电量分配制的一整套闭环机制下，我国电力行业处于“企业为国家办电，国家管控企业经营”的状态。2002年电力体制改革推行厂网分离以来，东北、华东区域开展电力市场试点，各地开展跨省区电能交易、电力直接交易、发电权交易等。其中，电力直接交易开展范围最广泛，交易量增长快速，但始终是低于或等于政府标杆电价的单边降价机制，没有形成反映供需变化的价格信号。
2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为啃“硬骨头”的新一轮电改启动，要求具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主规避风险、以现货交易为补充发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。
所谓的电力市场化，就是要在满足电力系统实时平衡的基础上，实现电能的发、用数量和价格可以像普通商品一样由购售双方协商决定。按照“1+N”的模式，相关部门目前已完成征求意见的《电力市场运营基本规则》、《电力市场监管办法》、《电力中长期交易基本规则》等一系列配套细则对交易的组织、校核、执行、结算、偏差处理、信息反馈、市场干预等进行规定，建立了较完整的中长期交易体系，初步满足近阶段各类市场交易需求。
而最为关键的还是现货市场的建设，被认为是市场化改革能否成功的“最后一公里”。据透露，下一步将选择条件适宜的地区开展以短期、即时交易为主的现货市场试点，通过市场机制形成发用电调度方式、平衡电力供需、管理输电阻塞和提供辅助服务，通过市场机制发现价格信号。
根据目前的思路，开展现货市场试点，单一市场主体参与市场交易的装机份额原则上不超过30%、或最大四家发电企业市场份额不超过65%、或市场集中度指数（HHI指数）不超过2000，水电以外的可再生能源装机占本地统调装机原则上不超过30%，跨省跨区受电量（不含“点对网”送电电量）占本地统调发受电量比重超过30%。
目前全国仅有两个国家级电力交易中心，北京和广州电力交易中心主要是落实国家指令性计划、地方间框架协议，以大宗的中长期交易为主。而小宗的中长期和现货交易主要是在省域级的电力交易中心。北京、广州电力交易均已完成注册并开展了交易。
与此同时，新疆、青海、宁夏、天津、吉林、江苏、内蒙古东部、黑龙江、山东、河北、贵州、上海、福建、陕西、四川、安徽、河南等成立了17家省级电力市场交易中心。云南表示将组建昆明电力交易中心，面向省内外开放，待条件成熟还将开展跨境电力交易。此外，华北、华中电力交易中心组建和区域市场建设也在酝酿中。
行业分析人士认为，各地电力交易中心投入市场化运作，为电企和用户直接交易提供了平台，将促进大用户直购电数量的增加，随着交易规模的不断扩大，电力市场化下的电价下降也将成为可能。
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