蒙西电网电力现货市场的建设工作分三阶段组织实施。
1. 起步阶段(2018年-2019年6月)
(1)进一步完善交易机构和调度机构设置，建立满足现货市场运行需要的交易、调度协同运作机制，厘清交易机构和调度机构的工作界面。
(2)进一步完善电力多边交易市场中长期交易机制;完善以合同转让交易为代表的二级市场机制，探索建立电力多边市场差价合约机制。
(3)建立中长期交易与日前现货交易相衔接的电量分解机制并完善发电计划编制。
(4)为提高电网新能源消纳能力，启动调峰辅助服务市场;组织新能源和自备企业等市场主体开展市场化交易。
(5)拟定现货市场运营规则。
(6)开展市场运行仿真与红利、风险分析，建设市场运行模拟与测试的仿真平台，完成市场运行模拟。
(7)搭建交易、调度、财务、营销等信息系统“统一标准、统一接口”的电力现货市场技术支持平台。
(8)培育合格市场主体，加强对市场成员的培训和宣贯。
2. 完善阶段(2019年7月-2020年)
(1)进一步完善电力多边交易市场体系，建立市场主体以电力曲线为标的物的合同签订模式，发用双方按规则分解合同曲线。
(2)探索建立发电侧单侧竞价的日前现货市场;基于中长期交易的电量分解计划，结合发电侧的竞价申报，制定日前的开机机组组合，并形成机组的日发电曲线。
(3)进一步完善新能源消纳的市场机制，加强新能源企业功率预测，超出保障性电量的部分在参与中长期交易的基础上，鼓励参与现货市场交易;开展新能源与低谷供热负荷等新兴市场成员的交易。
(4)扩大市场参与主体，适时引入抽水蓄能电站，探索研究新能源与抽蓄电站间市场化交易模式，依次开展调频、备用等新的辅助服务交易品种;按照“谁受益、谁付费”的原则，建立辅助服务的市场化交易机制。
(5)探索建设日内、实时/平衡的现货市场，条件具备时可开展市场交易。
(6)进一步完善电力现货市场技术支持平台建设。
3. 成熟阶段(2021年-远期)
(1)全面放开发用电计划，逐步扩大市场准入范围，深化中长期交易。
(2)完善现货市场建设，构建与中长期交易高效协调的现货市场交易机制，持续深化售电市场改革，实现发电侧、用电侧的双向竞争参与，促进现货市场在更大范围内的资源优化配置。
(3)完善辅助服务市场建设，建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制，明确用户承担相应辅助服务的责任。
(4)探索建立新能源电力绿色证书、碳交易市场机制，与现有的电力市场协同开展。
(5)将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等新的市场主体纳入竞争机制;探索建设适应用户管理、提高终端用电效率的用电管理系统和需求响应系统，实现与电力交易系统的互联互通。
