供应充足和公平分担共享的辅助服务是现代电力系统和市场的核心要素，也是风电、太阳能发电等波动性新能源发电实现大规模并网消纳的重要支撑。上一轮电力改革以来，我国开展辅助服务探索，实行基本辅助服务和有偿辅助服务，近年来在风电比重较大、调峰调频压力大的地区探索辅助服务补偿机制，但在权责利方面仍然有待规范。
配套文件提出：按照谁受益、谁承担的原则建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易；在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期开展可中断负荷、调压等辅助服务。随着辅助服务交易机制的建立健全，火电、气电、负荷和新能源可以发挥自身优势参与市场交易，既获得高价值辅助服务收益，又促进大规模新能源并网消纳。考虑到辅助服务是整个电力系统层面需要解决的问题，辅助服务分担共享机制的实施有待于进一步理清初始权责利归属，以及与优先发电制度、可再生能源发电全额保障性收购制度的关系。
中长期市场和跨省跨区交易的机制化、规范化也是这轮电改的重要任务，有利于转变行政主导、打破市场壁垒、扩大电力市场消纳范围。欧美成熟电力市场的探索过程和实践显示，中长期购电合约不仅是大规模电力市场的稳定器，也为新能源发电提供了稳定市场、吸引了投资、降低了资金成本；美国大量风电项目通过购电合约（PPA）进入本地和周边电力市场，通过确保上网电量来享受生产税抵扣（PTC）和可再生能源证书（REC）市场收益。
2014年，美国PPA价格已经降低到每度电2.35美分，相比2009年降幅达66%。近年来我国持续探索实践直购电和跨省跨区交易，配套意见进一步明确要求建设中长期市场，建立相对稳定的中长期交易机制，鼓励市场主体间开展直接交易；构建区域市场，完善跨省跨区电力交易机制，促进市场化跨省跨区交易。随着我国西部可再生能源基地建设进程，今后可积极探索西南水电、“三北”风电和太阳能发电通过中长期合同、跨省跨区交易实现市场化交易和跨省跨区消纳。
售电侧改革有利于推动分布式可再生能源发电以及大型可再生能源发电项目参与直接交易。“9号文”和配套文件均提出，鼓励社会资本投资配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，多途径培育市场主体。这可望加速推进分布式发电发展，并通过增加多元化购电市场主体推动大型可再生能源发电项目参与电力直接交易。
为切实推动电力结构调整、优先发展可再生能源，在实践中应统筹推进各项电力改革，以及资源环境税收和价格改革。考虑到我国西部煤电基地建设冲动仍然强烈，近期资源税仍将保持较低水平，预计煤电（尤其是西部煤电）发电和外送冲动强烈，中长期市场和现货市场煤电交易价格趋于降低，不利于节能减排和产业结构调整，也增加西部可再生能源发电的补贴资金、市场消纳和输电通道使用压力。为此，应考虑统筹推进可再生能源发电优先上网和灵活参与市场、资源环境税收和价格改革、可再生能源补贴资金投入机制设计相互结合，确保电改推动电力行业发展方式转变和电力结构优化。
按照配套文件，国家发改委、能源局将会同有关省区拟定区域电力市场试点方案，省级政府提出省市场试点方案经国家发改委、能源局论证后实施；取得经验后在其他地区推广电力市场体系，进一步放开竞争性环节电价、取消销售电价和上网电价的政府定价、放开发用电计划。
目前，电力体制改革已经进入实施阶段，并启动若干省市级电力改革试点。“十三五”期间应在可再生能源电力消纳问题突出的地区推进省级、区域电改试点，把促进可再生能源电力消纳的市场机制和政策措施作为试点方案及全面推进电改的重要任务：把风能、太阳能发电等作为一类优先保障，落实全额保障性收购制度；建立充分反映电力供需和市场价值的现货市场，调动全系统灵活资源促进电力电量平衡；适时改革可再生能源发电补贴机制，把可再生能源固定上网电价（FIT）转变为市场电价+溢价补贴（FIP）或差价合约机制（CFD），实现市场竞争机制与扶持政策的结合。
建立全系统视角、电力用户参与的辅助服务分担共享机制；探索西南水电、“三北”风电和太阳能发电通过中长期合同、跨省跨区交易实现市场化交易和跨省跨区消纳；推动分布式电源或微网系统参与电力交易和售电。通过上述举措，既推动当地可再生能源电力消纳，也为全国电力改革和可再生能源电力消纳做出示范、积累经验。
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