对此之前FERC曾要求各个ISO/RTO设计一个辅助服务出力补偿机制，除了前期支付辅助服务费、容量费，还要按出力再进行弥补。
但这就涉及辅助服务的成本问题。辅助服务如果不够，就会威胁可靠性，违背安全条例，所以市场需要一个强信号，因此辅助服务价格必须非常高。辅助服务价格高，而且还需要按出力进行弥补，这些成本应该由谁来承担？CAISO的设想是根据各个电力公司用电的多少，按比例分配，即某地因为当地情况需要更多的辅助服务备用，它应该承担更多的成本，MISO的设想是均摊。
规划中考虑电厂应变能力
CAISO现在做规划，不仅需要考虑有没有足够的发电，还要考虑电厂的应变能力，即灵活性。比如说，一个发电厂只有核电机组，它有足够的发电能力，但缺乏灵活性；燃气轮机虽然成本高，但非常灵活，可以在几分钟之内迅速启动。
容量机组也需要更灵活
CAISO有一个可靠性服务的标准，主要涉及发电基础灵活性以及和NERC标准耦合的问题。加州由于尚未形成公开市场，这一部分就不在FERC监管之下，而由CPUC监管。CPUC有一个“资源充足性标准”（Resource adequacy），规定每一个公用事业公司必须通过双边合同的形式购买峰荷的115%的容量。如果ISO认为短期内公用事业公司已有的容量合同不够用，ISO可以购买1-3个月的容量合同。
容量市场属于短期的规划问题，并不是一个直接的市场问题。以前CAISO只考虑容量的数量足够即可，但现在，可再生能源的间歇性让ISO意识到仅仅数量上达到要求还不能解决问题，难以即起即停的核电即便参与容量合同，也较难调用。现在ISO对容量有了新的“灵活性”标准，不局限于原有的“最大爬坡”要求，还得看爬坡率，看它达到稳定输出需要多久。
ISO会审核电力公司提交的容量合同，运用一套较为周密的数据模型确定其爬坡能力和爬坡率，严格到最小稳定输出后才纳入计算。此外，ISO不仅购买辅助服务以及短期容量合同，它还会购买灵活的多样容量，因为只有在可持续性不能保证之时才能启用辅助服务，但在非持续性问题上，ISO仍需要保证这部分容量在线，随时可调用。
可再生能源灵活性及风险补贴
除了让传统机组、容量机组有更多的灵活性，CAISO还希望新能源也能提供灵活性，在供大于求的时候可以暂停入网供电。
在加州，新能源不直接进入批发市场，而是和电力公司签订长期合同，这份合同是新能源发电商争取贷款的保障，合同签订之后，相应的发电量就会进入市场，为了保证太阳能、风能优先上网，持有可再生能源合同的电力公司会以负报价竞价，同时ISO系统也有“自安排”机制，符合要求的电量在进入市场时可自行勾选“自安排”项目，系统会自动分配-150美元/MW的最低报价。
一旦发电过剩，系统结算价格会在短时间内真正达到负结算，加州在去年已经多次出现负结算区间。负结算价格的出现对于传统机组和投资者而言并非积极的信号。然而，如果新能源达到15%-20%的可调节性，或将有助于保证资源充足。
加州可再生能源是受政策补贴的，一旦发电量被降，风场所能拿到的补贴就会少于合同电量应该得到的补贴，风场在参与调节上就会面临损失，就必然不愿意弃风。
在这方面就需要PUC的介入，允许公用事业公司去为风场提供赔偿或调节补偿，并将公用事业公司的这一部分支出按成本算入其每年预算，在次年可以从配电费等环节收回。
但如果公用事业公司上报的预算增加，最终会传导到居民身上，这是一个弊端。然而，如果可再生能源不可调，需要把核电关掉，用燃气轮机发电，批发市场成本就会增加，间接会体现在度电电价上。而且关停核电的成本更高。如果仅补贴风电，剩下的其他发电能力不受影响，所要付出的代价孰轻孰重便可知。
发展储能
CPUC在2013年曾出了一个决议，要求到2022年加州要增加1325MW的储能，超过50MW的抽水蓄能都不能算在其中。在储能技术上则没有限制，系统运营商和监管者对形式各样的可以有一定容量的储能方式持鼓励和欢迎态度，诸如封闭式抽水蓄能、压缩空气储能、冰冷蓄能、电池储能等。
如果可以在发电过量的时候把多余的电储存起来，不仅可以减轻CAISO的压力，也可以避免资源浪费。
加州的水电占比很大，然而50MW的抽水蓄能电站仅有圣地亚哥的两个机组，距离CPUC所设立的目标，加州在储能方面还需要投入更多建设。
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