文件陆续出台，电改呈加速之势。二是改革重点在售电侧。与2002年电改重点在发电侧引入竞争不同
，本轮电改重点是在售电侧引入竞争，对售电权进行重新分配；三是改革方式更多表现为自下而上。
本轮电改在方式上，呈现出自下而上的特点，通过地方层面的改革推动国家层面的改革。
电改9号文将解决可再生能源保障性收购、确保可再生能源发电无歧视无障碍上网作为当前电力体制改革的重要任务。目前，改革的推进更多体现在降低电力成本和售电侧放开等短期目标上，而可再生能源消纳和电力辅助市场建设等长期目标，还有所欠缺，需要下一步重点关注。
电力系统灵活性不足
从2006年1月1日《可再生能源法》实施以来，我国可再生能源发展迅勐。截至2015年年底，风电和光伏发电装机规模均居世界第一。截至2016年9月，国家电网调度范围内的风电和太阳能光伏发电装机已突破两亿千瓦，国家电网调度的27个省份中，14个省份新能源已经成为第二大电源。“十二五”期间，我国建成了4个千万千瓦级风电基地，建成了3个超过500万千瓦光伏基地。
然而，从2011年开始，我国弃风弃光问题凸显。国家能源局数据显示，2015年全国弃风率达到15%，是2011年发生大规模弃风以来最严重的一年。2016年第一季度全国弃风率升至26%，弃光限电约为19亿千瓦时，甘肃和新疆的弃光率分别高达39%和52%，明显高于2015年年底的31%和26%。
在上网电量完全无法保证的情况下，可再生能源的上网电价也被变相降低，以致出现了“量价齐跌”的现象。甘肃、宁夏、新疆等省（区）纷纷推出“直供电交易”、“自备电厂替代交易”及“跨区交易”。风电、光伏发电企业甚至要报零电价才可获得上网电量。此外，有些地方政府还要求风电企业拿出发电收入，补偿当地火电企业。
造成可再生能源并网消纳难的一个重要原因，是我国电力系统的灵活性不足。可再生能源的迅速发展，在优化我国电源结构的同时，也对电力系统的灵活性提出了更高要求。提高电力系统灵活性的主要方法：一是增强灵活性电源的供给能力；二是加大可再生能源消纳区域。目前已采取的措施，如加大火电机组灵活性改造，提高火电调峰能力，以及加强网架建设，扩大可再生能源跨省跨区输送，是这两个方法的具体体现。但是，仅有这些物理方法还远远不够。还应该从体制机制上做文章。应该通过电力辅助服务交易机制，通过价格信号，使为系统提供灵活性服务（辅助服务）的市场主体得到合理的利益补偿，从而具有提供灵活性服务的动力和方法，增强灵活性电源的供给能力。因此，电力辅助服务市场建设是本轮电改需要解决的一个重要问题。
辅助服务市场滞后
目前，电力辅助服务市场的突出矛盾主要集中在辅助服务补偿费用过低，提供辅助服务的电厂的成本很难得到合理补偿；辅助服务调用不均衡，有损被集中调用机组的利益和健康状况，也造成不公平的市场竞争。此外，由于跨省区输入电能基本不承担相应的辅助服务义务，部分可再生能源规模较大、负荷体量较小的省份，火电机组辅助服务任务重。
9号文明确提出了建立电力辅助服务交易机制。其配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中，着重强调：要按照“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，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易；用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。
我国电力市场还处于初级阶段，辅助服务的市场价格机制存在缺位，辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、支付与结算方式尚未完善。目前辅助服务的补偿机制，还无法兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异，无法区别辅助服务质量的差异，无法有效激励并网电厂提供辅助服务的积极性。
电力辅助服务市场建设是构建符合国情的、统一开放的电力市场体系的重要组成部分，辅助服务市场滞后状况必然影响电力交易市场的推进。在市场环境下，如何科学合理地制定辅助服务计划，完善辅助服务电价补贴机制，降低辅助服务成本，调动和提高发电企业参与辅助服务的积极性，是下一步电改需要重点解决的问题。
