新一轮电改在吸收借鉴国内外电力市场建设经验教训的基础上，更加重视构建有效竞争的市场结构和市场体系。如配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》就进一步明确要求建立公平、规范、高效的电力交易平台，在全国范围内逐步形成竞争充分、开发有序、加快发展的市场体系。
本轮改革的电力市场建设实施路径主线是有序放开发电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模。其中非试点地区按《关于有序放开发用电计划的实施意见》开展市场化交易，试点地区根据本地情况另行制定有序放开发用电计划的路径，在坚持清洁能源优先发电的同时，推动常规电力、鼓励清洁能源电力参与市场竞争。一方面，通过建立优先发电制度，优先安排风能、太阳能等可再生能源保障性发电，兼顾资源条件、理顺均值和综合利用要求，合理安排水电发电，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网;另一方面，通过有序放开发电计划、竞争性环节电价，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式逐步放开其他的发电计划，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，将使常规电力不再享受政府定价和电量市场保障，倒逼传统发电企业改变规模扩张发展模式，同时更注重市场供需和结构调整、更多提供灵活调节辅助服务。在优先发电制度下，可再生能源也可参与电力市场，规划内的可再生能源优先发电的优先发电合同可转让，形成可再生能源参与市场竞争的新机制。在实践中，未来需要在充分挖掘电力系统灵活资源潜力、理顺环保政策与市场机制关系的基础上，进一步明确调峰调频电量、热电联产机组、高效节能和超低排放燃煤机组进入优先发电计划的边界条件，确保避免长期以来可再生能源优先发电难以落实的老路。
现货市场是本轮电力改革的重要突破和亮点，是促进可再生能源消纳的重要途径。国际电力市场建设实践显示，没有现货市场，就没有现代电力市场。现货市场不仅是发展中长期合约、电力期货市场的重要基础，也是引导建设灵活电力系统、激励调峰调频服务和需求响应、消纳高比例波动性可再生能源发电的必然要求。目前欧美领先国家在日前、日内现货市场的基础上，普遍建成了15分钟、5分钟的实时现货市场，通过市场手段最大程度消纳风电、光伏发电等波动性发电，在市场基础上对可再生能源给予度电补贴，例如西班牙实施的可再生能源溢价机制(FIP)和英国拟实施的可再生能源差价合约机制(CFD)。我国这轮电力改革的重点任务之一是建立有效竞争的现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。例如，针对日内发电计划，以5-15分钟为周期开展全电量竞价(分散式市场为部分电力偏差调整竞价)，形成竞价周期内的发电曲线和结算价格(分散式市场为发电偏差调整曲线和电量调整结算价格)、辅助服务容量、辅助服务机构等。有利于更多激励煤电、天然气发电机组以及新能源发电、储能装置参与实时平衡调节，并可在市场电价上形成补贴机制。
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。