据宁夏有关部门披露，仅2016年前8个月，宁夏就完成直接交易电量194亿千瓦时。其中，新能源由于发电成本较低，让利空间高于火电企业，共完成直接交易电量28亿千瓦时，平均降价0.101元／千瓦时，为电力用户降低用电成本2.83亿元。
新疆方面，2016年，新疆电网第一批直购电交易规模约为100.6亿千瓦时，在3月至12月期间执行。风电、光伏发电首次被纳入交易范围，共完成交易电量5亿千瓦时。
与新能源参与直购电的模式基本成熟不同，新能源微电网尚处于萌芽阶段，对新能源消纳的促进作用还没有明显体现出来。但国家能源局2015年出台的《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》指出：新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向，可为新能源创造巨大发展空间。
《报告》提到，位于内蒙古二连浩特的新能源微电网示范项目，规划到2020年装机253.5万千瓦，其中风电182万千瓦、光伏发电56.5万千瓦、光热发电15万千瓦，配套储能设施16万千瓦。如此规模，当可管窥新能源微电网在未来发挥的积极作用。
创新相关价格机制
建立和完善多元化市场架构
与国外相比，我国新能源市场化消纳机制建设还很滞后。未来，该如何补齐这一短板？
“第一，创新提高电力系统灵活性的价格机制，包括市场化辅助服务补偿机制、用户侧分时电价、上网侧峰谷电价等。”国网能源研究院新能源与统计研究所室主任王彩霞告诉记者，“要继续尝试电力辅助服务，完善东北电力调峰辅助服务市场，通过市场化辅助服务补偿机制，调动常规电源参与深度调峰的积极性；探索用户侧分时电价和上网侧峰谷电价，完善需求响应机制，推进电能替代，促进清洁能源就地消纳。”
“第二，完善适应清洁能源发展需要的电力运行机制。”王彩霞说，“完善支持清洁能源优先消纳的运行调节手段，调整发电和送受电计划安排原则，在保障电网安全运行、电力可靠供应的前提下，放开对清洁能源优先调度的机制束缚；提高清洁能源优先调度的运行控制水平，定量评估各地区电网清洁能源消纳能力，精细化开展机组组合、经济调度、备用安排和实时控制。”
王彩霞给出的第三项建议是，尽快解决供热电厂盈利模式问题，释放热电厂灵活性。为满足供热需求，供热机组在冬季风电大发期多发是影响新能源消纳的一个重要因素。优化系统机组组合方式的一个重要前提是解决供热与发电矛盾，实现热电解耦。因此，针对北方地区热电厂供热业务无法盈利，必须依赖发电保障收入的问题，要加快推进热电厂的盈利模式改革创新。
最后，王彩霞表示，要积极探索建立包含电量市场、辅助服务市场、跨省跨区交易市场等在内的多元化市场架构，为新能源和常规电源盈利提供充足的市场选择与空间。在具体市场规则设计中，一方面要通过合理的投资保障机制，调动各类型，尤其是灵活性较高电源的投资积极性，保障电力系统长期安全可靠运行；另一方面要通过运行阶段规则设计，如日前市场竞价、结算，日前市场与日内市场衔接、实时市场奖惩措施等，充分调动灵活性资源潜力。
