电力辅助服务是诬蔑确保电力系统安全性平稳运营、确保电能质量，除长时间电能生产、运送、用于外，由发电企业、电网企业和电力用户获取的服务。在传统电力计划管理体制下，电力辅助服务主要通过指令的形式强迫获取，这种方式无法充分反映电力辅助服务的市场价值，伤害了部分主体的利益。随着我国电力市场化改革的持续前进，依赖市场化手段鼓舞各类市场主体获取电力辅助服务已沦为必然趋势。
我国电力辅助服务市场的发展历程预示着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了使用权获取、计划补偿和市场化探寻三个主要阶段。●使用权获取阶段2002年以前，我国电力工业主要采行横向一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运营方式。系统调度机构根据系统的负荷特性、水火比重、机组特性以及设备检修等方面因素，根据等扰增率原则展开发电计划和辅助服务的全网优化。在对电厂展开承销时，辅助服务与发电量绑在一起展开承销，并没分开的辅助服务补偿机制。
●计划补偿阶段2002年厂网分离后，各发电厂分归属于有所不同的利益主体，使用权获取电力辅助服务无法协商各方利益。在这一背景下，2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与《发电厂并网运营管理规定》相提并论两个细则），明确提出按照补偿成本和合理收益的原则对获取有偿辅助服务的并网发电厂展开补偿，补偿费用主要源于辅助服务考核费用，严重不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊。
我国电力辅助服务由此转入计划补偿阶段。各地也陆续实施两个细则文件，规定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。两个细则规定的计划补偿方式需要在一定程度上鼓舞发电机组获取电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。以华东、华中地区为事例，深度调峰补偿价格最低仅有为0.1元/千瓦时，对于发电企业的鼓舞起到比较受限。
●市场化探寻阶段随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段严重不足的问题更加引人注目，原先的辅助服务计划补偿模式和力度已无法符合电网运营市场需求。国外成熟期电力市场一般通过现货市场中的动态均衡市场或均衡机制构建调峰。而当时我国仍未启动电力现货市场建设，亟须利用市场化手段提升奖罚力度，以更高的补偿价格鼓舞发电企业等调节资源参予电力辅助服务。2014年10月1日，随着东北能源监管局印发的《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（全面推行）》（以下全称《监管办法》）实行，我国首个电力调峰辅助服务市场（以下全称东北电力调峰市场）月启动，标志着市场化补偿电力调峰辅助服务尝试的开始。
东北电力调峰市场深度调峰补偿力度大幅提高，有所不同档位最低禁售分别设置为0.4元/千瓦时、1元/千瓦时，对于火电机组参予深度调峰的鼓舞起到明显提高。2015年3月，《中共中央、国务院关于更进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下全称9号文）明确提出以市场化原则创建辅助服务承担分享新机制以及完备并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。在9号文的顶层设计下，与电力辅助服务市场化建设必要涉及的文件密集实施，各地也大力开始电力辅助服务市场化探寻。
华东、西北、福建、甘肃等省区相继启动调峰辅助服务市场建设运营。广东、山西等省份已启动调频辅助服务市场。2019年年初，东北电力辅助服务市场升级，首次加设转动可用交易品种，构建辅助服务市场太低谷、顶尖峰全覆盖面积。
浙江、华中等省区也在积极探索加设可用辅助服务交易品种。我国电力辅助服务市场积极开展情况尽管我国电力辅助服务还包括调频、调峰、力阻调节、可用、白启动服务等多个品种，但目前在市场建设初期，各地主要环绕调峰、部分地区相结合调频积极开展辅助服务市场建设。2018年，全国（除西藏外）电力辅助服务补偿及市场交易费用共146.16亿元，其中东北、福建、山西、宁夏、甘肃等月运营的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占到全国电力辅助服务总费用的25.1%。
●调峰辅助服务市场东北调峰辅助服务市场自2014年竣工以来运营较好。2018年，东北区域常态新的挖出火电调峰潜力400万千瓦以上，全网风电获益电量总计179亿千瓦时，有效地增进了风电消纳，减轻了东北电力系统低谷调峰艰难局面，增进了电力系统安全性平稳运营。
华东、华北、西北调峰辅助服务市场已转入试运营。2018年，福建、甘肃、宁夏调峰辅助服务市场月运营，山东、江苏、新疆、重庆等调峰辅助服务市场转入试运营，计划于今年月运营。今年，山西调峰辅助服务市场已启动试运营，河北、上海、安徽、陕西、青海等调峰辅助服务市场计划启动试运营。
当前，我国正在运营的调峰辅助服务市场基本延用了两个细则，补偿费用主要来自于发电企业，未传导至用户外侧，只是将按照性能调用机组改回在一定性能范围内根据价格从较低至低调用机组，并按照市场价格展开补偿。明确来看，与原先的并网发电厂辅助服务管理实施细则比起，各省区实行的调峰辅助服务市场主要呈现出以下特点：一是仍然原作统一的补偿价格，增大调峰补偿力度。
容许机组自律报价，价格下限大幅提高，例如东北原作的报价区间相比之下低于之前西北、华北等区域电网实施细则中的补偿力度，不利于更进一步唤起火电机组调峰积极性。二是融合系统运营特点，拓展了调峰参予主体。大部分省区调峰辅助服务获取主体主要是火电、水电等各类具备灵活性调节能力的常规电源，部分地区划入外来电主体、购电主体、市场需求外侧号召、储能等。
三是一般使用卖方单向报价、集中于竞争、统一价格出清的交易方式。调度方根据按须要调用、按序调用、价格优先的原则展开调用，最后将调峰费用按照电量或电费比例分摊给对系统调峰辅助服务贡献并不大的发电机组。四是多数市场交易品种比较单一。目前多数调峰辅助服务交易主要集中于在深度调峰及启停调峰两个品种。
另外，现有的所有市场规则皆趋向探讨胜可用调峰，对发电机组上调能力拒绝具体，但是对机组下调顶峰市场需求并未不作具体市场定位。●调频辅助服务市场2018年，山西调频辅助服务市场转入月运营；山东、福建、广东调频辅助服务市场启动试运营。2019年，福建、甘肃调频辅助服务市场计划转入月运营；四川调频辅助服务市场计划转入试运营。各省区在推展调频辅助服务市场化基础上，在市场主体、交易方式等方面呈现出有所不同的特点。
在调频参予主体方面，各地区差异较小。山东主要将满足条件的火电机组划入市场主体。山西除传统火电机组外，还划入了符合适当技术标准的新能源机组、电储能设备运营方、购电企业、电力用户。
广东容许储能电站等第三方辅助服务作为独立国家主体或者与发电机组牵头作为调频服务提供者转入市场。在交易方式方面，多使用集中于竞价、统一出有清、边际价格定价的方式积极开展。在调用时多使用价格优先原则，且在出清或调用时一般对调频性能因素展开了考量。在调频标的方面，山西、山东等主要考虑到调频容量，广东同时考虑到了调频容量和调频里程。
我国电力辅助服务市场建设未来发展●推展调峰辅助服务市场有序交会一是构建调峰辅助服务交易带上发电权移往。当前部分市场规则拒绝积极开展调峰辅助服务交易后涉及主体仍须要偿还债务电量。考虑到目前积极开展的调峰交易本质上具有发电权移往属性，建议完备涉及规则，参予调峰辅助服务交易的市场主体自动已完成适当电量的发电合约移往，以减少交易承销压力。
二是推展省内调峰市场向更大范围调峰市场统合。目前区域电网及省内调峰市场与现货市场不存在对于场内资源的反复调用，各市场在交易时序和交易空间上的交会也不存在一定艰难。建议将省内调峰市场逐步统合至区域乃至全国范围内调峰市场，在更大范围内构建调峰资源共享的同时，提升市场运营效率。三是逐步构建调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合。
调峰辅助服务本质上对发电机组出力的调节，与现货电能量市场密切耦合。建议逐步推展调峰市场与现货市场融合，利用动态市场价格信号引领火电机组参予深度调峰，大大优化市场运营效益。
●推展创建横跨省区可用辅助服务市场近年来，随着特高压电网和清洁能源较慢发展，电力电量均衡格局早已从分省就地均衡向分区甚至全网统一均衡转化成。国家电网公司经营区域内，省级电网送受电占到比大大提升，甘肃、新疆、山西等10个送达型电网，最低外送来电量占到比达30%；北京、上海、浙江等15个受入型电网，最低受入电量占到比达61%。
加之新能源装机比例低、出力波动大，部分省份可用资源严重不足，在省级层面无法创建有效地的可用辅助服务市场，必须在更大范围内展开可用资源共享。建议推展创建横跨省区可用辅助服务市场，充分利用送受末端电网错峰效益，构建大范围可用资源互济，减轻电网运营可用容量紧缺，从而提升电网整体运营效益，更进一步提高新能源消纳水平。●建立健全省内调频辅助服务市场考虑到我国分省均衡的电网调度管理模式，建议推展建设以省级电网为基础的调频辅助服务市场，以市场化经济手段鼓舞各类机组、储能、市场需求外侧号召等各类市场主体参予调频辅助服务，非常丰富电网安全性均衡调节手段和资源。随着现货市场建设的前进，不应逐步推展调频辅助服务与现货电能量市场牵头优化出有清，进而更进一步构建系统整体效率拟合。
●持续优化辅助服务交易品种新能源出力具备间歇性、波动性、难以预测等特点。随着新能源占比的大大提高，电力系统运营呈现出新的特点，对于电力辅助服务的市场需求将更进一步减少。
必须融合电力系统运营实际必须，推展电力辅助服务市场交易品种创意。可主动引进爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种，符合系统中对于具备较慢爬坡能力、调节性能较好的电源市场需求，例如燃气机组、抽水机蓄能等，并通过市场化定价方式对此类机组展开经济补偿，更进一步增进新能源消纳。
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