电力辅助服务是维持电力系统安全稳定运行的“调节器”，在双碳发展目标和新型电力系统建设背景下，大规模具有波动性和间歇性的新能源发电逐步接入电网，对电力系统的稳定性造成一定的挑战。
而电力辅助服务在有功、无功平衡和故障恢复能力方面有着显著调节作用，帮助电力系统提升系统灵活调节能力、保障电网安全稳定运行。
（一）电力辅助服务市场的发展历程
回顾电力辅助服务市场的发展历程，基本归纳为以下四个转变过程。
2002年前：无偿提供
2002年厂网分开改革之前，我国电力供应主要采取垂直一体化的管理模式，没有单独的辅助服务补偿机制。
2002-2014年：计划补偿
2006年《发电厂并网运行管理规定》、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》印发后，各区域在此基础上制定“两个细则”，有效地规范了发电厂并网运行管理。我国电力市场采用计划补偿的方式。
2014-2017年：市场化探索
2014年10月，东北电网率先启动运行电力调峰辅助服务市场，这是国内首次以市场方式开展电力调峰辅助服务的尝试。
2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出以市场化原则“建立辅助服务分担共享新机制”以及“完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”。后续各地以该市场的交易规则和市场运行机制为基础、以市场化为原则，逐步开启市场化探索道路。
2017年至今：市场化加速发展
2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知，要求进一步还原电力商品属性。随着国家部委持续完善电力辅助服务机制，我国电力辅助服务行业进入市场化加速发展阶段。
2021年，国家能源局关于印发《电力辅助服务管理办法》、《电力并网运行管理规定》的通知，规范电力辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设。
（二）电力辅助服务市场运行现状
随着新能源占比逐渐提高，电力系统的灵活调节能力和煤电转型发展越来越重要。截至2023年6月，参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。
目前，我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的电力辅助服务体系基本形成。从6大区域电力辅助服务市场开展情况看，当前南方电网以备用、调频为主，西北电网以调峰为主，华东电网以调峰、备用为主，华北电网和华中电网均以调峰为主，东北电网具备调峰、备用、抽蓄超额使用等辅助服务。
为了适应新型电力系统需求，我国电力辅助服务市场主体趋向多元化发展。除火电、抽水蓄能外，市场新增了负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。
（三）电力辅助服务市场多元化发展的途径
1）负荷聚合商
负荷聚合商将电动汽车、分布式储能及可控负荷等负荷侧调节资源纳入电网调度优化控制范畴，整合分散的用户需求响应资源参与电力系统运营。
从电网调峰、分布式电源管理、需求侧响应、引导用户有序用电、聚合分散用户与配电系统运营机构通信等方面参与电力辅助市场。
2）虚拟电厂
虚拟电厂运营商是聚合优化“源网荷储”清洁发展的新一代智能控制技术和互动商业模式。
它依托现代化的信息通信和先进的智能技术，把多类型、多能流、多主体资源以电为中心相聚合， 实现电源侧的多能互补、负荷侧的柔性互动，对电网提供调峰、调频、备用等辅助服务，将其备用电能出售给跨省电力备用辅助服务市场，为发电企业、电网企业、用户和分布式能源等市场主体提供申报、出清、执行等全业务流程。
3）新型独立储能
独立储能电站一般包括电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站。二者均可以双重身份参与交易，放电时作为发电企业参与交易，充电时视同电力用户参与交易。
山东规定了中长期市场储能的盈利模式，并通过政策引导形成了独立储能容量共享租赁、参与电力辅助服务、峰谷价差套利、容量补偿等多个收益模式，为全国其他地方发展独立储能提供了参考。
（四）电力辅助服务实践案例
浙江电网目前基本建成以“两交两直”特高压为核心，以“东西互供、南北贯通“的500千伏电网为骨干，以沿海电源群为支撑的坚强主网架。
作为用电增长快，外电依赖大，拥有较大的峰谷电价差的交叉优势地区，率先开展辅助服务市场的探索之路。
实践一：开展备用市场试点
2021年8月，浙江电网迎峰度夏期间电力供需平衡趋紧，浙江于8月4日、5日和6日开展了第三方独立主体参与备用辅助服务市场首次试运行，本次市场交易品种为备用辅助服务。
参与本次备用市场日前交易的第三方独立主体共有25家，包括21家电力用户，以及电动汽车公司、省铁塔公司等4家负荷聚合商，类型涵盖可中断负荷、储能等优质响应资源，累计注册可控负荷为180兆瓦。
本次实践缓解电力供需紧张情形下旋转备用不足的情况，降低了系统备用成本。参与备用辅助服务市场为第三方独立主体带来服务收益，所有市场主体全时段辅助服务累计收益为5.13万元。
实践二：辅助服务市场结算试运行
2023年1月，浙江首次开展第三方独立主体参与电力辅助服务结算试运行工作，按需组织高载能用储能、负荷聚合商等市场主体参与削峰调峰、填谷调峰和旋转备用等三个辅助服务品种交易。
截至1月31日，共组织开展11场填谷调峰交易，最大需求均为100兆瓦。累计13家第三方独立主体参与申日均出清容量在25.5-99兆瓦范围内波动，日均出清价格在288-320元/兆瓦时范围内波动。
根据1月交易结算账单，填谷交易最终结算费用54.2万元，其中累计响应费用63.6万元，累计考核费用9.4万元。
（五）小结
辅助服务市场与电力现货市场具有强耦合性，两个市场间既存在有功功率互补性，又存在经济的互斥性，辅助服务的成本要依托电力现货市场进行体现，没有电力现货市场，就无法确定准确的辅助服务需求与成本，自然无法准确为辅助服务确定价格范围。
在当前经济社会与能源行业绿色转型过程中，系统所需的辅助服务也越来越多，亟需深入研究辅助服务品种、原理以及成本构成，优化辅助服务运行，在市场主体准入、需求确定、定价以及限价设置等方面进行统一规范，加快建立健全辅助服务市场建设，形成科学合理的辅助服务价格以及费用规模，抓住时机向用户侧逐步疏导，激励灵活调节资源的投资以及提供，通过市场体系的不断完善，增强电网安全可靠供电能力，促进新能源的大力发展，早日建成新型电力系统。