电力辅助服务重要性凸显
电力辅助服务是构建符合国情、统一开放的现代电力市场体系的重要组成部分，是维持电力系统安全稳定运行的必要功能，在可再生能源大发展时期，其重要性越来越凸显。经过多年的市场建设，我国电力辅助服务行业发展已取得显著进步。
根据国家能源局统计，2018年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。
从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.17%，华中区域占比最低，为0.23%。
从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额52.34亿元，占总补偿费用的35.46%；调频补偿费用总额41.66亿元，占比28.22%；备用补偿费用总额42.86亿元，占比29.03%；调压补偿费用10.33亿元，占比7.00%；其他补偿费用0.43亿元，占比0.29%。
从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北、西北区域调峰补偿力度最大，西北、华北区域调频补偿力度最大，西北、南方区域备用补偿力度最大。
从电力辅助服务补偿费用来源来看，主要来自发电机组分摊费用，合计118.95亿元，占比为80.58%。此外，跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用合计0.83亿元，新机差额资金1.01亿元，考核等其他费用25.04亿元，无分摊减免费用。
从能源类型的角度来看，火电领域的电力辅助服务补偿费用的补偿与分摊费用均最高，分别达到134.70亿元、76.25亿元；水电领域的补偿与分摊费用也都超过10亿元，分别达10.04亿元、10.90亿元。
辅助服务建设有明确方向
根据国家能源局发布的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，未来电力辅助服务行业主要发展方向如下：一是实现电力辅助服务补偿力度科学化。部分地区对于自动发电控制、调峰、备用等服务补偿力度较小不能覆盖电力辅助服务提供成本和适当收益的，要完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关内容，加大补偿力度。
二是鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿。鼓励借鉴部分地区自动发电控制按效果付费的经验，采用自动发电控制机组的响应时间、调节精度、调节速率等效果指标乘以行程作为计量公式进行补偿，采用机组调峰率对系统运行的贡献程度（机组出力曲线相对系统负荷形状）进行补偿。
三是按需扩大电力辅助服务提供主体。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。从实施过程看，国内还需要解决区域落地细则、地方主管部门认定、价格机制以及电网公司管理流程和方式的一系列问题。
四是鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，开展电力辅助服务市场建设。电网企业根据系统运行需要，确定自动发电控制、备用、黑启动等服务总需求量，发电企业通过竞价的方式提供辅助服务。
