随着电力市场化改革的推进，我国电力辅助服务市场建设正在提速。
截至2018年5月底，甘肃电力辅助服务市场启动深度调峰交易36次，深度调峰贡献电量2410万千瓦时，启动火力发电应急启停1次，贡献电量175万千万时，辅助服务补偿金额1297.4万元，运行近两个月的甘肃电力辅助服务市场开局良好。
这是我国电力辅助服务市场的一个缩影。辅助服务包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、自动电压控制(AVC)、黑启动等，可分为无偿和有偿两类。按照“谁收益、谁承担”的原则，有偿辅助服务在市场上获取补偿，其中，有偿调峰是国内市场的主要交易品种之一。
深度调峰服务中，设置火电机组有偿调峰补偿基准，火电机组出力越低，其获得的相应补偿力度越高。其中，甘肃火电机组(含供热机组)有偿调峰补偿基准暂定为其额定容量的50%，负荷低于40%的机组其补偿范围在0.4～1元/千瓦时，负荷高于40%且低于50%时，其补偿范围在0～0.4元/千瓦时。
通过市场化的经济补偿机制促进可再生能源消纳、促进煤电与可再生能源协调发展、解决供暖季电热矛盾等，以维护电网安全稳定运行，保证电能质量。这是2017年以来电力辅助服务市场建设提速的直接动因。
截至目前，国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等地开展辅助服务市场建设试点工作。东北辅助服务市场已正式运行两年多时间，山东、福建、宁夏等市场也已进入试运行，甘肃在今年4月1日正式开市。非试点地区也在积极开展市场准备工作。
然而，业界反映，我国电力辅助服务市场尚在逐步探索中，各市场建设差异比较大，电力辅助服务定价、交易机制还不完善，市场有效激励不足，很多市场主体参与市场的意愿还不强烈，亟需进一步完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制。
首先，因地制宜，分类加强组织指导。因各省电力形势、电源结构各有特点，各省的辅助服务市场在市场主体、交易品种、结算规则等方面不尽相同。尽管从责任分工上，国家主管部门统一协调推进有关工作，由各派出能源监管机构根据实际情况负责区域市场方案总体设计和组织实施。但国家主管部门还应深入分析研究，对各地辅助服务市场特点“心中有数”，以便因地制宜、有的放矢地加强分类指导，确保各地市场对目前情况和电力现货市场具备较强适用性。
第二，加速形成示范效应，调动市场主体参与积极性。目前，福建省创新补偿方式，补偿费用和电量、电价挂钩;广东省辅助服务市场暂时只包括AGC调频服务;山东省则把调峰、AGC调频同时纳入辅助服务交易范围……差异化的市场在不成熟的阶段，导致市场主体观望情绪较重。要尽快落实交易规则、推动试点市场发展，加速形成成熟市场机制的示范效应，增强市场信心，调动发电、电网、储能企业和需求侧资源参与市场的积极性。
第三，开拓视野，充分吸收借鉴国际经验。国外部分国家的电力辅助服务市场相对成熟，有多方面经验可供我们借鉴。一是借鉴其市场建设路径。当前我国市场过于倚重调峰服务，而国外成熟的辅助服务市场中，电力平衡是通过现货市场解决的，随着国内现货市场的建立，要提前考虑交易品种及规则的变化。二是借鉴其成熟市场机制。推动提供辅助服务成为国内并网电厂、储能电站等的重要盈利点，对市场主体形成有效激励。三是借鉴其监管经验。对调度、交易机构执行市场规则情况和市场准入、市场力、交易行为等进行有效监管，确保市场规范有序运行。
作为电力市场建设的主要任务之一，电力辅助服务市场建设被给予厚望，近期目标是建立公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制。要鼓励各地积极探索，先动起来，观后效而留长去短。
