新电力系统的需要
近年来，我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。
同时，我国电力供应能力总体宽松，局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出，建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显，补偿机制亟需进一步完善。
市场空间和潜力巨大
国家能源局称，将在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区研究启动电力辅助服务市场。其中东北、福建、山西、甘肃、宁夏这5个地区已经率先启动。
据初步统计，2018年，全国（除西藏外）参与电力辅助服务（补偿+市场）的发电企业共3530家，涉及装机容量共12.45亿千瓦，补偿及市场交易费用共146.16亿元。其中，东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国电力辅助服务总费用的25.1%。
而根据国际经验，通常间歇性能源占比越高、灵活性电源需求越多的电力系统，支付的电力辅助服务成本就越高。当前我国电力辅助服务总费用占总电费比重较欧美等电力市场还有很大差距。这意味着未来的市场空间还非常大。
新能源纳入市场范畴
随着电力体制改革的不断深化，电力市场建设稳步推进，电力辅助服务补偿机制也亟需向电力辅助服务市场机制推进，电力是商品，辅助服务也是商品。
在新一轮电改以前，电力辅助服务主要覆盖统调火电和大水电机组。未来，我国将进一步扩大电力辅助服务参与主体范围，实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务参与范围。
国家能源局于2017年11月发布的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》就已明确，尚未将核电、热电联产、风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务参与范围或不同类型机组分立账户的，要完善规则、落实规则、加强监管，促进各类型发电机组在同一平台上公平承担电力辅助服务义务。
这意味着，新能源发电机组纳入电力辅助服务参与范畴大势所趋。此前印发的《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》已正式将光伏纳入了电力辅助服务市场范畴。
可控电源价值将凸显
随着新能源装机量的不断增长，电网为了保持稳定性和实时平衡性，调峰和调频需求激增，辅助服务市场必然需要除火电之外更多、更优质的辅助服务提供主体。如储能系统在调峰调频方面的优势已经得到认同，政策层面也已明确鼓励储能设备参与提供电力辅助服务。
光热发电作为一种优质的可控电源，因当前装机规模过小，尚未引起政策层面的重视。但从电力辅助服务市场的需求本质来看，可控电源的价值必将凸显。
有业内人士认为，未来光伏配合储能，或与火电等可控电源进行合作，或将成为一种新常态。在光伏风电等不可控电源被纳入电力辅助服务市场范畴的趋势下，光热发电发挥其可控优势，提供调峰等电力辅助服务，或将为光热发电带来新的市场空间。
