业界已经注意到

业界已经注意到，此次电力辅助服务市场化改革的大力度推进，为储能产业提供了巨大的发展空间。《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》明确，“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”。转眼间，电储能就出现在了各地方案和规则中。
今年初，福建电力辅助服务（调峰）交易系统正式运行。
月1日，山东电力辅助服务市场正式启动。
4月1日，甘肃电力辅助服务市场正式开市。
5月4日，宁夏电力辅助服务市场正式启动试运行。
……
东北区域于去年1月1日即已启动电力辅助服务市场，甚至早在2014年10月1日就已启动调峰市场。
去年，广东、江苏、山西、新疆等省份也分别印发电力辅助服务市场化建设方案或者运行（交易）规则（简称各地方案和规则）。
进入2018年，电力辅助服务市场化改革在大江南北遍地开花，电力辅助服务交易在市场的呼唤声中终于逐渐走入了人们的视野。
运行机制实现从计划到市场的演进
梳理我国的电力辅助服务管理工作，基本上是经历了一个从无偿提供到计划补偿，再到市场化交易的渐进过程。
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》（简称“4 号文”，与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），这被认为是我国对电力辅助服务工作实施管理的开始。此前，厂网不分、垂直一体的电力行业，并未开展辅助服务补偿工作，因为对并网发电厂进行考核和补偿，不过是将钱从左手递到右手而已。所以，当时的电力辅助服务都是无偿提供的。
到2002年厂网分开后，调度机构和发电厂分属于不同的利益主体，各发电厂也分属于不同的利益主体。这时候，再让各并网发电厂无偿提供辅助服务已经变得不那么现实，而且经过几年的实践后，发现很难协调各方的利益。因此，4 号文提出，“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。这时就进入了电力辅助服务的计划补偿时代。后来，到2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，将跨省跨区交易电量也纳入了电力辅助服务补偿机制范畴。

各区域电力辅助服务补偿费用情况（2017年四季度） 而随着大量清洁可再生能源的接入电网，系统开始面临大量的辅助服务缺口，传统的计划补偿机制很难做到公平公正，也很难调动起发电企业提供辅助服务的积极性，导致弃风、弃光问题突出。资料显示，2015年，我国弃风弃光总电量为 86亿千瓦时，弃风弃光率为14.6%。2016年，我国弃风弃光电量高达700亿千瓦时。从发电小时数来看，2011——2016年，风光发电小时数基本呈逐年下降之势，风电从2011年的1920小时下降到2016年的1742小时，光伏从201 年的1 68小时下降到2015年的11 小时。
于是，时代呼唤建立更加高效的辅助服务市场化分担共享机制。
我国最早提出建设电力辅助服务市场的是2015年 月印发的《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》（简称“9号文”），其中提到以市场化原则“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”。
在9号文的顶层设计下，与电力辅助服务市场化建设直接相关的文件密集出台。
2015年11月，作为9号文配套文件之一的《关于推进电力市场建设的实施意见》印发，要求“建立辅助服务交易机制，并按照‘谁受益、谁承担’的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易”。

全国电力辅助服务补偿费用构成（2017年四季度） 2017年11月，《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》出台，要求“以完善电力辅助服务补偿（市场）机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作”，并“鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组”。
同年发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》也指出：“加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制……”这里的“市场化电力电量平衡机制”应该就包括电力辅助服务市场化交易机制，建设电力辅助服务市场也应该是建设电力现货市场的题中应有之义。
2018年，在相关政策的推动下，我国电力辅助服务市场建设快速起步，绝大多数省份均已修订完善了“两个细则”，制定了相关建设方案和运营规则，且先后有多个省份正式启动了电力辅助服务市场，还有不少省份进入辅助服务市场模拟运行和试运行阶段。至此，我国开始向电力辅助服务市场化建设阶段大踏步迈进。
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