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未来电力辅助服务的发展方向有三个：一是品种越来越多元，对系统爬坡、系统惯性等新型辅助服务的需求越来越大；二是与电能量市场耦合将更紧密；三是电力系统运行对辅助服务的需求无论数量还是品种都将有所提高，因此辅助服务的整体成本也将有所上涨。
今年以来，各地完善电力辅助服务市场机制的步伐不断加快。
近日，湖南省电力辅助服务市场投运、《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》（以下简称“江西电力辅助服务试行规则”）印发、《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则（试行）》（以下简称“江苏可调节负荷电力辅助服务试行规则”）印发、国网宁夏电力首次调用蓄热式电锅炉参与电网调峰……同时，为完善电力辅助服务市场，华北能监局修订了河北南网电力调峰辅助服务市场运行规则；西北能源监管局将在总结分析辅助服务市场运行情况的基础上，结合实际，对陕西、青海、宁夏电力辅助服务市场运营规则进行修订。
受访业内人士普遍认为，在电力现货市场尚未建立的当下，具有“中国特色”的电力辅助服务市场颇具实际意义，各省“快马加鞭”完善电力辅助服务参与主体、交易品种，将有效推动我国能源行业高质量发展。
“在国家政策背景下，地方电力辅助服务市场相关政策加快出台，有辅助服务需求增加和成本合理分摊两方面原因。”国网能源院电网发展综合研究所研究员代贤忠分析指出，新能源大规模接入的电力系统灵活调节需求增加，加之第三产业和城乡居民生活用电快速增长导致负荷峰谷差进一步加大，增加了电力系统对辅助服务的需求，亟需通过市场手段经济高效配置电力辅助服务资源，调动火电机组与深度调峰或启停调峰。同时，将负荷侧可调节资源和相关运营主体纳入辅助服务市场，可通过价格信号挖掘潜在的优质辅助服务资源，按照“谁受益，谁承担”的原则在市场主体之间公平分摊辅助服务成本。为此，省级电力辅助服务市场不断扩大主体范围。
其中，江西电力辅助服务试行规则明确，市场主体暂定为江西电力系统接入并进入商业运营的省调及以上火电、水电、风电、光伏、热电联产发电企业和参与送电的网外发电企业，现阶段网外发电企业暂定为三峡水电站、葛洲坝水电站。知情人士向记者透露：“后期将结合江西电力市场化改革进程和江西电网实际，增加其它电力辅助服务交易品种，逐步扩大市场主体准入范围，直至所有具备条件的发电企业、辅助服务供应商、用户、售电公司、电网企业等均纳入市场。”
江苏可调节负荷电力辅助服务试行规则明确，12月1日起模拟运行江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场，2021年一季度启动试运行。“规则实施将进一步挖掘电力系统调节能力，破解辅助服务资源配置和清洁能源消纳难题，完善电力辅助服务市场机制，促进源网荷协调互动发展，建立江苏电力市场用户可调负荷参与电力辅助服务市场分担共享新机制。”江苏能监办相关人士表示。
鼓励多主体参与市场的还有湖南。国网湖南电力相关负责人对记者表示，湖南电力辅助服务充分考虑湖南电网清洁能源占比高、峰谷差大的特点，积极拓展网内各市场主体参与市场，符合技术条件的火电、水电、风电、光伏等发电企业及抽水蓄能电站等市场主体均参与市场。“我们鼓励符合标准规范的储能服务提供商、调相服务提供商和用电企业参与市场，推动储能产业大规模发展，以及鼓励需求侧参与电网运行。”上述人士介绍。
国网能源院电网发展综合研究所研究员朱瑞认为，从国家能源局答复十三届全国人大三次会议第9637号建议的内容来看，将研究制定关于推动源网荷储一体化发展的政策措施，公平、无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体。国家能源局在回复意见中还提到，推进辅助服务市场建设，研究完善跨区跨省调度关系协调、费用补偿分摊、交易结算关系，鼓励储能、电力用户等主体参与辅助服务。
记者注意到，近两年各地均在完善电力辅助市场内涵上不断推陈出新，因地制宜拓展交易品种。
“湖南电力辅助服务市场开发了适应湖南电网的深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易四个交易品种。”国网湖南电力相关负责人向记者介绍，“我们将开展面向全省工商业用户的负控系统建设与水平提升工作，建立可中断负荷调控体系，通过精准控制工商企业的可中断负荷来降低高峰用电需求，减轻电网调峰压力，保障电网安全运行。”
国网宁夏电力则通过辅助服务市场首次调用蓄热式电锅炉参与电网调峰。11月2日，国网宁夏电力调用西夏热电厂电锅炉最大电力10万千瓦，增加新能源电量消纳34万千瓦时。在业内人士看来，蓄热式电锅炉参与电网调峰模式，赋予了电力辅助服务新内涵，构建了负荷侧参与辅助服务的新模式。
众所周知，电力辅助服务也是商品。近两年，国家能源局一直在推动电力辅助服务补偿机制向市场竞争机制转型升级，各地也在积极探索推动。如江苏明确，要完善电力辅助服务市场机制，促进源网荷协调互动发展，建立江苏电力市场用户可调负荷参与电力辅助服务市场分担共享新机制，明确用户参与辅助服务补偿范围和分担责任，提供为电力现货市场培育合格市场主体的具体措施。
国网湖南电力相关负责人对记者直言，湖南电力辅助服务市场模拟结算试运行时间过短，运行过程中存在的问题暴露不充分，需在正式运行后不断迭代完善。从试运行情况来看，日均辅助服务费用过高，总费用可能超出预先设定的费用规模，单个市场主体的分摊压力较大。上述人士表示：“下一阶段，湖南将根据辅助服务实际需求，扩大服务费分摊主体范围，将具备条件的小水电全部纳入辅助服务市场，降低单个市场主体的分摊压力，适当提高辅助服务费用规模。”
记者了解到，目前20个省级市场、3个区域将可中断负荷或储能纳入到市场主体，并参与电力辅助服务市场交易，其中河北、浙江、安徽等13个省级和1个区域级市场明确了需求侧资源和储能的市场主体地位。同时，山东、山西、湖南等7个省级和3个区域级市场出台了具体细则，其中江苏、甘肃、新疆和华北、东北已开始试运行。在接受采访的业内专家看来，未来电力辅助服务市场将朝着主体多样化、服务多元化方向发展。
国网能源院战略研究所研究员曲昊源对记者表示，未来辅助服务的方向有三个：一是品种越来越多元。目前主要还是以传统计划模式下的辅助服务品种为主，随着新能源占比不断攀升，对系统爬坡、系统惯性等新型辅助服务的需求越来越大。
二是与电能量市场耦合将更紧密。部分有功辅助服务交易品种与电能量商品之间具有耦合性和替代性，随着市场建设发展，未来需要逐步将现货电能量市场与辅助服务市场进行联合出清，提高市场运行效率，优化市场出清结果。
三是辅助服务成本可能会有所上涨。随着能源结构转型，传统火电机组角色将从电量提供者向电力提供者转变，同时新能源高比例渗透也对电力系统灵活性提出了更高要求，电力系统运行对辅助服务的需求无论数量还是品种都将有所提高，因此辅助服务的整体成本也将有所上涨。不过，辅助服务成本上涨可以和新能源低边际成本发电给电能量价格带来的下行影响一起来看。
