电力市场放开后，业内讨论更多的是价差，是中长期交易，是电力现货——相比这些被津津乐道的主角，电力辅助服务因其辅助地位，往往成为被忽视的配角。但喜欢看电影的人都了解，一部精彩影片的呈现，主角的传神演绎当然重要，但配角的画龙点睛同样必不可少。
《国家能源局综合司关于2018年度电力辅助服务有关情况的通报》数据：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（西北区域调频为AGC（自动发电控制）加一次调频，其他区域调频为AGC）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%。
电力辅助服务市场蓬勃发展，究竟什么是电力辅助服务？
在电能量输送过程中，电网公司为了保证全系统的安全稳定运行，是需要额外消耗社会资源的，比如配置各种不同响应速度的有功、无功调节设备，各种信号采集、处理、通信、控制设备，部署各种配套软件、算法等等，所有这些需要购买的专业服务，就是电力辅助服务。
我国传统电力系统运行体制中，电能量成本是以度电电费的形式回收的，也就是我们电费单上的度电电费；而大部分的系统安全成本，在很长的历史时期内并没有一个合理的回收机制。这个情况在原来电力紧缺，发电企业利用小时数高的时候，问题还没有凸显出来。那时候国家处于高速工业化进程中，工业负荷占比大，可再生能源接入基本忽略不计，系统负荷曲线稳定，电源结构基本以水电、火电、核电为主，可调度性强，因此整个电力系统运行首要考虑的问题是保持电力电量平衡，满足社会经济发展。
2000年以后，全国电力逐步转向盈余，发电小时数持续开始下降，不可调度的新能源逐步接入电网，同时产业结构转型，工商业用户比例逐渐增加，峰谷差逐渐加大，辅助服务市场开始受到大家的重视。
到2003年左右，在电监会牵头下，相继出台了各大区的
两
个细则
（各个区域都有，主
要是指两个文件，发电厂并网运行管理实施细则、区域并网发电厂辅助服务管理实施细则），前者对所在区域电网发电厂并网的安全管理、调度管理、检修管理等制定了详细的规则要求，并包括相应的考核指标和考核办法；后者规定了所在区域辅助服务的品种以及补偿标准和结算方式。
由于“两个细则”中辅助服务价格是固定的，并不会根据实际运行情况及时调整，无法吸引发电企业尤其是火电积极进行技术更新，提高辅助服务能力。
所以目前全国14个地区已经启动了建立市场化的辅助服务机制，主要针对新能源渗透率高、消纳存在困难，调峰调频需求大的地区，
通过电力辅助服务市场化机制的建立，刺激了不少社会资本投入辅助服务基础设施的建设运营，在促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展等方面已初现成效，不少发电企业提供辅助服务由被动转为主动，在服务电力系统的同时获得收益，初步形成了由过去的“要我提供”变成“我要提供”的良好局面。
