随着电网中新能源比例的提高，调峰等辅助服务需求日益增加，通过辅助服务费用给予提供服务电源一定的补偿，是未来电力市场的一种重要形式。
从目前的交易情况来看，大多数地区的新能源电力所需的辅助服务费用大约为0.3元/度！光伏项目每个月需要的服务服务时间约为20小时左右。
一、建立有利于新能源消纳的辅助服务市场
2021年12月21日，国家能源局下发的《电力并网运行管理规定》中，对新能源的辅助服务做了详细的规定，不仅扩大电力辅助服务新主体，还丰富电力辅助服务新品种。同时，按照“谁受益、谁承担”的原则，用户要承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿。
2021年，在各方努力下，电力辅助服务市场切实发挥电力系统“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。预计全国范围内增加系统调峰能力9000万千瓦，相当于90座百万千瓦级抽水蓄能电站，为清洁能源增加发电空间近800亿千瓦时。
详见《新版《电力并网运行管理规定》实施，保障新能源消纳！》
在国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，将“辅助服务市场”与“中长期市场”、“现货市场”一起，作为未来电力交易市场的重要形式。
到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。
完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。
持续完善电力辅助服务市场。推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。
二、辅助服务费用水平
1、早期辅助服务费水平
新能源占比较高的西北电网，应该是最早开始征收辅助服务费用的。根据西北电监局的资料显示，2018年5月份，宁夏就开始对辅助服务费用进行分摊。
资料显示：2018年5月，
共129座光伏电站获得调峰服务，总规模为5.88GW，总调峰电量为1.7116亿度，平均月调峰需求为29小时；平均每度电的费用为0.0146元；
共83座光伏电站获得调峰服务，总规模为9.76GW，总调峰电量为2.6636亿度，平均月调峰需求为27小时；平均每度电的费用为0.0136元；
2、辅助费用影响因素
而青海省2019年4~11月的辅助服务费用分摊情况则显示，不同月份之间，每度电的辅助服务费用差别很大。2019年4~11月，平均的辅助服务费用为0.2014~4.594元/度。然而，无论多少，该费用都比宁夏的费用高很多。
除了受地域、时间的影响之外，随着电网中，新能源渗透率水平提高，各省的辅助服务费用都呈现上升趋势。
西北电监局资料显示，2021年9月，陕西、宁夏、青海三省的风电、光伏辅助服务成本如下表所示。
从上表可以看出，
宁夏的辅助服务成本最低，为0.03元/度，但相对于2019年是的成本已经大幅提高；
青海的辅助服务费用也从2019年9月的0.2544元/度上升到0.3629元/度。
3、河南电网的辅助费用：约0.33元/度
除了西北电网以外，其他地区也逐渐开展辅助服务费用分摊。河南电监局资料显示，2021年，河南电力调峰辅助服务市场累计启动312天，平均成本约为0.33元/度。
2021年，河南电力调峰辅助服务补偿费用合计13.5亿元，同比增长95.50%。通过深化电力辅助服务市场建设，市场机制促进火电机组开展灵活性能改造和技术升级，提升电力调节能力，充分挖掘调峰容量430万千瓦，提高电网调峰能力，电力调峰市场促进清洁能源增发电量约41亿千瓦时，有效地实现了清洁能源和火电企业发展的双赢。
三、结语
除了“两个细则”考核的费用之外，
未来，新能源项目向灵活性电源支付辅助服务费用，对其调峰等服务进行补偿，将成为常态。投资企业在开展项目投资前，应对相关费用予以考虑。
