西北电网的举动并非个例。事实上，在国家能源局的引导下，2018年以来，我国各地区都不约而同地对“两个细则”进行了修订，并在其中对电力辅助服务、储能等内容做出了明确划定。

　　如国家能源局南方监管局就在其2018年初印发的《关于印发南方区域“两个细则”（2017版）的通知》中对并网储能电站的方式进行了明确划定。不仅给予了储能电站与传统电厂平等的地位，还明确表示，对调度下的储能电站可给予补偿支持。而国家能源局华东监管局也在其发布的“两个细则”中表示，为适应当前华东电网峰谷差加大、外来电不断增加、新能源发展飞速等特点，把光伏电站正式纳入辅助服务考核范围之内，涉及项目包括发电曲线偏差、调峰、一次调频、AGC、无功调节、黑启动、非计划停运等一系列内容。

　　记者从国家能源局了解到，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、网架结构发生了重大变化，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，也使建立电力辅助服务市场机制的必要性进一步凸显。

　　目前，电力辅助服务市场机制已在我国东北、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个地区启动，全国电力辅助服务市场化机制正在形成，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成效初显。其中，2018年，东北电力调峰辅助服务市场常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，全网风电受益电量共计179亿千瓦时，有效促进了风电消纳，缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，促进了电力系统安全稳定运行；福建电力调峰辅助服务市场助推核电平均利用小时同比增加700多小时，未发生弃风、弃水、弃光现象。