其实，电力辅助服务市场化改革与其他电力体制专项改革在方向和路径上并无二致，也是本着试点探索的原则逐步推进。各地在把握市场化基本方向的基础上，在交易品种、市场主体、交易方式等体现市场化程度的具体方面又各有不同的特点。

根据各地方案和规则来看，在市场主体选择方面，各地在发电企业的基础上，大部分都考虑并纳入了用户和独立第三方。福建和山西还纳入了售电企业。华北和山东暂未纳入电力用户。而广东和湖南因分别先行开展调频辅助服务市场化交易和抽水蓄能辅助服务专项市场交易，也暂未考虑电力用户，但广东纳入了独立第三方。

同时，火电机组以其装机容量占比大、一次能源经济性好、能源转化过程的精准可控和稳定，决定了其成为调峰机组的不二选择。在电力产能过剩、煤电利用小时数下滑、煤价高企的背景下，积极提供电力辅助服务成为火电尤其是煤电企业扭亏的重要抓手。这就是电力市场的“神奇”之处，有时候你越是少干活，得到的报酬反而越多。而出力超过有偿辅助服务补偿标准的火电、核电和风光等可再生能源发电，则是辅助服务费用的主要分摊对象。考虑到光伏占比微乎其微，东北地区只有风电参与辅助服务费用分摊。

在交易品种方面，除广东和湖南外，各地在市场初期均是围绕调峰和调频开展交易，然后向无功、备用和黑启动方向扩展。

在交易组织和交易方式方面，华北调频辅助服务市场以省网(控制区)为单位开展，报价周期根据电网实际调频需求容量的变化确定，采用集中竞价、统一出清、边际价格定价的方式开展;华北地区省网调峰市场采用日前集中竞价、日内统一出清的日内市场方式开展。山西省调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织;深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。山东调频调峰辅助服务市场为日前集中竞价，日内按照“价格优先、时间优先、按需调用”原则调用的方式组织。湖南抽水蓄能辅助服务专项市场采用双边协商交易和要约招标两种方式进行交易。

但是，仔细观察一下各地方案和细则，就会发现当前所说的电力辅助服务市场还不能称之为真正的市场。各地现行的辅助服务市场中，一般都是采取卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用，最后将费用平均分摊给纳入辅助服务补偿机制范畴的其他发电商和用户。这显然不如多买多卖的市场来得更高效、更公平合理。况且，并非交易主体的调度方却拥有对服务提供者的选择权，而最应该拥有选择权的辅助服务费用支付方却只能被动分摊。这里面或多或少还存在非市场的影子，还明显算不上最理想的市场。

其实，就大部分辅助服务交易品种来说，完全可以借鉴配额制，比如在电网低谷时段，调度机构根据系统负荷计算出所有纳入辅助服务补偿机制范围内机组的平均降出力比例，作为相关机组的辅助服务配额，逾期完不成配额的机组就会被考核。一些具备条件的机组或者说灵活性较好的机组在完成自身配额指标的同时，可以进一步报价出让自身的降出力指标(直至停机备用)，而那些没有降出力意愿的机组可以根据市场情况报价购买这些指标，来冲抵自身承担的辅助服务配额。同样，电储能和可中断负荷、第三方等也可以参与市场报价，向那些没有降出力意愿的机组出售辅助服务。在电网高峰时段也同样如此，只不过这时候需要的是用户的降负荷服务并承担降负荷配额，用户除了自己消化这些配额外，还可以向发电厂、其他用户、可中断负荷和电储能、第三方等购买服务来冲抵配额。这样就形成了一个以配额为基础催生出的多买多卖的交易市场，也更容易与未来的现货市场接轨。