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近日，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，并要求各派出机构依据《管理办法》，组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则和市场交易规则。电力辅助服务管理实施细则原则上主要明确通过义务提供、固定补偿方式获取的电力辅助服务品种的相关机制；电力辅助服务市场交易规则主要明确通过市场化竞争方式获取的电力辅助服务品种的相关机制。
（来源：微信公众号“电力市场那些事儿”作者：郎木晨烟）
目前，各区域的辅助服务实施细则依据的还是老办法：《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43 号）（以下简称《暂行办法》），以及相关的法律法规、配套文件、相关标准等。比如，《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67 号）。
《暂行办法》对备用辅助服务有如下规定。
1.定义：备用是指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用。初期，只对旋转备用进行补偿。2.补偿标准：AGC、有偿调峰、旋转备用应按照社会平均容量成本和由于提供辅助服务而减少的有功发电量损失为依据，确定各自的补偿标准。3.补偿方式：旋转备用贡献量依据备用容量和备用时间计算。
按照《暂行办法》要求，各大区域的备用辅助服务品种仅限于旋转备用。华中细则基本沿用《暂行办法》的定义：旋转备用是指为了保证可靠供电，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务。西北细则增加了“必须能够实时调用”的条件，华北、华东、南方、东北则进一步具体到旋转备用必须在 10 分钟内能够调用。
此外，南方区域将旋转备用的目的从保证可靠供电拓展到可再生能源小站，完整定义为：旋转备用是指为了保证可靠供电、可再生能源消纳，电力调度机构指定的并网机组（燃煤、生物质、燃气、燃油、核电、水电机组）通过预留发电容量所提供的服务，旋转备用必须在 10 分钟内能够调用。
补偿方面，各地区细则按照由于提供辅助服务而减少的有功发电量损失进行补偿，没有考虑平均容量成本。参与机组和补偿标准见下表：
注1，西北地区补偿标准
火电机组旋转备用供应量定义为：因电力系统需要，当发电机组实际出力低于最大可调出力、高于50%额定出力时，最大可调出力减去机组实际出力的差值在该时间段内的积分电量，按照以下标准补偿：机组实际出力大于70%额定出力，低于最大可调出力的燃煤火电机组按0.07分/万千瓦时补偿；机组实际出力大于50%额定出力，低于70%额定出力的燃煤火电机组按0.35分/万千瓦时补偿。
经调峰能力核定后的热电机组旋转备用供应量定义为：因电力系统需要，当发电机组供热期实际出力低于核定的调峰能力上限（若电厂上报上限高于核定上限，以上报上限为准）、高于50%额定出力时，其调峰能力上限减去机组实际出力的差值在该时间段内的积分电量，按0.07分/万千瓦时补偿。
燃气、水电机组实际出力低于70%额定出力时，额定出力的70%减去机组实际出力的差值在该时间段内的积分，按0.01分/万千瓦时补偿。
注2，南方地区补偿标准
火力发电机组及核电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：因电力系统需要，当发电机组实际出力低于发电厂申报的最高可调出力时，最高可调出力减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，高峰时段按照R4（元/兆瓦时）的标准补偿，低谷时段按照0.5×R4（元/兆瓦时）的标准补偿。当火力发电机组实际出力低于额定功率50%的，按照深度调峰进行计算补偿，不计算旋转备用补偿；核电机组实际出力低于并网调度协议约定的正常调节出力下限的，按照深度调峰进行计算补偿，不计算旋转备用补偿。
水力发电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：当发电机组预留发电容量超出60％额定容量时，额定容量的40％减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，高峰时段按照R4（元/兆瓦时）的标准补偿，低谷时段按照0.5×R4（元/兆瓦时）的标准补偿。
R4在南方各省区不同，广东为20元/MWh，广西为10元/MWh，贵州为6元/MWh，海南为15元/MWh，云南火电为18.4元/MWh，云南水电为44.35元/MWh。
注3，东北地区备用补偿，参照《东北电力辅助服务市场运营规则》，报价设置最高限价0.2元/千瓦时和最低限价0元/千瓦时，最高限价和最低限价可根据市场运行情况调整。各火电厂的初始报价默认为最高限价，未提交意愿报价的火电厂视为沿用上一日的报价。
2019年上半年，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4566家，装机容量共13.70亿千瓦，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%，南方区域备用补偿力度最大，如下图所示[1]：
[1].国家能源局发，2019年上半年电力辅助服务相关数据
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