电力辅助服务是指将电能从电厂输送到用户并保证安全和质量，所需要采取的所有辅助措施，它是电力系统安全运行的基本保障。结合我国电力系统安全运行的实际需要,辅助服务主要分为五种:调频、调峰、备用、无功支持和黑启动。
11月22日，国家能源局发布了关于印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知。《方案》明确了全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作主要目标和主要任务，自2017年至2020年，分三阶段进行实施。
2017-2018年为第一阶段，完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平；2018-2019年为第二阶段，要求探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制；2019-2020年为第三阶段，要配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
除此之外，我国各省份也均布局电力辅助，山西独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上，额定功率持续充电时间应在4小时及以上；福建省要求重视福建电力辅助服务市场试点和交易平台试运行工作；新疆由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站自主协商确定补偿费用......
储能头条小编整理了部分省份出台的关于电力辅助的政策，看看这些省份是如何推进电力辅助服务市场的！
福建省《福建省电力辅助服务（调峰）交易规则（试行）》
各电力市场成员，要重视福建电力辅助服务市场试点和交易平台试运行工作，自觉遵守有关法律、规章和市场规则。9月至12月为试运行期间，有关电力辅助服务市场交易结果按一定比例结算，2018年起依据交易规则按实际交易结果全额结算。
甘肃省《甘肃省电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》
火电机组（含供热机组）有偿调峰基准为其额定容量的50%，有偿调峰基准点应是一个体现市场供求关系的动态平衡点；实时深度调峰交易模式为日前申报、日内调用；电储能用户需向调峰服务平台提交包含交易时段、15 分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为 0.2 元/千瓦时、0.1 元/千瓦时。
河北省《河北省“十三五”电力发展规划》
加快建立电力辅助服务市场机制，进一步促进调峰电源发展，推动燃煤火电机组灵活性改造，着力提高系统新能源电力消纳能力。
江苏省《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》
对并网发电厂提供的基本辅助服务不予补偿，当并网发电厂因自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核。对并网发电厂提供的有偿辅助服务进行补偿，当并网发电厂因自身原因有偿辅助服务不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核。
山东省《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》
山东电力辅助服务市场将山东省级电力调度机构直接调度的并网发电机组和送入山东电网的跨省区联络线纳入辅助服务市场范围，交易品种主要包括有偿调峰和自动发电控制(AGC)。有偿调峰交易采用“阶梯式”报价方式，分七档报价，交易方式为日前组织、按15分钟出清;AGC辅助服务交易为日前组织、按日出清。补偿费用按日统计发布，按月结算。
山西省《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项》
以发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等为参与主体，均可以联合或独立的方式参与调峰或调频，独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上，额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上。
新疆《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在 1 万千瓦及以上、持续充电时间 4 小时以上；在火电厂计量关口出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿；由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站自主协商确定补偿费用，释放电量等同与发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。
东北地区《关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点的复函》
同意东北地区开展电力辅助服务市场专项改革试点工作，并已于今年1月1日起施行。东北电网调峰问题十分突出，既影响电源、电网和供热安全，又影响新能源消纳。而通过传统的计划手段和调度命令，发电企业提供调峰等辅助服务的动力不足，可通过市场化方式建立更高效的电力辅助服务机制。
“三北”地区《促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务（市场）机制试点工作》
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施。
