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電力輔助服務是指除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務。包括：一次調頻、自動發電控制、調峰、無功調節、備用、黑啟動等。電力輔助服務對維護電力系統的安全穩定運行、保證電能質量起著至關重要的作用。電力輔助服務市場化是大勢所趨。
華能集團營銷部 韓志輝 華北電力大學 王鵬
近年來，我國電力行業尤其是清潔能源發展迅猛，電源結構、網架結構發生重大變化，系統規模持續擴大，系統運行管理的復雜性隨之大大增加，對系統安全穩定運行提出了更高要求。當前，我國電力供應能力總體充足，煤電機組利用小時數呈逐步下降趨勢，局部地區棄風、棄光、棄水、限核和系統調峰、供暖季電熱矛盾等問題日益突出。新的電力運行環境使電力輔助服務的重要性顯得尤為重要。
中發〔2015〕9號文件對加快建立輔助服務分擔共享新機制提出了明確要求。《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67號）進一步明晰了電力輔助服務補償（市場）機制工作的總體思路、基本原則、主要目標和主要任務，成為輔助服務近期工作的綱領文件和重要指引。
技術準備、人員儲備、認識提升是迎接挑戰的重要因素。面對日益復雜的市場環境和日益激烈的市場競爭，參與電力輔助服務，是企業深挖潛能、提升經營效益的必然選擇。發電企業必須盡快統一思想、轉變觀念，充分認識到參與輔助服務的必要性，務實著手相關體系建設，加快戰略部署。
營銷決策模型
企業的價值是創造績效和財富。發電企業面對輔助服務市場如何有效決策，需要理論支撐。借鑒魏朱商業模式，我們推薦的適于電廠參與輔助服務的營銷決策模型（如圖1）。
業務系統
業務系統涉及輔助服務市場機制剖析與細分市場選擇兩個方面的內容。
輔助服務市場機制方面，關鍵是進行技術性分析和政策穩定性分析。技術性分析主要是就規則中涉及的交易品種、市場主體、競價模式、價格出清模式、結算方式等予以明確。政策穩定性分析主要是結合當地的社會生態，判斷市場規則的關鍵條款是否存在較短時間和較大幅度變化的“隨意性”。比如，2017年底山西省有關部門將山西電儲能調頻市場的服務申報價格下調為5~10元/兆瓦，而此前為15元/兆瓦，對企業盈利水平影響巨大。
在細分市場分析方面，企業要通過本省份近中期的供需形勢分析，以及政府年度計劃電量放開的進度，權衡年度電量計劃、電量交易市場和輔助服務市場三者中，自身的主要收益來源。經驗和分析均表明，市場開放程度較低、采取“三公”調度模式下，企業參與市場的壓力小；當電力供需應對緊張、發電企業平均利用小時較高時，輔助服務邊際貢獻往往小于發電的邊際貢獻，企業并不重視輔助服務市場，畢竟輔助服務費用占比相對較低。除此之外，即使在市場環境下，一些機組如果在電網中的地位比較特殊（比如電壓支撐點），可替代性不足時，參與輔助服務的動力也不足。
同時，在輔助服務市場內部，當存在多種交易品種時，還存在交易品種的選擇問題。
關鍵資源能力
就輔助服務而言，關鍵資源能力就是要分析自身所能夠提供的基本、無償的輔助服務能力和增值、有償的輔助服務能力，分析提升服務能力的可能“技術路線”。
對于是否需要進行設備改造、采購等手段提升輔助服務能力，需要結合自身的機組特性，“量體裁衣”地明確可以采取的措施，如燃煤機組中純凝機組與熱電聯產特性不同，提供輔助服務的潛力不同，寄望提供相同的輔助服務改造的難度自然不同。
不同的技術路線，其技術成熟度不同。比如，火電企業參與調頻輔助服務，常見的是與儲能聯合參與。但不同的儲能技術成熟度差別很大。
當然，不同的技術路線，對應的投資和運行成本也不相同。比如，核電機組參與調峰，需要采用數組灰棒進行負荷跟蹤以改變反應堆功率的“灰棒控制模式”（通常稱之為G控制模式），涉及到安全成本，即為了保證實現一定的安全水平而支付的費用。
盈利模式
盈利模式分析關鍵是要超越自身的輔助服務性能的分析，分析全網對輔助服務的需求，以及各機組加總的輔助服務供給能力。比如風電、光伏發電占比高的省份，調峰的需求更旺盛；連續平穩生產的工業企業占比高的省份，系統的調頻需求就相對小。
按照波特競爭理論，企業在競爭中涉及到五種競爭力：既有競爭者力、新加入者的威脅力、客戶的議價能力、供貨商的議價能力及替代品的威脅力。
如果輔助服務市場供不應求，輔助服務的價格自然較高，企業利潤較大，但同時其他企業為提升輔助服務能力進行相關技改的沖動就會更強烈。因此，企業的投資能否回收，既涉及自身的成本控制，也需要分析市場的進入壁壘和退出壁壘，了解競爭對手的相關動態，做到知己知彼。
考慮上述環境因素后，開展的盈虧平衡分析和風險評估，將更加科學理性。
現金流結構
基于各發電企業競爭的態勢變化，使得企業參與輔助服務投資的風險一直存在，于是第三方投資的合同能源管理（Energy Performance Contracting，簡稱EPC，國內簡稱EMC）等商業模式營運而生。
EMC投資方式允許發電企業使用未來的輔助服務收益為機組進行設備改造，降低目前的運行成本，提高能源的利用效率。輔助服務EMC模式對企業的現金流結構有較大影響，一是于發電企業自身不需要較大規模的設備引進或者改造資金，二是收益和風險對等，根據與服務公司約定分成比例，發電企業的持續性收益與自己投資相比，減少較多。
提升調峰輔助服務關鍵資源能力的案例
由于現階段我國電力輔助服務市場中對調峰的需求較大，目前正式批復并發布規則的多個試點地區，比如東北、福建、新疆、寧夏、甘肅、華東，電力輔助服務市場建設均從調峰市場起步。由于調峰的主要提供方為火電機組，我國純凝機組在實際運行中的調峰能力一般為額定容量的50%左右，典型抽凝機組在供熱期的調峰能力僅為額定容量的20%，要參與深度調峰一般都需要進行靈活性改造，以提高自身的關鍵資源把握能力。
電廠制定實施靈活性改造技術路線時，要根據企業自身特點，合理確定改造目標和技術方案，保障機組安全穩定運行。同時還要站在整體營銷運行機制考慮，一要瞄準業務系統涉及的相關調峰輔助服務市場規則，理性又不過度地響應國家政策導向；二要考慮未來電力市場變化，考慮同行業競爭對手進入市場的可能性，做好盈利模式分析，控制投資規模，控制投資風險，高效解決實際需求，確保現金流結構穩健。
不同區域的市場規則和業務系統，對關鍵資源能力提升的支持力度不同。比如，國家能源局東北監管局印發《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》，鼓勵火電機組進行靈活性改造，提升調峰能力。其中第八十四條“鼓勵技改”指出，火電機組進行重大技術改造參與調峰的，同等條件下優先調用其參與調峰。國家發展改革委、國家能源局發布《關于提升電力系統調節能力的指導意見》（發改能源〔2018〕364號）指出，優先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力。
不同的關鍵資源能力提升手段，直接影響企業關于盈利模式的選擇。比如，在幾種熱電解耦技術方案中，最成熟的是熱水罐儲熱供熱、電鍋爐供熱技術，這兩種技術熱經濟性較好，但改造成本相對較高，占地面積也較大；其次是汽輪機旁路技術，改造成本低，但熱經濟性較差；切除低壓缸供熱技術改造成本最低，熱經濟性也最好，但應用業績相對較少，安全性還有待驗證，是未來的研究熱點之一。
政策建議
面對已然到來的輔助服務市場，發電企業要提前謀劃布局，從單一發電供應商和向綜合能源服務商轉變，統籌兼顧發電、供熱和輔助服務的關系，論證比選不同技術路線的經濟效益，因地制宜、因時制宜，制定參與輔助服務市場的營銷策略，實現發電企業轉型創新發展。輔助服務的政策主導權在地方政府，主要在各地能源監管部門，為此發電企業應主動、積極地向有關部門反映訴求，爭取政策紅利：
（1）落實“9號文件”精神，切實建立用戶和電網參與的電力輔助服務市場機制。盡快結束電力輔助服務“發電側封閉運行，資金源于電廠、用于電廠”的局面，在輔助服務的需求側，按照“誰受益、誰承擔”的原則，將發電側提供的輔助服務成本有效傳導至用戶側，引導用戶合理用電，縮小電網峰谷差，提高系統運行效率。在輔助服務的供給側，按照“誰調峰、誰受益”的原則，進一步明確電網企業在電力輔助服務中的應有責任，合理確定備用等輔助服務需求和外購電曲線特性，控制輔助服務總費用規模，通過市場發現價格，建立并完善調峰機組激勵機制。
（2）精心論證輔助服務市場規則，穩定市場預期。合理確定輔助服務管理范圍，避免簡單按省域范圍實施輔助服務、人為增加輔助服務調用難度的做法。對于輔助服務規則中的核心參數，應科學測算、精心論證，在征求多方意見的基礎上，謹慎調整，避免政策“拉抽屜”；調整應設置期限，穩定市場預期，降低市場主體投資風險。作為輔助服務市場規則的政策配套，進一步細化年度發電量計劃按月、日的實施細則，為已經實施靈活性改造的機組參與調峰輔助服務留出實施空間，加強對自備電廠參與輔助服務的監管。隨著電力市場化改革不斷深化和完善，適時開展容量市場建設，進一步完善輔助服務市場。
（3）加強輔助服務信息披露監管。進一步完善信息披露相關規定，明確各類輔助服務品種相關信息披露的內容、周期；要求電網企業建立健全輔助服務市場技術支持系統，嚴格按照規定記錄和公示所轄并網發電廠輔助服務交易、調用、計算和結算等情況。加強輔助服務市場治理和監管，促進電力市場公平、健康、有序發展。
（4）重視發電企業關切，穩步推動電力輔助服務市場化。受近兩年上游煤炭供給側結構性改革影響，煤炭價格高位運行，發電企業經營困難。既有的輔助服務補償機制的補償標準，應根據成本變化相機調整。政府在推動電量交易市場和輔助服務市場時，應循序漸進，為發電企業供給側結構性優化留出時間。
◆鏈接
2018年全國電力輔助服務補償費用共147.62億元
5月6日，國家能源局對2018年電力輔助服務有關數據和情況進行匯總分析，2018年，全國電力輔助服務補償費用共147.62億元，占上網電費總額的0.83%。
2018年，全國除西藏外31個省（區、市、地區）參與電力輔助服務補償的發電企業共4176家，裝機容量共13.25億千瓦，補償費用共147.62億元，占上網電費總額的0.83%。補償費用最高的三個區域依次為西北、東北和華北區域，西北區域電力輔助服務補償費用占上網電費總額比重最高，為3.17%，華中區域占比最低，為0.23%。
從電力輔助服務補償費用的結構上看，調峰補償費用總額52.34億元，占總補償費用的35.46%；調頻（西北區域調頻為AGC（自動發電控制）加一次調頻，其他區域調頻為AGC）補償費用總額41.66億元，占比28.22%；備用補償費用總額42.86億元，占比29.03%；調壓補償費用10.33億元，占比7.00%；其他補償費用0.43億元，占比0.29%。
分項電力輔助服務補償費中，調峰、調頻和備用補償費用占總補償費用的90%以上。其中，東北、西北區域調峰補償力度最大，西北、華北區域調頻補償力度最大，西北、南方區域備用補償力度最大。總體來看，西北區域整體電力輔助服務補償力度最大。
電力輔助服務補償費主要還是來自發電機組分攤費用，合計118.95億元，占比為80.58%。此外，跨省區（網外）輔助服務補償分攤費用合計0.83億元，新機差額資金1.01億元，考核等其他費用25.04億元，無分攤減免費用。其中，火電機組電力輔助服務補償分攤費用分別為134.70億元、76.25億元，居各類型機組之首。其次為水電機組，分別為10.04億元、10.90億元。
各區域電力輔助服務分項補償費用比例構成差異性較大，華北、華東地區調頻費用占比較高，分別為65%、38%，東北地區調峰費用占比97%，西北、華中、南方地區備用費用占比較高，分別為50%、36%、68%。各區域電力輔助服務補償費用主要來源于發電機組分攤費用，在其他費用來源上略有差異。華東區域的一部分費用來自網外跨區水電分攤落地省份的電力輔助服務費用；東北區域全年沒有新機并網，無新機差額款項。另外，各區域調峰、調頻交易結果納入補償分攤統計。
華能集團營銷部 韓志輝 華北電力大學 王鵬
近年來，我國電力行業尤其是清潔能源發展迅猛，電源結構、網架結構發生重大變化，系統規模持續擴大，系統運行管理的復雜性隨之大大增加，對系統安全穩定運行提出了更高要求。當前，我國電力供應能力總體充足，煤電機組利用小時數呈逐步下降趨勢，局部地區棄風、棄光、棄水、限核和系統調峰、供暖季電熱矛盾等問題日益突出。新的電力運行環境使電力輔助服務的重要性顯得尤為重要。
中發〔2015〕9號文件對加快建立輔助服務分擔共享新機制提出了明確要求。《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67號）進一步明晰了電力輔助服務補償（市場）機制工作的總體思路、基本原則、主要目標和主要任務，成為輔助服務近期工作的綱領文件和重要指引。
技術準備、人員儲備、認識提升是迎接挑戰的重要因素。面對日益復雜的市場環境和日益激烈的市場競爭，參與電力輔助服務，是企業深挖潛能、提升經營效益的必然選擇。發電企業必須盡快統一思想、轉變觀念，充分認識到參與輔助服務的必要性，務實著手相關體系建設，加快戰略部署。
營銷決策模型
企業的價值是創造績效和財富。發電企業面對輔助服務市場如何有效決策，需要理論支撐。借鑒魏朱商業模式，我們推薦的適于電廠參與輔助服務的營銷決策模型（如圖1）。
業務系統
業務系統涉及輔助服務市場機制剖析與細分市場選擇兩個方面的內容。
輔助服務市場機制方面，關鍵是進行技術性分析和政策穩定性分析。技術性分析主要是就規則中涉及的交易品種、市場主體、競價模式、價格出清模式、結算方式等予以明確。政策穩定性分析主要是結合當地的社會生態，判斷市場規則的關鍵條款是否存在較短時間和較大幅度變化的“隨意性”。比如，2017年底山西省有關部門將山西電儲能調頻市場的服務申報價格下調為5~10元/兆瓦，而此前為15元/兆瓦，對企業盈利水平影響巨大。
在細分市場分析方面，企業要通過本省份近中期的供需形勢分析，以及政府年度計劃電量放開的進度，權衡年度電量計劃、電量交易市場和輔助服務市場三者中，自身的主要收益來源。經驗和分析均表明，市場開放程度較低、采取“三公”調度模式下，企業參與市場的壓力小；當電力供需應對緊張、發電企業平均利用小時較高時，輔助服務邊際貢獻往往小于發電的邊際貢獻，企業并不重視輔助服務市場，畢竟輔助服務費用占比相對較低。除此之外，即使在市場環境下，一些機組如果在電網中的地位比較特殊（比如電壓支撐點），可替代性不足時，參與輔助服務的動力也不足。
同時，在輔助服務市場內部，當存在多種交易品種時，還存在交易品種的選擇問題。
關鍵資源能力
就輔助服務而言，關鍵資源能力就是要分析自身所能夠提供的基本、無償的輔助服務能力和增值、有償的輔助服務能力，分析提升服務能力的可能“技術路線”。
對于是否需要進行設備改造、采購等手段提升輔助服務能力，需要結合自身的機組特性，“量體裁衣”地明確可以采取的措施，如燃煤機組中純凝機組與熱電聯產特性不同，提供輔助服務的潛力不同，寄望提供相同的輔助服務改造的難度自然不同。
不同的技術路線，其技術成熟度不同。比如，火電企業參與調頻輔助服務，常見的是與儲能聯合參與。但不同的儲能技術成熟度差別很大。
當然，不同的技術路線，對應的投資和運行成本也不相同。比如，核電機組參與調峰，需要采用數組灰棒進行負荷跟蹤以改變反應堆功率的“灰棒控制模式”（通常稱之為G控制模式），涉及到安全成本，即為了保證實現一定的安全水平而支付的費用。
盈利模式
盈利模式分析關鍵是要超越自身的輔助服務性能的分析，分析全網對輔助服務的需求，以及各機組加總的輔助服務供給能力。比如風電、光伏發電占比高的省份，調峰的需求更旺盛；連續平穩生產的工業企業占比高的省份，系統的調頻需求就相對小。
按照波特競爭理論，企業在競爭中涉及到五種競爭力：既有競爭者力、新加入者的威脅力、客戶的議價能力、供貨商的議價能力及替代品的威脅力。
如果輔助服務市場供不應求，輔助服務的價格自然較高，企業利潤較大，但同時其他企業為提升輔助服務能力進行相關技改的沖動就會更強烈。因此，企業的投資能否回收，既涉及自身的成本控制，也需要分析市場的進入壁壘和退出壁壘，了解競爭對手的相關動態，做到知己知彼。
考慮上述環境因素后，開展的盈虧平衡分析和風險評估，將更加科學理性。
現金流結構
基于各發電企業競爭的態勢變化，使得企業參與輔助服務投資的風險一直存在，于是第三方投資的合同能源管理（Energy Performance Contracting，簡稱EPC，國內簡稱EMC）等商業模式營運而生。
EMC投資方式允許發電企業使用未來的輔助服務收益為機組進行設備改造，降低目前的運行成本，提高能源的利用效率。輔助服務EMC模式對企業的現金流結構有較大影響，一是于發電企業自身不需要較大規模的設備引進或者改造資金，二是收益和風險對等，根據與服務公司約定分成比例，發電企業的持續性收益與自己投資相比，減少較多。
提升調峰輔助服務關鍵資源能力的案例
由于現階段我國電力輔助服務市場中對調峰的需求較大，目前正式批復并發布規則的多個試點地區，比如東北、福建、新疆、寧夏、甘肅、華東，電力輔助服務市場建設均從調峰市場起步。由于調峰的主要提供方為火電機組，我國純凝機組在實際運行中的調峰能力一般為額定容量的50%左右，典型抽凝機組在供熱期的調峰能力僅為額定容量的20%，要參與深度調峰一般都需要進行靈活性改造，以提高自身的關鍵資源把握能力。
電廠制定實施靈活性改造技術路線時，要根據企業自身特點，合理確定改造目標和技術方案，保障機組安全穩定運行。同時還要站在整體營銷運行機制考慮，一要瞄準業務系統涉及的相關調峰輔助服務市場規則，理性又不過度地響應國家政策導向；二要考慮未來電力市場變化，考慮同行業競爭對手進入市場的可能性，做好盈利模式分析，控制投資規模，控制投資風險，高效解決實際需求，確保現金流結構穩健。
不同區域的市場規則和業務系統，對關鍵資源能力提升的支持力度不同。比如，國家能源局東北監管局印發《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》，鼓勵火電機組進行靈活性改造，提升調峰能力。其中第八十四條“鼓勵技改”指出，火電機組進行重大技術改造參與調峰的，同等條件下優先調用其參與調峰。國家發展改革委、國家能源局發布《關于提升電力系統調節能力的指導意見》（發改能源〔2018〕364號）指出，優先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力。
不同的關鍵資源能力提升手段，直接影響企業關于盈利模式的選擇。比如，在幾種熱電解耦技術方案中，最成熟的是熱水罐儲熱供熱、電鍋爐供熱技術，這兩種技術熱經濟性較好，但改造成本相對較高，占地面積也較大；其次是汽輪機旁路技術，改造成本低，但熱經濟性較差；切除低壓缸供熱技術改造成本最低，熱經濟性也最好，但應用業績相對較少，安全性還有待驗證，是未來的研究熱點之一。
政策建議
面對已然到來的輔助服務市場，發電企業要提前謀劃布局，從單一發電供應商和向綜合能源服務商轉變，統籌兼顧發電、供熱和輔助服務的關系，論證比選不同技術路線的經濟效益，因地制宜、因時制宜，制定參與輔助服務市場的營銷策略，實現發電企業轉型創新發展。輔助服務的政策主導權在地方政府，主要在各地能源監管部門，為此發電企業應主動、積極地向有關部門反映訴求，爭取政策紅利：
（1）落實“9號文件”精神，切實建立用戶和電網參與的電力輔助服務市場機制。盡快結束電力輔助服務“發電側封閉運行，資金源于電廠、用于電廠”的局面，在輔助服務的需求側，按照“誰受益、誰承擔”的原則，將發電側提供的輔助服務成本有效傳導至用戶側，引導用戶合理用電，縮小電網峰谷差，提高系統運行效率。在輔助服務的供給側，按照“誰調峰、誰受益”的原則，進一步明確電網企業在電力輔助服務中的應有責任，合理確定備用等輔助服務需求和外購電曲線特性，控制輔助服務總費用規模，通過市場發現價格，建立并完善調峰機組激勵機制。
（2）精心論證輔助服務市場規則，穩定市場預期。合理確定輔助服務管理范圍，避免簡單按省域范圍實施輔助服務、人為增加輔助服務調用難度的做法。對于輔助服務規則中的核心參數，應科學測算、精心論證，在征求多方意見的基礎上，謹慎調整，避免政策“拉抽屜”；調整應設置期限，穩定市場預期，降低市場主體投資風險。作為輔助服務市場規則的政策配套，進一步細化年度發電量計劃按月、日的實施細則，為已經實施靈活性改造的機組參與調峰輔助服務留出實施空間，加強對自備電廠參與輔助服務的監管。隨著電力市場化改革不斷深化和完善，適時開展容量市場建設，進一步完善輔助服務市場。
（3）加強輔助服務信息披露監管。進一步完善信息披露相關規定，明確各類輔助服務品種相關信息披露的內容、周期；要求電網企業建立健全輔助服務市場技術支持系統，嚴格按照規定記錄和公示所轄并網發電廠輔助服務交易、調用、計算和結算等情況。加強輔助服務市場治理和監管，促進電力市場公平、健康、有序發展。
（4）重視發電企業關切，穩步推動電力輔助服務市場化。受近兩年上游煤炭供給側結構性改革影響，煤炭價格高位運行，發電企業經營困難。既有的輔助服務補償機制的補償標準，應根據成本變化相機調整。政府在推動電量交易市場和輔助服務市場時，應循序漸進，為發電企業供給側結構性優化留出時間。
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2018年全國電力輔助服務補償費用共147.62億元
5月6日，國家能源局對2018年電力輔助服務有關數據和情況進行匯總分析，2018年，全國電力輔助服務補償費用共147.62億元，占上網電費總額的0.83%。
2018年，全國除西藏外31個省（區、市、地區）參與電力輔助服務補償的發電企業共4176家，裝機容量共13.25億千瓦，補償費用共147.62億元，占上網電費總額的0.83%。補償費用最高的三個區域依次為西北、東北和華北區域，西北區域電力輔助服務補償費用占上網電費總額比重最高，為3.17%，華中區域占比最低，為0.23%。
從電力輔助服務補償費用的結構上看，調峰補償費用總額52.34億元，占總補償費用的35.46%；調頻（西北區域調頻為AGC（自動發電控制）加一次調頻，其他區域調頻為AGC）補償費用總額41.66億元，占比28.22%；備用補償費用總額42.86億元，占比29.03%；調壓補償費用10.33億元，占比7.00%；其他補償費用0.43億元，占比0.29%。
分項電力輔助服務補償費中，調峰、調頻和備用補償費用占總補償費用的90%以上。其中，東北、西北區域調峰補償力度最大，西北、華北區域調頻補償力度最大，西北、南方區域備用補償力度最大。總體來看，西北區域整體電力輔助服務補償力度最大。
電力輔助服務補償費主要還是來自發電機組分攤費用，合計118.95億元，占比為80.58%。此外，跨省區（網外）輔助服務補償分攤費用合計0.83億元，新機差額資金1.01億元，考核等其他費用25.04億元，無分攤減免費用。其中，火電機組電力輔助服務補償分攤費用分別為134.70億元、76.25億元，居各類型機組之首。其次為水電機組，分別為10.04億元、10.90億元。
各區域電力輔助服務分項補償費用比例構成差異性較大，華北、華東地區調頻費用占比較高，分別為65%、38%，東北地區調峰費用占比97%，西北、華中、南方地區備用費用占比較高，分別為50%、36%、68%。各區域電力輔助服務補償費用主要來源于發電機組分攤費用，在其他費用來源上略有差異。華東區域的一部分費用來自網外跨區水電分攤落地省份的電力輔助服務費用；東北區域全年沒有新機并網，無新機差額款項。另外，各區域調峰、調頻交易結果納入補償分攤統計。
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