国家能源局11月1日发布了今年二季度全国电力辅助服务的基本情况，分析了华北、东北、西北、华东、华中和南方区域各区域的辅助服务情况。西北区域是全国补偿费用最高的区域，主要支出是调峰服务，因为需要应对供暖和可再生能源消纳的能力。
目前国家批复电力辅助服务市场试点有东北区域、福建，但是越来越多省份都已出台具体的建设和运营方案或征求相关意见，如广东、新疆、山西等省份，对于一些有志参与交易的售电公司或者独立第三方就需要了解每一个区域（省份）的主要服务需求及费用是怎么样的。
比如以下，摘取了各区域服务需求特色是什么因素造成的分析：
各区域辅助服务分项补偿费用如图所示，各项费用比例构成各有特色。其中，调峰是
“三北”地区的共同需求，以应对供暖和可再生能源消纳的双重压力，在华北、东
北和西北区域的辅助服务补偿费用中占据相当大的比例（见图5）。
华北区域由于发电自动化控制水平较高，电力辅助服务补偿费用占比最多的为AGC
补偿，其次为调峰和AVC补偿，体现了保障首都供电安全对电能质量的高标准需求。
东北区域由于供热机组比例大、供热期长、风电装机占比高，电力辅助服务补
偿费用主要为调峰补偿费用。
西北区域由于装机容量增长较快，区内负荷有限，外送需求不足，同时区域内能源
类型比较丰富，使得各种辅助服务均占有一定比例，调峰、AGC和备用补偿费用比
例基本持平，体现出一种多能互补的态势。
华东区域由于江浙沪地区以火电为主的电源结构在消纳区外来电和可再生能源时面临
的调峰压力，本地备用容量也存在部分富余，电力辅助服务补偿费用以调峰、AGC
补偿为主，但备用补偿占比也较为明显。
华中和南方区域由于两区域内水电装机容量占比较高，备用补偿费用在本区域各项
费用中为最高。
最后附上原文：
按照《国家能源局综合司关于做好电力辅助服务季度情况报送工作的通知》（国能综监管〔2017〕222号）工作安排，国家能源局对各派出能源监管机构报送的2017年二季度电力辅助服务有关数据和情况进行了汇总分析。现将有关情况通报如下：
2017年二季度，共收到各派出能源监管机构报送的全国除西藏、蒙西地区外30个省（区、市、地区）电力辅助服务情况数据，涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量共2725家，发电机组装机容量共14亿千瓦，补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的0.76%（详见附件）。
从电力辅助服务补偿总费用来看，二季度电力辅助服务补偿费用最高的三个区域依次为西北、华东和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用在上网电费总额的占比最高，为4.91%，华中区域占比最低,为0.2%（见图1）。
图1 2017年二季度各区域电力辅助服务补偿费用情况
从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额6.56亿元，占总补偿费用的23%；自动发电控制（以下简称AGC）补偿费用总额5.64亿元，占比20%；备用补偿费用总额10.84亿元，占比39%；其他补偿费用5.14亿元，占比18%（见图2）。
从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、AGC和备用补偿费用占电力辅助服务补偿总费用的绝大部分比例，但各区域的补偿费用结构也有自身明显特征。其中，调峰补偿力度以西北、东北最高，AGC补偿力度以西北、华北最高，备用补偿力度以西北、南方最高。总体来看，西北区域的辅助服务补偿力度最大（见图3）。
图3 2017年二季度各区域各项电力辅助服务补偿费用情况
注：西北区域调频为AGC加一次调频，其他区域调频为AGC。
从电力辅助服务补偿费用来源来看，主要来自分摊费用，合计24亿元，跨省区辅助服务补偿分摊发生费用合计0.2亿元，新机差额资金合计1.2亿元，考核等其他费用合计2.7亿元，无分摊减免费用（见图4）。
自2006年原国家电监会颁布《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》、《发电厂并网运行管理规定》以来，六家区域派出能源监管机构分别结合本区域内电源、负荷和电网结构等实际情况，制定了相应的“两个细则”，形成了各具特色的补偿机制，并结合电力市场实际情况不断修订完善。其中，东北区域为解决制约可再生能源消纳的调峰问题，开展了东北区域电力辅助服务市场专项改革试点工作；华北区域加大调峰补偿力度，建立了调峰补偿新机制；华北、华东和南方区域增设了自动电压控制服务（以下简称AVC）补偿；西北区域除AGC补偿外，对一次调频也予以补偿。
（一）各区域电力辅助服务补偿费用情况
各区域辅助服务分项补偿费用如图所示，各项费用比例构成各有特色。其中，调峰是“三北”地区的共同需求，以应对供暖和可再生能源消纳的双重压力，在华北、东北和西北区域的辅助服务补偿费用中占据相当大的比例（见图5）。
华北区域由于发电自动化控制水平较高，电力辅助服务补偿费用占比最多的为AGC补偿，其次为调峰和AVC补偿，体现了保障首都供电安全对电能质量的高标准需求。
东北区域由于供热机组比例大、供热期长、风电装机占比高，电力辅助服务补偿费用主要为调峰补偿费用。
西北区域由于装机容量增长较快，区内负荷有限，外送需求不足，同时区域内能源类型比较丰富，使得各种辅助服务均占有一定比例，调峰、AGC和备用补偿费用比例基本持平，体现出一种多能互补的态势。
华东区域由于江浙沪地区以火电为主的电源结构在消纳区外来电和可再生能源时面临的调峰压力，本地备用容量也存在部分富余，电力辅助服务补偿费用以调峰、AGC补偿为主，但备用补偿占比也较为明显。
华中和南方区域由于两区域内水电装机容量占比较高，备用补偿费用在本区域各项费用中为最高。
（二）各区域电力辅助服务补偿费用来源情况
各区域电力辅助服务补偿费用主要来源于机组分摊费用，在其他费用来源上略有差异。华东区域一部分费用来自网外跨区水电分摊落地省份的辅助服务费用。东北区域网外分摊和网外收取的费用在各省之间互抵。西北、华东和东北区域因没有新机并网，故2017年二季度无新机差额款项。
（三）华北区域电力辅助服务补偿情况
华北区域尤其是京津唐、山西的AGC补偿力度较大。其中，京津唐因保障首都供电任务需要，对可靠性要求较高，辅助服务补偿力度也更大；山西由于面向京津唐供电，其辅助服务补偿力度也基本与京津唐持平（见图6）。
（四）东北区域电力辅助服务补偿情况
东北区域受供暖和可再生能源消纳压力，主要辅助服务补偿费用为调峰补偿，而AGC补偿主要则发生在工业负荷相对集中的辽宁省（见图7）。
（五）西北区域电力辅助服务补偿情况
西北区域各省总费用差异较大。由于新疆、甘肃的可再生能源发电装机容量明显高于其他省份，两地的调峰补偿力度较大；青海省由于集中了黄河流域的大型水电，承担了为整个区域调节的任务，但由于仅在省内发电企业间分摊费用，未实现区域总体补偿，造成单位装机容量辅助服务补偿费用相对较高（见图8）。
（六）华东区域电力辅助服务补偿情况
华东区域外来电落点较为集中，电源类型比较丰富，各省市之间体现出明显的差异和互补性。福建以调峰费用为主，而浙江则以AGC补偿为主。浙江和福建的辅助服务补偿标准较高；江苏省由于本地平衡情况较好，辅助服务补偿力度相对较小。与其他区域不同，除了五省市外，华东区域还单独对网调机组进行辅助服务补偿和考核（见图9）。
（七）华中区域电力辅助服务补偿情况
华中区域的河南、湖北以备用补偿为主，重庆以调峰为主，其他省市以AGC补偿为主。河南受负荷增长放缓、煤价走高，以及外来电等多方面的影响，采取了机组轮停冷备的方式实现调峰，体现在备用补偿费中。重庆负荷峰谷差明显，又作为四川水电的落地点之一，本地电源调峰压力较大，补偿力度也明显高于区域内其他省份（见图10）。
（八）南方区域电力辅助服务补偿情况
南方区域除广东、广西以AVC补偿为主外，其他省份尤其是云南省，由于水电装机规模较大，以备用补偿为主。总体来看，南方区域装机容量与补偿费用的总体趋势相近，补偿力度在各省（区）基本一致（见图11）。
国家能源局综合司
2017年11月1日
