2017年11月22日，国家能源局官网发布《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》。
该《方案》以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，提出全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作的三个阶段：
2017年-2018年，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年-2019年，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年-2020年，配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
当前，我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难以适应实际需要。为深入落实电力体制改革各项措施，进一步还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，在更大范围内优化资源配置，亟需进一步完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制。
电力辅助服务补偿全覆盖
目前国家批复电力辅助服务市场试点有东北区域、福建，但是越来越多的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。《方案》指出要实现电力辅助服务补偿项目全覆盖;实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务管理范围;实现电力辅助服务补偿力度科学化。部分地区未将核电、热电联产、水电、风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务管理范围或不同类型机组分立账户的，要完善相关内容、落实规则、加强监管，促进各种类型发电机组在同一平台公平承担电力辅助服务义务。
完善现有相关规则条款
《方案》指出完善现有相关规则条款，其中包括鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，探索发电企业之间通过实时交易低谷发电量的方式提供调峰服务;
鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿;
按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
据悉，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。提到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。
首次将用户纳入辅助服务市场
《方案》首次将用户纳入辅助服务市场，提出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。
鼓励电力用户参与提供电力辅助服务，用户可结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的电力辅助服务权利与义务。
电力用户参与电力辅助服务的方式：直接参与分摊电力辅助服务费用、经发电企业间接承担、购买发电企业辅助服务、自行提供电力辅助服务等。
直接参与分摊电力辅助服务费用方式：电力用户按照直接交易电费承担电力辅助服务补偿责任。
电力用户经发电企业间接承担方式：电力用户与发电企业协商直接交易电价时约定直接交易电价包含电力辅助服务费用，发电企业直接交易电费应继续参与电力辅助服务补偿费用分摊。
购买发电企业辅助服务方式：电力调度机构事先按照电力用户市场份额计算应该承担的电力辅助服务责任。
自行提供电力辅助服务方式：用户根据系统运行需要调整用电曲线或者中断负荷作为电力辅助服务提供方。
推进跨省跨区电力辅助服务补偿
《方案》指出将分类型推进跨省跨区电力辅助服务补偿。一方面，推进国家指令性计划、地方政府协议跨省跨区电能交易辅助服务补偿工作;另一方面，市场化跨省跨区电能交易全面实施跨省跨区电力辅助服务补偿。送出端发电企业纳入受端地区电力辅助服务管理范围，并根据提供的电力辅助服务获得或者支付补偿费用。
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国家能源局11月1日发布了今年二季度全国电力辅助的基本情况，各区域辅助服务各分项补偿费用构成各有特色，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。
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。
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机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费用中为最高。
