3.实现电力辅助服务补偿力度科学化。按照43号文所确定的“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度，充分调动发电企业提供电力辅助服务的积极性。部分地区对于自动发电控制、调峰、备用等服务补偿力度较小不能覆盖电力辅助服务提供成本和适当收益的，要完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关内容，加大补偿力度。
4.鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组。电网企业根据系统运行需要，确定自动发电控制、备用、黑启动等服务总需求量，发电企业通过竞价的方式提供辅助服务。鼓励并网自备电厂通过购买低谷可再生能源的方式参与调峰，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。
5.鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿。鼓励借鉴部分地区自动发电控制按效果付费的经验，采用自动发电控制机组的响应时间、调节精度、调节速率等效果指标乘以行程作为计量公式进行补偿，采用机组调峰率对系统运行的贡献程度(机组出力曲线相对系统负荷形状)进行补偿。
6.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。
(二)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
7.开展电力用户与发电企业中长期交易的地区，除了完成上述1-6条工作外，还应建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。
8.电力辅助服务参与主体增加电力用户。鼓励电力用户参与提供电力辅助服务，签订带负荷曲线的电力直接交易合同，并满足所参加电力辅助服务的技术要求，按与发电企业同一标准进行补偿，随电力用户电费一并结算。
用户可以结合自身负荷特性，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。
9.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。
10.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。发电企业相应直接交易电费不再参与电力辅助服务补偿费用分摊，由电力用户按照直接交易电费与发电企业非直接交易电费比例分摊电力辅助服务补偿费用。
其中，电力用户分摊的电力调峰服务费用可以根据电力用户特性调整。未实行用电峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。
11.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。
12.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。电力用户通过自身资源履行电力辅助服务责任，不足部分向发电企业购买电力辅助服务来确保责任的履行。
13.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。电力用户提供的电力辅助服务补偿费用应参照调峰、调频服务计算方式确定。
(三)分类型推进跨省跨区电力辅助服务补偿
14.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。实现国家指令性计划、地方政府协议跨省跨区电能交易与市场化跨省跨区电能交易同一标准和要求参与电力辅助服务补偿。
15.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。
市场化跨省跨区送电发电企业视同受端电网发电企业参与电力辅助服务补偿和考核。跨省跨区电能交易曲线未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。其余辅助服务项目原则上按照送端发电企业不能提供的情况处理，确能提供的，按照受端电网相应的补偿条款执行。
16.跨省跨区电力用户与发电企业直接交易按照上述7-13条执行。
17.跨省跨区电力辅助服务补偿费用随跨省跨区电能交易电费一起结算，相关电网企业应对结算工作予以必要的支持。
五、组织协调
(一)加强组织领导
国家能源局统一协调推进有关工作，各派出能源监管机构按照属地原则，负责组织推进当地电力辅助服务补偿(市场)工作及日常事务的协调处理。
推进电力辅助服务补偿工作要与电能量市场化交易进展情况密切协调，规则条款修订要与电能量交易相适应。电力直接交易工作要考虑电力用户承担相应的电力辅助服务责任和费用，跨省跨区电能交易购售双方协商交易要考虑电力辅助服务费用，现货试点地区电能量交易要统筹考虑调频、备用等电力辅助服务交易，并同步设计相关规则。
(二)落实责任分工
区域、省级派出能源监管机构要加强沟通协调，承担主体责任，做好区域内实施细则之间的衔接。跨省跨区送电辅助服务补偿由受端区域、省级派出能源监管机构商送端区域、省级派出能源监管机构提出实施方案，报送国家能源局备案。
各电力企业要高度重视，精心组织，加强工作沟通与配合，规则修订后尽快组织技术支持系统完善升级，完成人员培训、业务衔接等方面的工作。各电力调度机构负责电力辅助服务有关数据的统计工作，电网企业按照相应派出能源监管机构审核同意的执行结果配合完成结算。
(三)抓好督促落实
各派出能源监管机构要根据工作方案要求，结合当地实际，制定实施方案，明确具体时间节点和阶段性目标，报送国家能源局备案。推进过程中，实施方案如有调整，要及时报送国家能源局。国家能源局批复的电力辅助服务市场改革试点地区要按照批复方案推进试点，并结合本通知要求不断深化完善相关机制。
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