典型的电力辅助服务市场包括调峰辅助服务市场和调频辅助服务市场。电力辅助服务市场的参与主体为省内发电企业（火水风光）、自备电厂（自愿参与）以及电储能和需求侧资源电力用户，不包括网留非独立电厂、自发自用式分布式光伏、扶贫光伏。
一、调峰辅助服务
（一）基本概念。并网机组按照电网调峰需求，平滑稳定调整机组出力、运行状态或者调节负荷所提供的服务。报价均采用自原报价。
（二）服务种类。调峰辅助服务包括实时深度调峰交易、调停备用交易、需求侧资源交易、电储能交易。
（三）交易周期。调峰辅助服务用于计算负荷率和交易量的最小单位为1分钟。
（四）调用顺序。优先级顺序依次为需求侧资源、电储能、发电机组。
二、实时深度调峰交易
（一）基本概念。实时深度调峰交易是指火电厂运行机组通过调减出力，使火电机组平均负荷率小于有偿调峰基准（暂定50%）时提供服务的交易。参与实时深度调峰交易的火电机组负荷率低于有偿调峰基准，获得补偿；参与实时深度调峰交易的火电机组负荷率大于有偿调峰基准，分摊补偿费用。
（二）交易购买方。实时深度调峰交易的购买方是风电、光伏、水电以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组。
（三）报价方式。参与实时深度调峰交易的火电企业按照阶梯式报价方式参与交易，目前按照照两档浮动报价，具体是：火电厂深度调峰负荷率介于40%-50%时，报价上限和下限分别为0.4和0元/千瓦时；火电厂深度调峰负荷率小于40%时，报价上限和下限分别为1.0和0.4元/千瓦时。火电厂深度调峰越大，可申报的价格就越高。
（4）出清方式。省级调度机构根据负荷和风光预测，编制日前调用预计划，日内由低价到高价依次执行。日内报价相同者，按照申报调峰电力等比例调用。出清价格为实际调用的最后一台调峰机组的报价。出清电量为火电机组低于有偿调峰基准形成的未发电量。
（5）补偿费用。不同档有偿调峰电量与出清电价乘积之和。
（6）补偿费用分摊方法。火电机组、新能源机组、水电机组分摊的方法各不相同。
火电机组。火电厂修正电量/所有参与实时深度调峰机组修正电量*补偿费用。其中，按照负荷率从低到高依次设置三档，负荷率越高，分摊电量的修正系数越大，分摊比重越大。一般来说，负荷率介于50%-60%，修正系数为1；负荷率介于60%-70%，修正系数为1.5；负荷率大于70%，修正系数为2。修正电量的基准是不同档发电量之和。
新能源机组。新能源机组修正电量/所有参与实时深度调峰机组修正电量*补偿费用。其中，按照上一年度发电利用小时数与保障性收购小时数的差值进行阶梯式修正。一般来说，差值为0，修正系数为1，差值每增大100小时，修正系统减小10%。此举也是尽量减少效益较差新能源机组的补偿费用。修正电量的基准是月度实际发电量。
水电机组。水电机组修正电量/所有参与实时深度调峰机组修正电量*补偿费用。其中，11月1日至次年3月31日，修正系数为0.2；其余时段，修正系数为0.5。修正电量的基准是月度实际发电量。
风电、光伏、水电以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组的分摊金额均设置上限。若因发电企业支付费用到达上限，导致分摊费用存在缺额时，其余未达到上限的机组承担这部分缺额。若全部参与分摊的发电企业支付费用均到达上限，则调减负荷率低于有偿调峰基准的火电机组收益。
三、火电调停备用交易
（一）基本概念。火电调停备用交易指通过停运火电机组为新能源消纳提供调峰容量的交易，包括火电月度计划停备和火电应急启停交易。
（二）调停费用。火电月度计划停备指火电月度机组组合中安排的停机备用或者按照调度指令停机超过72小时的停机备用，按1千元/万千瓦·天，补偿时间不超过7天。火电应急启停指调度机构按照日前单位容量报价由低到高，依次主动停运机组，超过24小时但少于72小时，不同额定容量级别机组的机组设置报价上限，各个额定容量级别机组市场出清价格是实际调用到的最后一台应急启停机组，费用按台次结算。
（三）费用分摊。应急启停调峰服务费按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用比例进行支付。
四、需求侧资源交易
（一）基本概念。需求侧资源交易是指随时可调用的、能够在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目。
（二）调用费用。需求侧交易模式按照日前申报、日内调用，由调度机构按照用户申报补偿价格由低到高依次调用。需求侧资源用户可按每15分钟曲线申报，申报价格上限和下限分别为0.2和0.1元/千瓦时。调用费用为调用电量*申报价格。
（三）费用分摊。需求侧交易服务费按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用比例进行支付。
六、电储能交易
（一）基本概念。电储能交易是指蓄电设施通过在弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。
（二）适用范围。火电企业计量出口内的储能设施可以与机组联合参与调峰，按照实时深度调峰交易管理执行。新能源计量出口内的储能设施优先由风电场和光伏使用，费用由双方协商确定。其他发电企业计量出品的储能设施可自愿作为独立用户参与调峰服务市场。
（三）调用费用。电储能交易模式按照日前申报、日内调用，由调度机构按照用户申报补偿价格由低到高依次调用，市场出清价格为最后一家独立储能用户报价。需求侧资源用户可按每15分钟曲线申报，申报价格上限和下限分别为0.2和0.1元/千瓦时。调用费用为调用电量*申报价格。
（四）费用分摊。电储能交易服务费按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用比例进行支付。
