近日，国家能源局东北监管局发布了关于开展《东北区域电力运行管理实施细则》《东北区域电力辅助服务管理实施细则》（（简称新版“两个细则”））模拟运行的通知。
《东北区域电力并网运行管理实施细则》结合东北电网结构变化，适用主体范围从发电厂扩展为发电侧并网主体、新型储能、可调节负荷等，引导储能、工商业负荷、虚拟电厂等参与系统调节，推动电力系统由“源随荷动”向“源网荷储互动”升级。通过引入动态调整系数、调整考核方式、细化考核标准等方法，强化机组非计划停运、新能源功率预测以及AGC、一次调频等技术考核，应对新能源大比例接入、电力保供压力加大等突出问题，提升系统抗风险能力。增加黑启动、新能源无功辅助服务等考核品种，明确新能源场站、新型储能的频率、有功、无功等涉网性能要求，满足网源荷储多元主体的新型电力系统需要，保障电网安全稳定运行。
《东北区域电力辅助服务管理实施细则》根据新型电力系统的运行特点，进一步挖掘辅助服务功能深度，新增有偿调峰、无功调节、黑启动、有偿一次调频及虚拟惯量响应、爬坡等辅助服务新品种。按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，明确各辅助服务品种补偿在提供和受益主体间平衡，引导用户侧合理分摊辅助服务费用，共同承担系统调节成本。逐步将调峰、调频等品种纳入辅助服务市场运营规则，以市场竞争方式降低辅助服务费用。
各项辅助服务费用分摊主体表
新型储能参与部分辅助服务补偿标准
自动发电控制（AGC）调用及补偿
发电侧并网主体、新型储能提供AGC 服务，按可用时间及AGC 服务贡献分别进行补偿：1.AGC可用时间补偿 装设AGC装置的机组、储能电站，如果AGC可用率达到98%以上，按AGC可用时间每台次（电站）每小时补偿20元。AGC可用时间补偿费用按月统计；2.装设AGC装置并且由相关电力调度机构AGC主站控制的机组、储能电站，在投入调频模式期间，对参与系统频率调整和 ACE 控制的发电侧并网主体、新型储能进行补偿，根据AGC调整电量，每万千瓦时补偿 1200 元。
新型储能电站调峰调用及补偿
辅助服务系统按 15 分钟为一个时段计算独立的调峰辅助服务费用，若实际功率未达到调度指令的80%，视为无效调节，对应时段费用不予以结算；若实际功率位于调度指令的 80%至 100%之间，实际功率全部计入有效调节容量，对应时段费用予以结算。新型储能的调峰（顶峰）费用在参与东北调峰辅助服务全体市场化用户中分摊；新型储能的调峰（填谷）费用在新能源、核电及未达到调峰基准负荷率以下的火电企业中分摊。
有偿一次调频调用及补偿
参与一次调频服务补偿的独立储能电站，按照月度一次调频积分电量 40 万元/万千瓦时进行补偿。风电、光伏和新型储能一次调频服务所需费用由不具备一次调频功能的风电、光伏，新型储能，电力用户分摊。
有偿转动惯量调用及补偿
参与虚拟惯量响应服务补偿的新型储能，根据装机容量按照月度 0.8 万元/万千瓦进行补偿。
黑启动补偿
根据具备黑启动时间、使用台次给予补偿，补偿费用计算公式如下：
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