6月6日，华东能源监管局公开征求《华东区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》和《华东区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》。
此次更新的华东区域两个细则，明确并网主体包括电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等。
其中对于储能的基本辅助服务功能要求包括：一次调频、调峰、基本无功调节；储能需具备的有偿辅助服务能力包括：一次调频、AGC、低频调节、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、稳定切机服务、黑启动。
而这些新明确的可获得补偿的功能，其实基本上都是业内所说的构网型储能需具备的特征。这意味着，华东地区将为部分构网型储能给予功能性补偿。对新型储能有偿一次调频补偿标准为400元/兆瓦时。
每月根据发电侧并网主体、新型储能AGC投运情况和可调节容量给予补偿。AGC基本补偿标准为360元/兆瓦·月；同时根据调频里程给予补偿，AGC调用补偿标准为3元/兆瓦。此外，还对于现货调整补偿，AGC现货调整补偿标准为40元/兆瓦时。在深度调峰补偿中，新型储能补偿标准为160元/兆瓦时。可调节负荷调峰补偿标准，取240元/兆瓦时。当地需求侧响应政策已经给予补偿，不重复补偿。自动功率控制（APC）基本补偿标准为240元/兆瓦·月；APC调用补偿标准为4.5元/兆瓦。在超功率因数调节补偿中，按多发出或者多吸收的无功电量给予补偿，超功率因素无功调节补偿标准15元/兆瓦时。在自动电压控制（AVC）补偿中，AVC补偿标准，浙江0.5元/兆瓦时，其他0.1元/兆瓦时。低频调节补偿标准取800元/兆瓦时。即频率低于49.933Hz时，发电侧并网主体、新型储能综合利用各种频率调节方法，短时快速增加发电出力，1分钟内增发电量超过一次调频理论积分电量的80%。发电侧并网主体、新型储能功率采样周期应达到每秒25点以上，未能达到采样精度的不予补偿。有偿无功补偿偿标准取15元/兆乏时。调相启停补偿标准14元/兆瓦·台次。发电侧并网主体、新型储能旋转备用补偿标准取10元/兆瓦时；现货市场运行期间，对于参与现货市场并网主体取50元/兆瓦时，其余并网主体仍取10元/兆瓦时。可中断负荷旋转备用补偿标准1000元/兆瓦时。可调节负荷削峰补偿标准，取800元/兆瓦时。如参与现货市场交易发电侧并网主体、新型储能已从现货市场获取备用补偿的，不再重复补偿。在黑启动补偿中，根据具备黑启动时间、使用台次给予补偿，Y黑启动功能补偿为单台黑启动功能补偿标准，福建为1万元/月·台，其他地方火电为8万元/月·台，其他地方水电为4万元/月·台。黑启动动作补偿标准2000元/兆瓦·次；黑启动试验补偿标准为50元/兆瓦·次，指的是在黑启动试验以及实战演练时，对黑启动相关设备进行启停。爬坡准备补偿标准，取50元/兆瓦时，爬坡补偿标准，取15元/兆瓦。稳定切机功能补偿标准，取10元/兆瓦·月，每台次稳定切机影响电量补偿标准，取300元/兆瓦时。每次稳定切负荷补偿标准，取3000元/兆瓦时。快速甩负荷（FCB）补偿标准，取40元/兆瓦·月；每次FCB动作补偿标准，取500元/兆瓦·次。华东能源监管局关于公开征求《华东区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》和《华东区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》的通知为进一步规范电力系统并网运行管理以及电力辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设，根据国家能源局《电力并网运行管理规定》(国能发监管规【2021】60号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规【2021】61号)要求，我局组织对《华东区域电力辅助服务管理实施细则》和《华东区域电力并网运行管理实施细则》(以下简称“两个细则”)开展了修订工作，现向社会公开征求意见。
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