3月24日，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）意见的通告，并作了编制说明。
《细则》在完善现行“两个细则”考核补偿条款中提出，完善风电、光伏发电考核补偿规定，适应新型电力系统建设需要，修订风电、光伏电站纳入“两个细则”补偿及考核门槛，完善风电、光伏电站新能源消纳数据统计报送要求，完善风电、光伏电站涉网试验要求，增加风电、光伏电站功率波动或宽频振荡考核，修订完善风电、光伏电站功率预测考核。
一、新主体纳入南方区域“两个细则”管理
（一）独立储能电站
1.纳入范围：以独立身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，容量为10MW/1小时及以上的新型储能电站，不受接入位置限制。考虑到独立储能运行成本较高，鼓励小容量且分散的储能聚合成为直控型聚合平台（含负荷聚合商、虚拟电厂等形式）。
2.独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准（以广东为例，储能深度调峰补偿标准为约为0.792元/千瓦时，较2020年版提高0.292元/千瓦时）；其他辅助服务如一次调频、AGC、无功调节等品种采用与常规机组一致补偿标准。
（二）直控型可调节负荷
2.直控型可调节负荷参与调峰（削峰）辅助服务补偿标准按照煤电第二档深度调峰2倍执行；直控型可调节负荷参与调峰（填谷）辅助服务补偿标准按照煤机调峰第二档的补偿标准执行；其他辅助服务如一次调频、APC等采用与常规机组一致补偿标准。
（三）抽水蓄能
1.根据国家文件要求，将抽水蓄能纳入“两个细则”管理。
2.考虑抽水蓄能实际情况，抽水蓄能电站电价机制尚未完全理顺之前，抽水蓄能电站的抽发累计利用小时数与抽水利用小时数均达到规定利用小时数门槛后，方可获得辅助服务补偿，未超过规定利用小时数前为义务提供。
（四）地调调管主体
纳入范围：地市级电力调度机构直接调度的容量为10MW及以上火电、水电、风电、光伏发电、光热发电、自备电厂等。
二、增加电力辅助服务新品种
（一）增加稳定切机、切负荷辅助服务品种
1.纳入范围：初期，纳入部分影响南方区域全局性安全稳定的稳定切机、切负荷服务纳入辅助服务补偿试点。
2.试点起步阶段，稳定切机、切负荷服务能力费用仅补偿稳控装置运行维护费用；稳定切机使用费仅补偿切机后的机组启动费用，稳定切负荷使用费参照需求侧响应给与补偿。
（二）增加转动惯量辅助服务品种
考虑系统整体惯量与新能源消纳的矛盾关系，在非同步电源渗透率较高时，对可在低负荷率运行的火电、水电机组给与惯量补偿。
（三）增加调相辅助服务品种
1.根据调度机构测算，未来三年南方区域暂无同步调相机建设需求。但随着新能源建设的加速，未来存在调压困难的可能，提前制定调相辅助服务补偿机制。
（四）增加爬坡辅助服务品种
目前调频和备用辅助服务基本能够覆盖爬坡辅助服务需求，增加爬坡辅助服务定义及补偿框架性原则。
三、建立健全辅助服务新机制
（一）建立用户参与辅助服务分担共享机制
2.爬坡补偿费用由风电、光伏发电承担，直控型可调节负荷参与的调峰（削峰）补偿费用由市场化电力用户按当月实际用电量进行分摊，其他品种补偿费用由发电侧并网主体和市场化电力用户侧按照各50%比例共同分摊。
（二）重新划分基本辅助服务和有偿辅助服务
1.保留基本辅助服务品种，包含基本一次调频、基本调峰、基本无功调节。
2.考虑系统运行需要，将一次调频由基本辅助服务（无偿）变更为“基本+有偿”辅助服务模式，对一次调频调节超出一定门槛的机组给予补偿。
（三）完善跨省跨区配套机组补偿和分摊机制
跨省跨区送电配套电源机组均应纳入电力辅助服务管理，不重复参与送、受两端电力辅助服务管理；参与国家指令性计划、地方政府协议以及跨省跨区市场化交易的送电发电机组按照同一标准和要求参与电力辅助服务管理。
四、完善现行“两个细则”考核补偿条款
（一）完善非停考核规定和算法
1.提高考核力度。在电网保供电时期或在全省或地区局部存在电力供应缺口期间，非停按2倍计算考核；在上述时期内，发现存在保供不力、恶意非停、虚报瞒报机组运行信息等行为的机组，非停按5倍计算考核。
2.建立考核费用专项返还机制。对当月超出原标准部分的非计划停运考核费用（即原标准1倍以上的考核费用）单独进行平衡结算。按照电厂对系统运行的贡献度分档奖励返还。
3.建立现货市场运行的地区考核单价与现货价格接轨的机制。开展现货结算运行区域的市场化机组非计划停运期间以所在节点非停时段实时电价的算数平均值作为考核单价，其他时段以所在结算省（区）上一年平均上网电价作为考核单价；非市场化机组或未开展现货结算运行区域的机组以所在结算省（区）上一年平均上网电价作为考核单价。
（二）提高调峰辅助服务补偿标准
为进一步鼓励煤电机组进行灵活性改造，提高系统调节能力，进一步提高深度调峰补偿力度，并增加30%以下档位。以广东煤电为例（其他省区均有提高）：
第一档：煤电机组出力40%-50%，补偿标准由66元/兆瓦时提高至99元/兆瓦时；第二档：煤电机组出力30%-40%，补偿标准由132元/兆瓦时提高至792元/兆瓦时；第三档（新增）：煤电机组出力30%以下：补偿标准1188元/兆瓦时。
（三）提高旋转备用辅助服务补偿标准
为保障电力供应能力，提高系统运行裕度，进一步提高旋转备用补偿标准。以广东煤电为例（其他省区均有提高）：补偿标准由22元/兆瓦时提高至33元/兆瓦时。
（四）降低冷备用辅助服务补偿标准
以广东、广西、海南煤电为例，冷备用补偿标准均降低至5元/兆瓦时。
（五）完善风电、光伏发电考核补偿规定，适应新型电力系统建设需要，修订风电、光伏电站纳入“两个细则”补偿及考核门槛，完善风电、光伏电站新能源消纳数据统计报送要求，完善风电、光伏电站涉网试验要求，增加风电、光伏电站功率波动或宽频振荡考核，修订完善风电、光伏电站功率预测考核。
五、优化考核返还和辅助服务补偿机制
（一）辅助服务品种单独开展结算，考核费用纳入对应辅助服务一起结算；部分考核品种单独结算（主要有非停、发电计划等）。
六、建立考核补偿有关条款和标准优化调整机制
随着南方区域新型电力系统建设和快速发展，电源结构、负荷特性和稳定运行特征正在发生深刻变化，电力并网运行及辅助服务管理必须适应这一形势发展和快速变化。
七、建立健全信息披露、报送和监督管理机制
（一）健全信息披露和报送机制
明确了电力调度机构和电力交易机构作为信息披露主体的职责，明确了披露原则、内容和时限要求；明确了电力调度机构开展并网运行和辅助服务管理过程中的报送要求。
（二）建立健全对规则执行情况的监督管理机制
1.建立常态化分级监督管理机制
能源监管机构结合有关单位自查和评价情况采取约谈、通报和责令整改等监管措施。
2.建立不定期专项督查和监管机制
能源监管机构视情况需要组织第三方专业机构对“两个细则”及辅助服务市场技术支持系统中有关算法、功能与本规则一致性进行核查。