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東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）
第一章 總則
第一條 為建立輔助服務分擔共享新機制，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，保障東北地區(qū)電力系統安全、穩(wěn)定、經濟運行，促進風電、核電等清潔能源消納，按照《國家能源局關于同意開展東北區(qū)域電力輔助服務市場專項改革試點的復函》（國能監(jiān)管〔2016〕292 號）要求，制定本規(guī)則。
第二條 本規(guī)則制定依據為《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）及其相關配套文件、《電力監(jiān)管條例》（國務院令第432號）、《國家能源局關于印發(fā)2016 年體制改革工作要點的通知》（國能綜法改〔2016〕57號）、《關于推動東北地區(qū)電力協調發(fā)展的實施意見》（國能電力〔2016〕179號）、《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監(jiān)市場〔2006〕43號）以及國家有關法律、法規(guī)及行業(yè)標準。
第三條 本規(guī)則適用于東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電機組、獲得準入的電力用戶等開展的輔助服務交易行為。東北電力輔助服務市場所有成員必須遵守本規(guī)則。
第四條 本規(guī)則所稱輔助服務是指為維護電力系統的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，由并網發(fā)電廠或電力用戶提供的除正常電能生產外的市場化輔助服務。
第五條 發(fā)電企業(yè)參與輔助服務市場要嚴格執(zhí)行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與輔助服務市場交易為由影響居民供熱質量。
第六條 國家能源局東北監(jiān)管局（以下簡稱東北能源監(jiān)管局）負責電力輔助服務市場的監(jiān)督與管理，負責監(jiān)管本規(guī)則的實施。
第二章 市場成員
第七條 東北電力輔助服務市場成員包括市場運營機構和市場主體。
第八條 東北電力輔助服務市場運營機構為東北地區(qū)省級及以上電力調度、交易機構。其主要職責是：
（一） 管理、運營東北電力輔助服務市場；
（二） 建立、維護市場交易的技術支持平臺；
（三） 依據市場規(guī)則組織交易，按照交易結果進行調用；
（四） 與市場主體進行結算；
（五） 發(fā)布市場信息；
（六） 評估市場運行狀態(tài)，對市場規(guī)則提出修改意見；
（七） 緊急情況下中止市場運行，保障系統安全運行；
（八） 向東北能源監(jiān)管局提交相關市場信息，接受監(jiān)管。
第九條 電力輔助服務市場的市場主體為東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電廠（包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠，以下所稱風電場含光伏電站），以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。新建機組試運期結束后即納入輔助服務管理范圍，火電機組參與范圍為單機容量10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發(fā)電機組。
第三章 調峰輔助服務
第一節(jié) 定義
第十條 本規(guī)則所指調峰輔助服務是并網發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，通過平滑穩(wěn)定地調整機組出力、改變機組運行狀態(tài)或調節(jié)負荷所提供的服務。
第十一條 東北電力調峰輔助服務（以下簡稱調峰輔助服務）分為基本義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。有償調峰輔助服務在東北電力調峰輔助服務市場中交易，暫包含實時深度調峰、可中斷負荷調峰、電儲能調峰、火電停機備用調峰、火電應急啟停調峰、跨省調峰等交易品種。
第十二條 調峰輔助服務市場中火電機組實際發(fā)生的調峰深度不作為核定最小運行方式的依據。
第十三條 除“火電停機備用調峰”外的其他調峰輔助服務，不影響發(fā)電企業(yè)年度電量計劃的執(zhí)行。
第二節(jié) 實時深度調峰交易
第十四條 實時深度調峰交易是指火電廠開機機組通過在日內調減出力，使火電廠機組平均負荷率小于或等于有償調峰基準時提供輔助服務的交易。火電機組提供實時深度調峰服務，須能夠按照電力調度機構的指令，滿足一定調節(jié)速率要求，隨時平滑穩(wěn)定地調整機組出力。
第十五條 實時深度調峰交易的購買方是風電、核電以及出力未減到有償調峰基準的火電機組。
第十六條 平均負荷率是指火電廠單位統計周期內開機機組的平均負荷率。平均負荷率小于或等于有償調峰補償基準時獲得輔助服務補償；平均負荷率大于有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用。核電負荷率參照火電計算。
平均負荷率=火電廠開機機組發(fā)電電力/火電廠開機機組容量×100%
火電廠機組容量以電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）為準。
第十七條 火電廠有償調峰基準見下表：
東北能源監(jiān)管局可根據東北地區(qū)火電廠最小運行方式、電網調峰缺口以及輔助服務補償資金情況對有償調峰基準進行調整。
第十八條 單位統計周期是交易量計算的基本時間單位，以15 分鐘為一個周期進行統計，在每個統計周期中計算調峰輔助服務購售雙方收支費用。
第十九條 實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限見下表：
東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）
第一章 總則
第一條 為建立輔助服務分擔共享新機制，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，保障東北地區(qū)電力系統安全、穩(wěn)定、經濟運行，促進風電、核電等清潔能源消納，按照《國家能源局關于同意開展東北區(qū)域電力輔助服務市場專項改革試點的復函》（國能監(jiān)管〔2016〕292 號）要求，制定本規(guī)則。
第二條 本規(guī)則制定依據為《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）及其相關配套文件、《電力監(jiān)管條例》（國務院令第432號）、《國家能源局關于印發(fā)2016 年體制改革工作要點的通知》（國能綜法改〔2016〕57號）、《關于推動東北地區(qū)電力協調發(fā)展的實施意見》（國能電力〔2016〕179號）、《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監(jiān)市場〔2006〕43號）以及國家有關法律、法規(guī)及行業(yè)標準。
第三條 本規(guī)則適用于東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電機組、獲得準入的電力用戶等開展的輔助服務交易行為。東北電力輔助服務市場所有成員必須遵守本規(guī)則。
第四條 本規(guī)則所稱輔助服務是指為維護電力系統的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，由并網發(fā)電廠或電力用戶提供的除正常電能生產外的市場化輔助服務。
第五條 發(fā)電企業(yè)參與輔助服務市場要嚴格執(zhí)行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與輔助服務市場交易為由影響居民供熱質量。
第六條 國家能源局東北監(jiān)管局（以下簡稱東北能源監(jiān)管局）負責電力輔助服務市場的監(jiān)督與管理，負責監(jiān)管本規(guī)則的實施。
第二章 市場成員
第七條 東北電力輔助服務市場成員包括市場運營機構和市場主體。
第八條 東北電力輔助服務市場運營機構為東北地區(qū)省級及以上電力調度、交易機構。其主要職責是：
（一） 管理、運營東北電力輔助服務市場；
（二） 建立、維護市場交易的技術支持平臺；
（三） 依據市場規(guī)則組織交易，按照交易結果進行調用；
（四） 與市場主體進行結算；
（五） 發(fā)布市場信息；
（六） 評估市場運行狀態(tài)，對市場規(guī)則提出修改意見；
（七） 緊急情況下中止市場運行，保障系統安全運行；
（八） 向東北能源監(jiān)管局提交相關市場信息，接受監(jiān)管。
第九條 電力輔助服務市場的市場主體為東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電廠（包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠，以下所稱風電場含光伏電站），以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。新建機組試運期結束后即納入輔助服務管理范圍，火電機組參與范圍為單機容量10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發(fā)電機組。
第三章 調峰輔助服務
第一節(jié) 定義
第十條 本規(guī)則所指調峰輔助服務是并網發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，通過平滑穩(wěn)定地調整機組出力、改變機組運行狀態(tài)或調節(jié)負荷所提供的服務。
第十一條 東北電力調峰輔助服務（以下簡稱調峰輔助服務）分為基本義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。有償調峰輔助服務在東北電力調峰輔助服務市場中交易，暫包含實時深度調峰、可中斷負荷調峰、電儲能調峰、火電停機備用調峰、火電應急啟停調峰、跨省調峰等交易品種。
第十二條 調峰輔助服務市場中火電機組實際發(fā)生的調峰深度不作為核定最小運行方式的依據。
第十三條 除“火電停機備用調峰”外的其他調峰輔助服務，不影響發(fā)電企業(yè)年度電量計劃的執(zhí)行。
第二節(jié) 實時深度調峰交易
第十四條 實時深度調峰交易是指火電廠開機機組通過在日內調減出力，使火電廠機組平均負荷率小于或等于有償調峰基準時提供輔助服務的交易。火電機組提供實時深度調峰服務，須能夠按照電力調度機構的指令，滿足一定調節(jié)速率要求，隨時平滑穩(wěn)定地調整機組出力。
第十五條 實時深度調峰交易的購買方是風電、核電以及出力未減到有償調峰基準的火電機組。
第十六條 平均負荷率是指火電廠單位統計周期內開機機組的平均負荷率。平均負荷率小于或等于有償調峰補償基準時獲得輔助服務補償；平均負荷率大于有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用。核電負荷率參照火電計算。
平均負荷率=火電廠開機機組發(fā)電電力/火電廠開機機組容量×100%
火電廠機組容量以電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）為準。
第十七條 火電廠有償調峰基準見下表：
東北能源監(jiān)管局可根據東北地區(qū)火電廠最小運行方式、電網調峰缺口以及輔助服務補償資金情況對有償調峰基準進行調整。
第十八條 單位統計周期是交易量計算的基本時間單位，以15 分鐘為一個周期進行統計，在每個統計周期中計算調峰輔助服務購售雙方收支費用。
第十九條 實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限見下表：
第二十條 實時深度調峰交易在日內調用時，由電力調度機構按照電網運行實際需要根據日前競價結果由低到高依次調用。
第二十一條 實時深度調峰交易按照各檔有償調峰電量及對應市場出清價格進行結算。其中，有償調峰電量是指火電廠在各有償調峰分檔區(qū)間內平均負荷率低于有償調峰基準形成的未發(fā)電量，檔內市場出清價格是指單位統計周期內同一檔內實際調用到的最后一臺調峰機組的報價。
第二十二條 火電廠獲得補償費用根據開機機組不同時段調峰深度所對應的兩檔階梯電價進行統計，計算方式如下：
第二十三條 在供熱期如火電廠機組運行臺數超過核定的最小運行方式開機臺數時，火電廠獲得調峰補償費用減半，按補償費用的50%折算后結算。
第二十四條 實時深度調峰有償輔助服務補償費用由省內負荷率高于深度調峰基準的火電廠、風電場、核電廠共同分攤。
（一）火電廠分攤方法：參與分攤的火電廠根據實際負荷率的不同，分三檔依次加大分攤比重，進行“階梯式”分攤。具體分攤金額按照以下方式計算：
（二）風電場分攤方法：參與分攤的風電場按照修正后發(fā)電量比例進行分攤，修正后發(fā)電量根據風電場上一年度利用小時數與保障性收購小時數之差進行計算。具體分攤金額按照以下方式計算：
（三）核電廠分攤方法：當核電廠有兩臺及以上核電機組運行時，按其實際發(fā)電量進行分攤。分攤公式如下：
核電廠調峰分攤金額＝[核電廠發(fā)電量/（省區(qū)內參與分攤的所有火電廠總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內參與分攤的所有風電場總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內核電廠總修正后發(fā)電量）]×調峰補償總金額
當核電廠僅有一臺核電機組運行時，核電廠負荷率超過77%以上部分電量參與分攤。具體分攤金額按照以下方式計算：
公式：核電廠調峰分攤金額＝[核電廠修正后發(fā)電量/（省區(qū)內參與分攤的所有火電廠總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內參與分攤的所有風電場總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內核電廠總修正后發(fā)電量）]×調峰補償總金額
其中，核電廠修正后發(fā)電量＝核電廠發(fā)電量－核電廠額定可發(fā)電量×77%
第二十五條 火電廠、風電場和核電廠實時深度調峰支付費用均設置上限，當單位統計周期內火電廠、風電場和核電廠通過上述辦法計算得出的應承擔費用大于支付上限時，按上限進行支付。支付上限按以下方式進行計算：
公式：火電廠支付上限＝火電廠實際發(fā)電量×本省火電環(huán)保標桿電價×0.25
風電場支付上限＝風電場實際發(fā)電量×本省火電環(huán)保標桿電價×0.8
核電廠支付上限＝核電廠分攤電量×本省火電環(huán)保標桿電價×0.25
第二十六條 因某發(fā)電企業(yè)支付費用達到上限，導致實時深度調峰分攤費用存在缺額時，缺額部分由其余未達到支付上限的發(fā)電企業(yè)按其修正后發(fā)電量比例承擔，按如下方法循環(huán)計算：
公式：未達到支付上限各發(fā)電企業(yè)承擔的費用缺額＝（發(fā)電企業(yè)修正后發(fā)電量/所在省區(qū)未達到支付上限發(fā)電企業(yè)總修正后發(fā)電量）×實時深度調峰費用總缺額
第二十七條 全部參與分攤的火電廠、風電場和核電廠支付費用均達到上限后，實時深度調峰費用仍存在缺額時，缺額部分由負荷率低于有償調峰基準的火電廠在其獲得費用中消減，消減費用按如下方法計算：
公式：各火電廠的缺額消減費用＝（各火電廠獲得實時深度調峰費用/所在省區(qū)實時深度調峰總費用）×實時深度調峰費用總缺額
第二十八條 春節(jié)期間（原則上為正月初一零點至初五24點）有償調峰基準調整為40%，只對第二檔深度調峰予以補償，負荷率超過40%的火電機組全部參與分攤。
第二十九條 鼓勵供熱電廠（也可引進第三方）投資建設儲能調峰設施，同等條件下優(yōu)先調用其調峰資源。火電企業(yè)或第三方在計量出口內建設的儲能設施，視為深度調峰設施，在深度調峰交易中抵減機組發(fā)電出力進行費用計算及補償，最多可抵減至出力為零，對抵減后出力為負的部分不予補償。儲能調峰設施不影響機組最小運行方式核定，不影響機組上網電量合同執(zhí)行。電網企業(yè)要在供暖期結束后安排追補或提前安排改造機組合同電量。對于無法提前安排、無法追補的電量，鼓勵火電企業(yè)轉讓發(fā)電權。
第三節(jié) 可中斷負荷調峰交易
第三十條 可中斷負荷在市場初期暫定義為具有電蓄熱設施并主要在電網低谷時段用電，能夠在負荷側為電網提供調峰輔助服務的用電負荷項目。
第三十一條 參與本交易的可中斷負荷用戶最大用電電力須達到1萬千瓦及以上，且能夠將實時用電信息上傳至所在省級電力調度機構，并接受所在省級電力調度機構的集中統一調度指揮。
參與電力直接交易的可中斷負荷項目不再參與本交易。
第三十二條 可中斷負荷交易在本省范圍內開展，交易周期為月度及以上，交易模式分為雙邊交易和集中交易。
第三十三條 可中斷負荷用戶可與風電企業(yè)協商開展雙邊交易。雙邊交易雙方需向交易平臺提交包含交易時段、15 分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，由電力調度機構進行安全校核后確認。市場初期，原則上雙邊交易價格的上限、下限分別為0.2、0.1 元/千瓦時。
第三十四條 可中斷負荷用戶也可在交易平臺開展集中交易。
（一）可中斷負荷用戶在月前向交易平臺申報交易時段、15分鐘用電電力曲線、意向價格等內容。市場初期，電力用戶申報補償價格的上限、下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。由交易平臺對外發(fā)布交易時段、15 分鐘用電電力曲線。
（二）風電企業(yè)根據交易平臺發(fā)布的可中斷負荷交易信息，申報電力、價格。風電企業(yè)申報價格為購買可中斷負荷服務的價格，上限、下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
（三）風電企業(yè)按照價格由高到低排序，可中斷負荷用戶按照價格由低到高排序，按照風電企業(yè)與可中斷負荷用戶之間正價差由大至小的順序匹配成交，直至價差為零或某一方全部成交為止。集中交易的成交價格為匹配成交的風電企業(yè)與可中斷負荷用戶申報價格的平均值。如最后一段成交的多家風電企業(yè)報價相同，則按風電企業(yè)申報電力比例成交。
第三十五條 如雙邊、集中交易未成交，或者交易后可中斷負荷用戶仍有剩余電力，由電力調度機構在電網需要調峰資源的情況下調用，調用電力對應電量按照集中交易設定的上限、下限價格平均值對其予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。對于該部分電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優(yōu)先消納風電、核電等清潔能源。在電網不需要調峰資源的情況下，不再安排調用此部分調峰資源。
第三十六條 風電企業(yè)購買到的可中斷負荷電力為風電企業(yè)對應時段新增發(fā)電空間。在低谷時段的調電過程中，電力調度機構將在風電企業(yè)正常發(fā)電計劃電力曲線基礎上疊加合同約定的電力曲線。除發(fā)生危及電網安全運行等特殊情況外，電力調度機構須嚴格保證風電企業(yè)交易電力的發(fā)電空間。
由于風電自身原因及風資源不足等未發(fā)出的交易電力視為已完成，后期不予追補。如交易時段該風電未發(fā)生調峰因素引起的棄風，視為交易已完成。
第三十七條 供熱電廠（也可引進第三方）在電廠計量出口內投資建設儲能調峰設施，可由供熱電廠或第三方自愿選擇作為可中斷負荷參與市場化交易。
第三十八條 電網企業(yè)按以下方式計算參與可中斷負荷用戶交易的補償費用：
可中斷負荷用戶獲得的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格 Σ調用剩余電量×調用補償價格簽訂雙邊合同的風電企業(yè)支付給可中斷負荷用戶的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格其中，當可中斷負荷用戶低谷實際用電量大于合同電量時，成交電量為合同電量，僅對合同電量部分進行補償；當可中斷負荷用戶低谷實際用電量小于合同電量時，成交電量為可中斷負荷用戶低谷實際用電量。
第三十九條 市場初期，東北地區(qū)選取部分試點先行嘗試可中斷負荷調峰交易，適時推廣。
第四節(jié) 電儲能調峰交易
第四十條 電儲能調峰交易是指蓄電設施通過在低谷或棄風棄核時段吸收電力，在其他時段釋放電力，從而提供調峰輔助服務的交易。電儲能可在電源側或負荷側為電網提供調峰輔助服務。
第四十一條 鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施。充電功率在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時以上的電儲能設施，可參加發(fā)電側調峰輔助服務市場。
第四十二條 在火電廠計量出口內建設的電儲能設施，與機組聯合參與調峰，按照深度調峰管理、費用計算和補償。在風電場和光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電力調度機構監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)，其充電能力優(yōu)先由所在風電場和光伏電站使用，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。
第四十三條 用戶側電儲能設施充放電量的購售電價按照有關規(guī)定執(zhí)行。在用戶側建設的電儲能設施，須在省級及以上電力調度機構能夠監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)的前提下參與輔助服務市場，不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電，否則不予補償。
第四十四條 用戶側建設的電儲能設施參與調峰輔助服務交易在本省范圍內開展，交易周期為月度及以上，交易模式為雙邊交易。
第四十五條 用戶側電儲能設施可與風電企業(yè)協商開展雙邊交易。雙邊交易雙方需向交易平臺提交包含交易時段、15分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，由電力調度機構進行安全校核后確認。市場初期，原則上雙邊交易價格的上限、下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
第四十六條 如雙邊交易未成交，或者交易后電儲能設施仍有剩余充電能力，在電網需要調峰資源的情況下調用，調用電力對應電量按照雙邊交易設定的上限、下限價格平均值予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。對于該部分電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優(yōu)先消納風電、核電等清潔能源。在電網不需要調峰資源的情況下，不支付調峰補償費用。
第四十七條 風電企業(yè)購買到的電儲能設施的電力為風電企業(yè)對應時段新增發(fā)電空間。在低谷時段的調電過程中，電力調度機構將在風電企業(yè)正常發(fā)電計劃電力曲線基礎上疊加雙邊合同約定的電力曲線。除發(fā)生危及電網安全運行等極特殊情況外，電力調度機構須嚴格保證風電企業(yè)交易電力的發(fā)電空間。
由于風電自身原因及風資源不足等未發(fā)出的交易電力視為已完成，后期不予追補。如交易時段該風電未發(fā)生調峰因素引起的棄風，視為交易已完成。
第四十八條 電網企業(yè)按以下方式計算用戶側電儲能設施的補償費用：
電儲能設施獲得的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格 Σ調用剩余電量×調用補償價格簽訂雙邊合同的風電企業(yè)支付給電儲能設施的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格
第五節(jié) 火電停機備用交易
第四十九條 火電停機備用交易是指火電機組通過停機備用將低谷時段（本交易低谷時段為23:00-次日5:00，特殊情況下可適當放寬）電力空間出讓給風電、核電，同時將非低谷時段電量出讓給其他機組，以緩解電網調峰矛盾，促進清潔能源消納的交易。
第五十條 火電停機備用交易在本省范圍內開展，交易周期為月度及以上。
第五十一條 低谷時段交易標的為出讓電力，按對應電量計算補償，由購買方支付或全網進行分攤；非低谷時段按發(fā)電權交易方式出讓電量，由購買方支付。
第五十二條 火電停機備用機組低谷時段出讓電力對應的電量，視同完成年度計劃，后期不予追補。
第五十三條 火電停機備用交易出讓電量的計算公式為：
出讓總電量=上年同期所在省火電機組平均負荷率×機組容量×24小時×停機天數
低谷時段出讓電力對應電量=低谷時段出讓電力×低谷時段小時數×停機天數非低谷時段出讓電量=出讓總電量-低谷時段出讓電力對應電量
低谷時段出讓的電力以《東北區(qū)域火電廠最小運行方式》為準，未明確規(guī)定的參照同區(qū)域同類型機組執(zhí)行。
第五十四條 發(fā)電企業(yè)可在任意工作日向交易平臺提交停機備用意向。停機備用意向包括火電機組低谷交易意向、非低谷時段受讓方和交易意向。低谷時段停機電力對應電量補償電價上限、下限分別為0.3、0.1元/千瓦時。
第五十五條 電力調度機構對發(fā)電企業(yè)停機備用意向進行安全校核，如因停機備用交易需另行安排其他火電機組開機，則交易不成立。
第五十六條 對符合安全校核要求的停機備用機組，按以下條件優(yōu)先排序安排停機：
（一）低谷時段全部達成協商交易的發(fā)電機組；
（二）調峰資源稀缺性高；
（三）申報停機補償價格低的發(fā)電機組。
第五十七條 低谷時段交易模式為雙邊交易，出讓對象為風電、核電機組。
第五十八條 停機備用機組可與風電、核電企業(yè)協商開展雙邊交易。雙邊交易雙方需向電力調度機構提交包含交易時段、交易電力、交易價格等內容的交易意向，由電力調度機構進行安全校核后確認。
第五十九條 如低谷雙邊交易未成交，或者交易后停機備用機組仍有剩余低谷電力未成交，剩余電力對應電量按照補償電價上限、下限的平均值予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。
第六十條 電力調度機構對交易結果進行安全校核。停機備用交易達成后，電力調度機構在安排本地區(qū)交易時段發(fā)電計劃時，應將達成交易的停機備用機組發(fā)電空間全部預留給購買方。
第六十一條 風電、核電企業(yè)購買到的停機備用電力為風電、核電企業(yè)低谷時段新增發(fā)電空間。在低谷時段的調電過程中，電力調度機構將在風電企業(yè)正常發(fā)電計劃電力曲線基礎上疊加合同約定的電力曲線。除發(fā)生危及電網安全運行等特殊情況外，電力調度機構須嚴格保證風電企業(yè)交易電力的發(fā)電空間。
由于風電自身原因及風資源不足等未發(fā)出的交易電力視為已完成，后期不予追補。如交易時段該風電未發(fā)生調峰因素引起的棄風，視為交易已完成。
第六十二條 對于雙邊交易后停機備用機組剩余的電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優(yōu)先消納風電、核電等清潔能源。
第六十三條 特殊情況下電力調度機構需要調用已停機備用交易的機組，調用后取消低谷時段交易，非低谷電量轉移仍然有效。
第六十四條 停機備用發(fā)電企業(yè)獲得的輔助服務費用為其雙邊交易費用與未成交部分的補償費用之和。
第六十五條 火電機組在檢修期間不得參與停機備用交易。
第六節(jié) 火電應急啟停調峰交易
第六十六條 火電應急啟停調峰交易是指供熱期火電機組根據調度指令，在核定的最小運行方式以下通過應急啟停為電網提供的調峰輔助服務。
第六十七條 火電應急啟停調峰交易的出讓對象是風電、核電及未達到有償調峰基準的火電廠。
第六十八條 發(fā)電企業(yè)按照機組額定容量對應的應急啟停調峰輔助服務報價區(qū)間浮動報價，各級別機組的報價上限見下表：
第六十九條 應急啟停調峰交易由電力調度機構按照電網安全運行實際需要，根據日前報價由低到高依次安排調用。
第七十條 應急啟停調峰交易根據各級別機組市場出清價格按臺次結算，市場出清價格是指當日實際調用到的最后一臺應急啟停調峰的同容量級別機組的報價。
第七十一條 火電機組應急啟停調峰費用按照各火電廠、風電場、核電廠月度實時深度調峰有償輔助服務補償費用承擔比例進行支付。具體支付費用按照以下方式計算：
公式：各火電廠、風電場、核電廠應急啟停調峰支付費用＝（各火電廠、風電場、核電廠月度實時深度調峰支付費用/所在省區(qū)月度實時深度調峰總支付費用）×應急啟停調峰總費用
第七節(jié) 跨省調峰交易
第七十二條 跨省調峰交易是指為減少風電棄風，通過日內有償調整省間聯絡線計劃的方式，實現調峰能力缺乏省份向調峰能力富裕省份購買調峰輔助服務。
第七十三條 在某省因調峰原因出現棄風時,省級電力調度機構應向區(qū)域電力調度機構申請購買調峰輔助服務，區(qū)域電力調度機構有義務根據其他省調峰能力剩余情況，組織跨省調峰交易。
第七十四條 跨省調峰交易總量為聯絡線實際交換電量與聯絡線日前計劃電量之間的差額。購買跨省調峰輔助服務的省份只對售出省份提供的深度調峰有償輔助服務支付費用。
第七十五條 跨省調峰交易電量按照提供支援省當時實際發(fā)生的各檔深度調峰出清價格進行結算，并首先根據第二檔深度調峰出清價格進行結算，當第二檔電量少于跨省調峰支援電量時，剩余支援電量再根據第一檔深度調峰出清價格進行結算。
第七十六條 跨省調峰交易補償和分攤費用按單位統計周期，由區(qū)域電網企業(yè)在聯絡線交換電量結算時一并結算，與相關省的省內補償或分攤費用一并向發(fā)電企業(yè)結算。
（一）提供支援省獲得補償方法：提供跨省有償調峰輔助服務省獲得的補償費用用于支付省內實時深度調峰有償輔助服務補償費用，相應減少提供支援省分攤費用。
（二）被支援省分攤方法：被支援省的跨省調峰交易分攤費用在省內風電場、核電廠、高于有償調峰基準的火電廠中分配。具體計算方法如下：
公式：各廠跨省調峰分攤費用＝[本廠修正后發(fā)電量／（省區(qū)內參與分攤的所有火電廠總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內參與分攤的所有風電場總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內核電廠總修正后發(fā)電量）]×跨省調峰交易總費用
第八節(jié) 市場組織與競價
第七十七條 每月5日前，有關發(fā)電企業(yè)、可中斷負荷用戶、電儲能等將雙邊協商達成的可中斷負荷、停機備用交易意向提交交易平臺，由電力調度機構校核通過后執(zhí)行。
第七十八條 每日10~11時，有意愿提供實時深度調峰輔助服務的火電廠向交易平臺申報次日報價及機組有功出力可調區(qū)間。其中，最大出力應考慮機組因自身原因造成的受阻電力；最小出力不得高于最小運行方式核定出力。各火電廠初始報價默認為各檔上限，當日未申報的火電廠視為延續(xù)最近一次報價及機組有功出力可調區(qū)間。
第七十九條 每日10~11時，有意愿參與電力調峰輔助服務市場集中交易且滿足要求的可中斷負荷用戶向交易平臺申報交易期間意向價格、日用電曲線，包括用電時段及每15 分鐘用電功率曲線。根據交易平臺發(fā)布的信息，風電、核電企業(yè)申報購買可中斷負荷。
第八十條 每日10~11時，有意愿提供應急啟停調峰輔助服務的火電廠向交易平臺申報機組應急啟停報價。各火電廠初始報價默認為各檔上限，當日未申報的火電廠視為延續(xù)最近一次報價。
第八十一條 交易平臺每交易日15 時前發(fā)布經安全校核后的可中斷負荷集中交易結果。15~16 時，達成交易的雙方企業(yè)通過網絡簽署交易合同，作為日后的結算依據。
第八十二條電力調度機構在編制次日發(fā)電計劃時，應將已達成可中斷負荷、電儲能和火電停機備用交易的發(fā)電空間預留給參與交易的發(fā)電企業(yè)。
第九節(jié) 交易結果執(zhí)行
第八十三條 在保障電網安全運行前提下，對調峰輔助服務不同交易品種按照經濟性調用，即優(yōu)先調用無償及低價的調峰資源。
第八十四條 火電機組進行重大技術改造參與調峰的，同等條件下優(yōu)先調用其參與有償調峰。
第八十五條 為保證電網安全運行，電力調度機構有權在特殊情況下根據電網調峰需求采取臨時增加運行機組調峰深度或安排機組應急啟停調峰等措施。
第八十六條 發(fā)電企業(yè)負責廠內設備運行與維護，確保能夠根據電力調度機構指令提供符合規(guī)定標準的調峰輔助服務。
第八十七條 風電企業(yè)參與電力輔助服務雙邊交易和集中交易的電量部分不參與實時深度調峰費用分攤。確因電網安全運行需要，按照調度指令要求，負荷率高于有償調峰基準的火電廠不支付實時深度調峰費用，電力調度機構應將原因詳細記錄并于每月第5 個工作日前報東北能源監(jiān)管局備案。
第八十八條 對于因自身原因影響出力至有償調峰基準以下的火電廠，不視為實時深度調峰，由電力調度機構進行剔除，并將原因詳細記錄備查。
第四章 其他輔助服務
第一節(jié) 黑啟動輔助服務
第八十九條 黑啟動是指電力系統大面積停電后，在無外界電源支持情況下，由具備自啟動能力的發(fā)電機組所提供的恢復系統供電的服務。電力調度機構確定的黑啟動機組報東北能源監(jiān)管局核備。
第九十條 電力調度機構應根據系統運行需要確定黑啟動機組，并與黑啟動機組所在發(fā)電企業(yè)簽訂黑啟動服務合同，合同中應規(guī)定機組的黑啟動技術性能指標及對黑啟動機組每年進行測試的條款。對提供黑啟動機組的改造新增投資成本、運行維護成本、黑啟動測試成本和人員培訓成本等給予補償。
第九十一條 黑啟動輔助服務費用分為能力費和使用費。能力費按水電機組2萬元/月、火電機組10萬元/月補償；使用費按每臺次500萬元補償。
第九十二條 電力調度機構確定及實際調用的黑啟動輔助服務費用按月在本省發(fā)電企業(yè)間按上網電量比例分攤。
第二節(jié) 抽水蓄能超額使用輔助服務
第九十三條 抽水蓄能電站應加強維護管理，不得擅自退出備用，隨時滿足電網調度的調用需求。
第九十四條 抽水蓄能電站的補償原則為按照上年度抽水利用小時數與全國平均水平的比較情況，對高于全國平均水平的抽水電量在本年度進行事后補償，具體補償原則如下:
（一）抽水利用小時高于全國平均利用小時0～100%范圍，此部分電量按0.01元/千瓦時進行補償；
（二）抽水利用小時高于全國平均利用小時100～200%范圍，此部分電量按0.02元/千瓦時進行補償；
（三）抽水利用小時高于全國平均利用小時200%以上范圍，此部分電量按0.03元/千瓦時進行補償。
第九十五 條補償費用按以下公式計算：
本年補償費用=[上年度實際抽水電量×（上年度高于全國平均利用小時0～100%的利用小時數/本廠上年度利用小時數）×0.01元/千瓦時] [上年度實際抽水電量×（上年度高于全國平均利用小時100～200%的利用小時數/本廠上年度利用小時數）×0.02元/千瓦時] [上年度實際抽水電量×（上年度高于全國平均利用小時200%以上的利用小時數/本廠上年度利用小時數）×0.03元/千瓦時]
第九十六條 東北電網抽水蓄能電站超額使用輔助服務費用按月分配至各省，遼寧、吉林、黑龍江、蒙東間按照抽蓄電量分攤比例計算。
第九十七條 抽水蓄能電站補償費用在各省內電廠間分攤方法，按照當月實時深度調峰費用比例分攤。
第五章 計量與結算
第九十八條 電網企業(yè)按照調度管轄范圍記錄所轄并網發(fā)電廠輔助服務交易、調用、計算和結算等情況。
第九十九條 輔助服務計量的依據為：電力調度指令、能量管理系統（EMS）、發(fā)電機組調節(jié)系統運行工況在線上傳系統、廣域測量系統（WAMS）等調度自動化系統采集的實時數據，以及電能量采集計費系統的電量數據等。
第一百條 輔助服務費用實行專項管理，按照收支平衡原則，以省級及以上電網為單位，按照調度管轄范圍統一進行結算。
第一百〇一條 輔助服務費與當月電費同步結算。發(fā)電廠在當月電費總額基礎上加（減）應獲得（支付）的輔助服務補償（分攤）費用額度，按照電費結算關系向相關電網企業(yè)開具增值稅發(fā)票，與當月電費一并結算。
第六章 信息發(fā)布
第一百〇二條 電網企業(yè)應建立輔助服務市場技術支持系統，發(fā)布輔助服務市場相關信息。調峰輔助服市場信息分為實時信息、日信息及月度信息，內容包括調度管轄范圍內所有發(fā)電企業(yè)的調峰輔助服務補償和分攤對象、時段、電力、電量、價格、費用等。
第一百〇三條 電網企業(yè)通過輔助服務市場技術支持系統每小時對調度管轄范圍內所有發(fā)電企業(yè)發(fā)布預補償和預分攤結果等實時信息。
第一百〇四條 當日信息由電網企業(yè)在下一個工作日12時前發(fā)布。各發(fā)電廠如對日信息有異議，應于發(fā)布之日的15 時前向電網企業(yè)提出核對要求。電網企業(yè)每日17時前發(fā)布確認后的統計結果。
第一百〇五條 電網企業(yè)應在每月第5個工作日前發(fā)布上月輔助服務市場月度信息。
第七章 市場監(jiān)管及干預
第一百〇六條 東北能源監(jiān)管局對輔助服務市場運行進行監(jiān)督管理。
第一百〇七條 市場運營機構應將輔助服務交易情況、交易合同等信息報東北能源監(jiān)管局備案。
第一百〇八條 東北能源監(jiān)管局可采取現場或非現場方式對本規(guī)則實施情況開展檢查，對市場主體和市場運營機構違反有關規(guī)定的依法依規(guī)進行處理。
第一百〇九條 發(fā)生以下情況時，東北能源監(jiān)管局可對市場進行干預，也可授權市場運營機構進行臨時干預：
（一）市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）電力系統或交易平臺發(fā)生故障，導致市場無法正常進行時；
（三）其他必要情況。
第一百一十條 市場干預的主要手段包括：
（一）調整有償調峰基準；
（二）調整市場限價；
（三）分省設置邊界條件；
（四）暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。
第一百一十一條 因輔助服務交易、調用、統計及結算等情況存在爭議的，由東北能源監(jiān)管局裁決。
第八章 附則
第一百一十二條 本規(guī)則由東北能源監(jiān)管局負責解釋。
第一百一十三條 東北能源監(jiān)管局根據市場實際運行情況,對相關標準和條款進行修改。
第一百一十四條 本辦法自2017年1月1日起施行，《東北電力調峰輔助服務市場監(jiān)管辦法（試行）》（東北監(jiān)能市場〔2014〕374號）及其補充規(guī)定同時廢止，原有輔助服務相關規(guī)定與本規(guī)則不一致的，以本規(guī)則為準。
第一章 總則
第一條 為建立輔助服務分擔共享新機制，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，保障東北地區(qū)電力系統安全、穩(wěn)定、經濟運行，促進風電、核電等清潔能源消納，按照《國家能源局關于同意開展東北區(qū)域電力輔助服務市場專項改革試點的復函》（國能監(jiān)管〔2016〕292 號）要求，制定本規(guī)則。
第二條 本規(guī)則制定依據為《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）及其相關配套文件、《電力監(jiān)管條例》（國務院令第432號）、《國家能源局關于印發(fā)2016 年體制改革工作要點的通知》（國能綜法改〔2016〕57號）、《關于推動東北地區(qū)電力協調發(fā)展的實施意見》（國能電力〔2016〕179號）、《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監(jiān)市場〔2006〕43號）以及國家有關法律、法規(guī)及行業(yè)標準。
第三條 本規(guī)則適用于東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電機組、獲得準入的電力用戶等開展的輔助服務交易行為。東北電力輔助服務市場所有成員必須遵守本規(guī)則。
第四條 本規(guī)則所稱輔助服務是指為維護電力系統的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，由并網發(fā)電廠或電力用戶提供的除正常電能生產外的市場化輔助服務。
第五條 發(fā)電企業(yè)參與輔助服務市場要嚴格執(zhí)行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與輔助服務市場交易為由影響居民供熱質量。
第六條 國家能源局東北監(jiān)管局（以下簡稱東北能源監(jiān)管局）負責電力輔助服務市場的監(jiān)督與管理，負責監(jiān)管本規(guī)則的實施。
第二章 市場成員
第七條 東北電力輔助服務市場成員包括市場運營機構和市場主體。
第八條 東北電力輔助服務市場運營機構為東北地區(qū)省級及以上電力調度、交易機構。其主要職責是：
（一） 管理、運營東北電力輔助服務市場；
（二） 建立、維護市場交易的技術支持平臺；
（三） 依據市場規(guī)則組織交易，按照交易結果進行調用；
（四） 與市場主體進行結算；
（五） 發(fā)布市場信息；
（六） 評估市場運行狀態(tài)，對市場規(guī)則提出修改意見；
（七） 緊急情況下中止市場運行，保障系統安全運行；
（八） 向東北能源監(jiān)管局提交相關市場信息，接受監(jiān)管。
第九條 電力輔助服務市場的市場主體為東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電廠（包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠，以下所稱風電場含光伏電站），以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。新建機組試運期結束后即納入輔助服務管理范圍，火電機組參與范圍為單機容量10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發(fā)電機組。
第三章 調峰輔助服務
第一節(jié) 定義
第十條 本規(guī)則所指調峰輔助服務是并網發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，通過平滑穩(wěn)定地調整機組出力、改變機組運行狀態(tài)或調節(jié)負荷所提供的服務。
第十一條 東北電力調峰輔助服務（以下簡稱調峰輔助服務）分為基本義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。有償調峰輔助服務在東北電力調峰輔助服務市場中交易，暫包含實時深度調峰、可中斷負荷調峰、電儲能調峰、火電停機備用調峰、火電應急啟停調峰、跨省調峰等交易品種。
第十二條 調峰輔助服務市場中火電機組實際發(fā)生的調峰深度不作為核定最小運行方式的依據。
第十三條 除“火電停機備用調峰”外的其他調峰輔助服務，不影響發(fā)電企業(yè)年度電量計劃的執(zhí)行。
第二節(jié) 實時深度調峰交易
第十四條 實時深度調峰交易是指火電廠開機機組通過在日內調減出力，使火電廠機組平均負荷率小于或等于有償調峰基準時提供輔助服務的交易。火電機組提供實時深度調峰服務，須能夠按照電力調度機構的指令，滿足一定調節(jié)速率要求，隨時平滑穩(wěn)定地調整機組出力。
第十五條 實時深度調峰交易的購買方是風電、核電以及出力未減到有償調峰基準的火電機組。
第十六條 平均負荷率是指火電廠單位統計周期內開機機組的平均負荷率。平均負荷率小于或等于有償調峰補償基準時獲得輔助服務補償；平均負荷率大于有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用。核電負荷率參照火電計算。
平均負荷率=火電廠開機機組發(fā)電電力/火電廠開機機組容量×100%
火電廠機組容量以電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）為準。
第十七條 火電廠有償調峰基準見下表：
東北能源監(jiān)管局可根據東北地區(qū)火電廠最小運行方式、電網調峰缺口以及輔助服務補償資金情況對有償調峰基準進行調整。
第十八條 單位統計周期是交易量計算的基本時間單位，以15 分鐘為一個周期進行統計，在每個統計周期中計算調峰輔助服務購售雙方收支費用。
第十九條 實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限見下表：
東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）
第一章 總則
第一條 為建立輔助服務分擔共享新機制，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，保障東北地區(qū)電力系統安全、穩(wěn)定、經濟運行，促進風電、核電等清潔能源消納，按照《國家能源局關于同意開展東北區(qū)域電力輔助服務市場專項改革試點的復函》（國能監(jiān)管〔2016〕292 號）要求，制定本規(guī)則。
第二條 本規(guī)則制定依據為《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）及其相關配套文件、《電力監(jiān)管條例》（國務院令第432號）、《國家能源局關于印發(fā)2016 年體制改革工作要點的通知》（國能綜法改〔2016〕57號）、《關于推動東北地區(qū)電力協調發(fā)展的實施意見》（國能電力〔2016〕179號）、《并網發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監(jiān)市場〔2006〕43號）以及國家有關法律、法規(guī)及行業(yè)標準。
第三條 本規(guī)則適用于東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電機組、獲得準入的電力用戶等開展的輔助服務交易行為。東北電力輔助服務市場所有成員必須遵守本規(guī)則。
第四條 本規(guī)則所稱輔助服務是指為維護電力系統的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，由并網發(fā)電廠或電力用戶提供的除正常電能生產外的市場化輔助服務。
第五條 發(fā)電企業(yè)參與輔助服務市場要嚴格執(zhí)行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與輔助服務市場交易為由影響居民供熱質量。
第六條 國家能源局東北監(jiān)管局（以下簡稱東北能源監(jiān)管局）負責電力輔助服務市場的監(jiān)督與管理，負責監(jiān)管本規(guī)則的實施。
第二章 市場成員
第七條 東北電力輔助服務市場成員包括市場運營機構和市場主體。
第八條 東北電力輔助服務市場運營機構為東北地區(qū)省級及以上電力調度、交易機構。其主要職責是：
（一） 管理、運營東北電力輔助服務市場；
（二） 建立、維護市場交易的技術支持平臺；
（三） 依據市場規(guī)則組織交易，按照交易結果進行調用；
（四） 與市場主體進行結算；
（五） 發(fā)布市場信息；
（六） 評估市場運行狀態(tài)，對市場規(guī)則提出修改意見；
（七） 緊急情況下中止市場運行，保障系統安全運行；
（八） 向東北能源監(jiān)管局提交相關市場信息，接受監(jiān)管。
第九條 電力輔助服務市場的市場主體為東北地區(qū)省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發(fā)電廠（包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠，以下所稱風電場含光伏電站），以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。新建機組試運期結束后即納入輔助服務管理范圍，火電機組參與范圍為單機容量10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發(fā)電機組。
第三章 調峰輔助服務
第一節(jié) 定義
第十條 本規(guī)則所指調峰輔助服務是并網發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，通過平滑穩(wěn)定地調整機組出力、改變機組運行狀態(tài)或調節(jié)負荷所提供的服務。
第十一條 東北電力調峰輔助服務（以下簡稱調峰輔助服務）分為基本義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。有償調峰輔助服務在東北電力調峰輔助服務市場中交易，暫包含實時深度調峰、可中斷負荷調峰、電儲能調峰、火電停機備用調峰、火電應急啟停調峰、跨省調峰等交易品種。
第十二條 調峰輔助服務市場中火電機組實際發(fā)生的調峰深度不作為核定最小運行方式的依據。
第十三條 除“火電停機備用調峰”外的其他調峰輔助服務，不影響發(fā)電企業(yè)年度電量計劃的執(zhí)行。
第二節(jié) 實時深度調峰交易
第十四條 實時深度調峰交易是指火電廠開機機組通過在日內調減出力，使火電廠機組平均負荷率小于或等于有償調峰基準時提供輔助服務的交易。火電機組提供實時深度調峰服務，須能夠按照電力調度機構的指令，滿足一定調節(jié)速率要求，隨時平滑穩(wěn)定地調整機組出力。
第十五條 實時深度調峰交易的購買方是風電、核電以及出力未減到有償調峰基準的火電機組。
第十六條 平均負荷率是指火電廠單位統計周期內開機機組的平均負荷率。平均負荷率小于或等于有償調峰補償基準時獲得輔助服務補償；平均負荷率大于有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用。核電負荷率參照火電計算。
平均負荷率=火電廠開機機組發(fā)電電力/火電廠開機機組容量×100%
火電廠機組容量以電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）為準。
第十七條 火電廠有償調峰基準見下表：
東北能源監(jiān)管局可根據東北地區(qū)火電廠最小運行方式、電網調峰缺口以及輔助服務補償資金情況對有償調峰基準進行調整。
第十八條 單位統計周期是交易量計算的基本時間單位，以15 分鐘為一個周期進行統計，在每個統計周期中計算調峰輔助服務購售雙方收支費用。
第十九條 實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限見下表：
第二十條 實時深度調峰交易在日內調用時，由電力調度機構按照電網運行實際需要根據日前競價結果由低到高依次調用。
第二十一條 實時深度調峰交易按照各檔有償調峰電量及對應市場出清價格進行結算。其中，有償調峰電量是指火電廠在各有償調峰分檔區(qū)間內平均負荷率低于有償調峰基準形成的未發(fā)電量，檔內市場出清價格是指單位統計周期內同一檔內實際調用到的最后一臺調峰機組的報價。
第二十二條 火電廠獲得補償費用根據開機機組不同時段調峰深度所對應的兩檔階梯電價進行統計，計算方式如下：
第二十三條 在供熱期如火電廠機組運行臺數超過核定的最小運行方式開機臺數時，火電廠獲得調峰補償費用減半，按補償費用的50%折算后結算。
第二十四條 實時深度調峰有償輔助服務補償費用由省內負荷率高于深度調峰基準的火電廠、風電場、核電廠共同分攤。
（一）火電廠分攤方法：參與分攤的火電廠根據實際負荷率的不同，分三檔依次加大分攤比重，進行“階梯式”分攤。具體分攤金額按照以下方式計算：
（二）風電場分攤方法：參與分攤的風電場按照修正后發(fā)電量比例進行分攤，修正后發(fā)電量根據風電場上一年度利用小時數與保障性收購小時數之差進行計算。具體分攤金額按照以下方式計算：
（三）核電廠分攤方法：當核電廠有兩臺及以上核電機組運行時，按其實際發(fā)電量進行分攤。分攤公式如下：
核電廠調峰分攤金額＝[核電廠發(fā)電量/（省區(qū)內參與分攤的所有火電廠總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內參與分攤的所有風電場總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內核電廠總修正后發(fā)電量）]×調峰補償總金額
當核電廠僅有一臺核電機組運行時，核電廠負荷率超過77%以上部分電量參與分攤。具體分攤金額按照以下方式計算：
公式：核電廠調峰分攤金額＝[核電廠修正后發(fā)電量/（省區(qū)內參與分攤的所有火電廠總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內參與分攤的所有風電場總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內核電廠總修正后發(fā)電量）]×調峰補償總金額
其中，核電廠修正后發(fā)電量＝核電廠發(fā)電量－核電廠額定可發(fā)電量×77%
第二十五條 火電廠、風電場和核電廠實時深度調峰支付費用均設置上限，當單位統計周期內火電廠、風電場和核電廠通過上述辦法計算得出的應承擔費用大于支付上限時，按上限進行支付。支付上限按以下方式進行計算：
公式：火電廠支付上限＝火電廠實際發(fā)電量×本省火電環(huán)保標桿電價×0.25
風電場支付上限＝風電場實際發(fā)電量×本省火電環(huán)保標桿電價×0.8
核電廠支付上限＝核電廠分攤電量×本省火電環(huán)保標桿電價×0.25
第二十六條 因某發(fā)電企業(yè)支付費用達到上限，導致實時深度調峰分攤費用存在缺額時，缺額部分由其余未達到支付上限的發(fā)電企業(yè)按其修正后發(fā)電量比例承擔，按如下方法循環(huán)計算：
公式：未達到支付上限各發(fā)電企業(yè)承擔的費用缺額＝（發(fā)電企業(yè)修正后發(fā)電量/所在省區(qū)未達到支付上限發(fā)電企業(yè)總修正后發(fā)電量）×實時深度調峰費用總缺額
第二十七條 全部參與分攤的火電廠、風電場和核電廠支付費用均達到上限后，實時深度調峰費用仍存在缺額時，缺額部分由負荷率低于有償調峰基準的火電廠在其獲得費用中消減，消減費用按如下方法計算：
公式：各火電廠的缺額消減費用＝（各火電廠獲得實時深度調峰費用/所在省區(qū)實時深度調峰總費用）×實時深度調峰費用總缺額
第二十八條 春節(jié)期間（原則上為正月初一零點至初五24點）有償調峰基準調整為40%，只對第二檔深度調峰予以補償，負荷率超過40%的火電機組全部參與分攤。
第二十九條 鼓勵供熱電廠（也可引進第三方）投資建設儲能調峰設施，同等條件下優(yōu)先調用其調峰資源。火電企業(yè)或第三方在計量出口內建設的儲能設施，視為深度調峰設施，在深度調峰交易中抵減機組發(fā)電出力進行費用計算及補償，最多可抵減至出力為零，對抵減后出力為負的部分不予補償。儲能調峰設施不影響機組最小運行方式核定，不影響機組上網電量合同執(zhí)行。電網企業(yè)要在供暖期結束后安排追補或提前安排改造機組合同電量。對于無法提前安排、無法追補的電量，鼓勵火電企業(yè)轉讓發(fā)電權。
第三節(jié) 可中斷負荷調峰交易
第三十條 可中斷負荷在市場初期暫定義為具有電蓄熱設施并主要在電網低谷時段用電，能夠在負荷側為電網提供調峰輔助服務的用電負荷項目。
第三十一條 參與本交易的可中斷負荷用戶最大用電電力須達到1萬千瓦及以上，且能夠將實時用電信息上傳至所在省級電力調度機構，并接受所在省級電力調度機構的集中統一調度指揮。
參與電力直接交易的可中斷負荷項目不再參與本交易。
第三十二條 可中斷負荷交易在本省范圍內開展，交易周期為月度及以上，交易模式分為雙邊交易和集中交易。
第三十三條 可中斷負荷用戶可與風電企業(yè)協商開展雙邊交易。雙邊交易雙方需向交易平臺提交包含交易時段、15 分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，由電力調度機構進行安全校核后確認。市場初期，原則上雙邊交易價格的上限、下限分別為0.2、0.1 元/千瓦時。
第三十四條 可中斷負荷用戶也可在交易平臺開展集中交易。
（一）可中斷負荷用戶在月前向交易平臺申報交易時段、15分鐘用電電力曲線、意向價格等內容。市場初期，電力用戶申報補償價格的上限、下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。由交易平臺對外發(fā)布交易時段、15 分鐘用電電力曲線。
（二）風電企業(yè)根據交易平臺發(fā)布的可中斷負荷交易信息，申報電力、價格。風電企業(yè)申報價格為購買可中斷負荷服務的價格，上限、下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
（三）風電企業(yè)按照價格由高到低排序，可中斷負荷用戶按照價格由低到高排序，按照風電企業(yè)與可中斷負荷用戶之間正價差由大至小的順序匹配成交，直至價差為零或某一方全部成交為止。集中交易的成交價格為匹配成交的風電企業(yè)與可中斷負荷用戶申報價格的平均值。如最后一段成交的多家風電企業(yè)報價相同，則按風電企業(yè)申報電力比例成交。
第三十五條 如雙邊、集中交易未成交，或者交易后可中斷負荷用戶仍有剩余電力，由電力調度機構在電網需要調峰資源的情況下調用，調用電力對應電量按照集中交易設定的上限、下限價格平均值對其予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。對于該部分電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優(yōu)先消納風電、核電等清潔能源。在電網不需要調峰資源的情況下，不再安排調用此部分調峰資源。
第三十六條 風電企業(yè)購買到的可中斷負荷電力為風電企業(yè)對應時段新增發(fā)電空間。在低谷時段的調電過程中，電力調度機構將在風電企業(yè)正常發(fā)電計劃電力曲線基礎上疊加合同約定的電力曲線。除發(fā)生危及電網安全運行等特殊情況外，電力調度機構須嚴格保證風電企業(yè)交易電力的發(fā)電空間。
由于風電自身原因及風資源不足等未發(fā)出的交易電力視為已完成，后期不予追補。如交易時段該風電未發(fā)生調峰因素引起的棄風，視為交易已完成。
第三十七條 供熱電廠（也可引進第三方）在電廠計量出口內投資建設儲能調峰設施，可由供熱電廠或第三方自愿選擇作為可中斷負荷參與市場化交易。
第三十八條 電網企業(yè)按以下方式計算參與可中斷負荷用戶交易的補償費用：
可中斷負荷用戶獲得的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格 Σ調用剩余電量×調用補償價格簽訂雙邊合同的風電企業(yè)支付給可中斷負荷用戶的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格其中，當可中斷負荷用戶低谷實際用電量大于合同電量時，成交電量為合同電量，僅對合同電量部分進行補償；當可中斷負荷用戶低谷實際用電量小于合同電量時，成交電量為可中斷負荷用戶低谷實際用電量。
第三十九條 市場初期，東北地區(qū)選取部分試點先行嘗試可中斷負荷調峰交易，適時推廣。
第四節(jié) 電儲能調峰交易
第四十條 電儲能調峰交易是指蓄電設施通過在低谷或棄風棄核時段吸收電力，在其他時段釋放電力，從而提供調峰輔助服務的交易。電儲能可在電源側或負荷側為電網提供調峰輔助服務。
第四十一條 鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施。充電功率在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時以上的電儲能設施，可參加發(fā)電側調峰輔助服務市場。
第四十二條 在火電廠計量出口內建設的電儲能設施，與機組聯合參與調峰，按照深度調峰管理、費用計算和補償。在風電場和光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電力調度機構監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)，其充電能力優(yōu)先由所在風電場和光伏電站使用，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。
第四十三條 用戶側電儲能設施充放電量的購售電價按照有關規(guī)定執(zhí)行。在用戶側建設的電儲能設施，須在省級及以上電力調度機構能夠監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)的前提下參與輔助服務市場，不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電，否則不予補償。
第四十四條 用戶側建設的電儲能設施參與調峰輔助服務交易在本省范圍內開展，交易周期為月度及以上，交易模式為雙邊交易。
第四十五條 用戶側電儲能設施可與風電企業(yè)協商開展雙邊交易。雙邊交易雙方需向交易平臺提交包含交易時段、15分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，由電力調度機構進行安全校核后確認。市場初期，原則上雙邊交易價格的上限、下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。
第四十六條 如雙邊交易未成交，或者交易后電儲能設施仍有剩余充電能力，在電網需要調峰資源的情況下調用，調用電力對應電量按照雙邊交易設定的上限、下限價格平均值予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。對于該部分電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優(yōu)先消納風電、核電等清潔能源。在電網不需要調峰資源的情況下，不支付調峰補償費用。
第四十七條 風電企業(yè)購買到的電儲能設施的電力為風電企業(yè)對應時段新增發(fā)電空間。在低谷時段的調電過程中，電力調度機構將在風電企業(yè)正常發(fā)電計劃電力曲線基礎上疊加雙邊合同約定的電力曲線。除發(fā)生危及電網安全運行等極特殊情況外，電力調度機構須嚴格保證風電企業(yè)交易電力的發(fā)電空間。
由于風電自身原因及風資源不足等未發(fā)出的交易電力視為已完成，后期不予追補。如交易時段該風電未發(fā)生調峰因素引起的棄風，視為交易已完成。
第四十八條 電網企業(yè)按以下方式計算用戶側電儲能設施的補償費用：
電儲能設施獲得的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格 Σ調用剩余電量×調用補償價格簽訂雙邊合同的風電企業(yè)支付給電儲能設施的輔助服務費用=Σ成交電量×成交價格
第五節(jié) 火電停機備用交易
第四十九條 火電停機備用交易是指火電機組通過停機備用將低谷時段（本交易低谷時段為23:00-次日5:00，特殊情況下可適當放寬）電力空間出讓給風電、核電，同時將非低谷時段電量出讓給其他機組，以緩解電網調峰矛盾，促進清潔能源消納的交易。
第五十條 火電停機備用交易在本省范圍內開展，交易周期為月度及以上。
第五十一條 低谷時段交易標的為出讓電力，按對應電量計算補償，由購買方支付或全網進行分攤；非低谷時段按發(fā)電權交易方式出讓電量，由購買方支付。
第五十二條 火電停機備用機組低谷時段出讓電力對應的電量，視同完成年度計劃，后期不予追補。
第五十三條 火電停機備用交易出讓電量的計算公式為：
出讓總電量=上年同期所在省火電機組平均負荷率×機組容量×24小時×停機天數
低谷時段出讓電力對應電量=低谷時段出讓電力×低谷時段小時數×停機天數非低谷時段出讓電量=出讓總電量-低谷時段出讓電力對應電量
低谷時段出讓的電力以《東北區(qū)域火電廠最小運行方式》為準，未明確規(guī)定的參照同區(qū)域同類型機組執(zhí)行。
第五十四條 發(fā)電企業(yè)可在任意工作日向交易平臺提交停機備用意向。停機備用意向包括火電機組低谷交易意向、非低谷時段受讓方和交易意向。低谷時段停機電力對應電量補償電價上限、下限分別為0.3、0.1元/千瓦時。
第五十五條 電力調度機構對發(fā)電企業(yè)停機備用意向進行安全校核，如因停機備用交易需另行安排其他火電機組開機，則交易不成立。
第五十六條 對符合安全校核要求的停機備用機組，按以下條件優(yōu)先排序安排停機：
（一）低谷時段全部達成協商交易的發(fā)電機組；
（二）調峰資源稀缺性高；
（三）申報停機補償價格低的發(fā)電機組。
第五十七條 低谷時段交易模式為雙邊交易，出讓對象為風電、核電機組。
第五十八條 停機備用機組可與風電、核電企業(yè)協商開展雙邊交易。雙邊交易雙方需向電力調度機構提交包含交易時段、交易電力、交易價格等內容的交易意向，由電力調度機構進行安全校核后確認。
第五十九條 如低谷雙邊交易未成交，或者交易后停機備用機組仍有剩余低谷電力未成交，剩余電力對應電量按照補償電價上限、下限的平均值予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。
第六十條 電力調度機構對交易結果進行安全校核。停機備用交易達成后，電力調度機構在安排本地區(qū)交易時段發(fā)電計劃時，應將達成交易的停機備用機組發(fā)電空間全部預留給購買方。
第六十一條 風電、核電企業(yè)購買到的停機備用電力為風電、核電企業(yè)低谷時段新增發(fā)電空間。在低谷時段的調電過程中，電力調度機構將在風電企業(yè)正常發(fā)電計劃電力曲線基礎上疊加合同約定的電力曲線。除發(fā)生危及電網安全運行等特殊情況外，電力調度機構須嚴格保證風電企業(yè)交易電力的發(fā)電空間。
由于風電自身原因及風資源不足等未發(fā)出的交易電力視為已完成，后期不予追補。如交易時段該風電未發(fā)生調峰因素引起的棄風，視為交易已完成。
第六十二條 對于雙邊交易后停機備用機組剩余的電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優(yōu)先消納風電、核電等清潔能源。
第六十三條 特殊情況下電力調度機構需要調用已停機備用交易的機組，調用后取消低谷時段交易，非低谷電量轉移仍然有效。
第六十四條 停機備用發(fā)電企業(yè)獲得的輔助服務費用為其雙邊交易費用與未成交部分的補償費用之和。
第六十五條 火電機組在檢修期間不得參與停機備用交易。
第六節(jié) 火電應急啟停調峰交易
第六十六條 火電應急啟停調峰交易是指供熱期火電機組根據調度指令，在核定的最小運行方式以下通過應急啟停為電網提供的調峰輔助服務。
第六十七條 火電應急啟停調峰交易的出讓對象是風電、核電及未達到有償調峰基準的火電廠。
第六十八條 發(fā)電企業(yè)按照機組額定容量對應的應急啟停調峰輔助服務報價區(qū)間浮動報價，各級別機組的報價上限見下表：
第六十九條 應急啟停調峰交易由電力調度機構按照電網安全運行實際需要，根據日前報價由低到高依次安排調用。
第七十條 應急啟停調峰交易根據各級別機組市場出清價格按臺次結算，市場出清價格是指當日實際調用到的最后一臺應急啟停調峰的同容量級別機組的報價。
第七十一條 火電機組應急啟停調峰費用按照各火電廠、風電場、核電廠月度實時深度調峰有償輔助服務補償費用承擔比例進行支付。具體支付費用按照以下方式計算：
公式：各火電廠、風電場、核電廠應急啟停調峰支付費用＝（各火電廠、風電場、核電廠月度實時深度調峰支付費用/所在省區(qū)月度實時深度調峰總支付費用）×應急啟停調峰總費用
第七節(jié) 跨省調峰交易
第七十二條 跨省調峰交易是指為減少風電棄風，通過日內有償調整省間聯絡線計劃的方式，實現調峰能力缺乏省份向調峰能力富裕省份購買調峰輔助服務。
第七十三條 在某省因調峰原因出現棄風時,省級電力調度機構應向區(qū)域電力調度機構申請購買調峰輔助服務，區(qū)域電力調度機構有義務根據其他省調峰能力剩余情況，組織跨省調峰交易。
第七十四條 跨省調峰交易總量為聯絡線實際交換電量與聯絡線日前計劃電量之間的差額。購買跨省調峰輔助服務的省份只對售出省份提供的深度調峰有償輔助服務支付費用。
第七十五條 跨省調峰交易電量按照提供支援省當時實際發(fā)生的各檔深度調峰出清價格進行結算，并首先根據第二檔深度調峰出清價格進行結算，當第二檔電量少于跨省調峰支援電量時，剩余支援電量再根據第一檔深度調峰出清價格進行結算。
第七十六條 跨省調峰交易補償和分攤費用按單位統計周期，由區(qū)域電網企業(yè)在聯絡線交換電量結算時一并結算，與相關省的省內補償或分攤費用一并向發(fā)電企業(yè)結算。
（一）提供支援省獲得補償方法：提供跨省有償調峰輔助服務省獲得的補償費用用于支付省內實時深度調峰有償輔助服務補償費用，相應減少提供支援省分攤費用。
（二）被支援省分攤方法：被支援省的跨省調峰交易分攤費用在省內風電場、核電廠、高于有償調峰基準的火電廠中分配。具體計算方法如下：
公式：各廠跨省調峰分攤費用＝[本廠修正后發(fā)電量／（省區(qū)內參與分攤的所有火電廠總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內參與分攤的所有風電場總修正后發(fā)電量＋省區(qū)內核電廠總修正后發(fā)電量）]×跨省調峰交易總費用
第八節(jié) 市場組織與競價
第七十七條 每月5日前，有關發(fā)電企業(yè)、可中斷負荷用戶、電儲能等將雙邊協商達成的可中斷負荷、停機備用交易意向提交交易平臺，由電力調度機構校核通過后執(zhí)行。
第七十八條 每日10~11時，有意愿提供實時深度調峰輔助服務的火電廠向交易平臺申報次日報價及機組有功出力可調區(qū)間。其中，最大出力應考慮機組因自身原因造成的受阻電力；最小出力不得高于最小運行方式核定出力。各火電廠初始報價默認為各檔上限，當日未申報的火電廠視為延續(xù)最近一次報價及機組有功出力可調區(qū)間。
第七十九條 每日10~11時，有意愿參與電力調峰輔助服務市場集中交易且滿足要求的可中斷負荷用戶向交易平臺申報交易期間意向價格、日用電曲線，包括用電時段及每15 分鐘用電功率曲線。根據交易平臺發(fā)布的信息，風電、核電企業(yè)申報購買可中斷負荷。
第八十條 每日10~11時，有意愿提供應急啟停調峰輔助服務的火電廠向交易平臺申報機組應急啟停報價。各火電廠初始報價默認為各檔上限，當日未申報的火電廠視為延續(xù)最近一次報價。
第八十一條 交易平臺每交易日15 時前發(fā)布經安全校核后的可中斷負荷集中交易結果。15~16 時，達成交易的雙方企業(yè)通過網絡簽署交易合同，作為日后的結算依據。
第八十二條電力調度機構在編制次日發(fā)電計劃時，應將已達成可中斷負荷、電儲能和火電停機備用交易的發(fā)電空間預留給參與交易的發(fā)電企業(yè)。
第九節(jié) 交易結果執(zhí)行
第八十三條 在保障電網安全運行前提下，對調峰輔助服務不同交易品種按照經濟性調用，即優(yōu)先調用無償及低價的調峰資源。
第八十四條 火電機組進行重大技術改造參與調峰的，同等條件下優(yōu)先調用其參與有償調峰。
第八十五條 為保證電網安全運行，電力調度機構有權在特殊情況下根據電網調峰需求采取臨時增加運行機組調峰深度或安排機組應急啟停調峰等措施。
第八十六條 發(fā)電企業(yè)負責廠內設備運行與維護，確保能夠根據電力調度機構指令提供符合規(guī)定標準的調峰輔助服務。
第八十七條 風電企業(yè)參與電力輔助服務雙邊交易和集中交易的電量部分不參與實時深度調峰費用分攤。確因電網安全運行需要，按照調度指令要求，負荷率高于有償調峰基準的火電廠不支付實時深度調峰費用，電力調度機構應將原因詳細記錄并于每月第5 個工作日前報東北能源監(jiān)管局備案。
第八十八條 對于因自身原因影響出力至有償調峰基準以下的火電廠，不視為實時深度調峰，由電力調度機構進行剔除，并將原因詳細記錄備查。
第四章 其他輔助服務
第一節(jié) 黑啟動輔助服務
第八十九條 黑啟動是指電力系統大面積停電后，在無外界電源支持情況下，由具備自啟動能力的發(fā)電機組所提供的恢復系統供電的服務。電力調度機構確定的黑啟動機組報東北能源監(jiān)管局核備。
第九十條 電力調度機構應根據系統運行需要確定黑啟動機組，并與黑啟動機組所在發(fā)電企業(yè)簽訂黑啟動服務合同，合同中應規(guī)定機組的黑啟動技術性能指標及對黑啟動機組每年進行測試的條款。對提供黑啟動機組的改造新增投資成本、運行維護成本、黑啟動測試成本和人員培訓成本等給予補償。
第九十一條 黑啟動輔助服務費用分為能力費和使用費。能力費按水電機組2萬元/月、火電機組10萬元/月補償；使用費按每臺次500萬元補償。
第九十二條 電力調度機構確定及實際調用的黑啟動輔助服務費用按月在本省發(fā)電企業(yè)間按上網電量比例分攤。
第二節(jié) 抽水蓄能超額使用輔助服務
第九十三條 抽水蓄能電站應加強維護管理，不得擅自退出備用，隨時滿足電網調度的調用需求。
第九十四條 抽水蓄能電站的補償原則為按照上年度抽水利用小時數與全國平均水平的比較情況，對高于全國平均水平的抽水電量在本年度進行事后補償，具體補償原則如下:
（一）抽水利用小時高于全國平均利用小時0～100%范圍，此部分電量按0.01元/千瓦時進行補償；
（二）抽水利用小時高于全國平均利用小時100～200%范圍，此部分電量按0.02元/千瓦時進行補償；
（三）抽水利用小時高于全國平均利用小時200%以上范圍，此部分電量按0.03元/千瓦時進行補償。
第九十五 條補償費用按以下公式計算：
本年補償費用=[上年度實際抽水電量×（上年度高于全國平均利用小時0～100%的利用小時數/本廠上年度利用小時數）×0.01元/千瓦時] [上年度實際抽水電量×（上年度高于全國平均利用小時100～200%的利用小時數/本廠上年度利用小時數）×0.02元/千瓦時] [上年度實際抽水電量×（上年度高于全國平均利用小時200%以上的利用小時數/本廠上年度利用小時數）×0.03元/千瓦時]
第九十六條 東北電網抽水蓄能電站超額使用輔助服務費用按月分配至各省，遼寧、吉林、黑龍江、蒙東間按照抽蓄電量分攤比例計算。
第九十七條 抽水蓄能電站補償費用在各省內電廠間分攤方法，按照當月實時深度調峰費用比例分攤。
第五章 計量與結算
第九十八條 電網企業(yè)按照調度管轄范圍記錄所轄并網發(fā)電廠輔助服務交易、調用、計算和結算等情況。
第九十九條 輔助服務計量的依據為：電力調度指令、能量管理系統（EMS）、發(fā)電機組調節(jié)系統運行工況在線上傳系統、廣域測量系統（WAMS）等調度自動化系統采集的實時數據，以及電能量采集計費系統的電量數據等。
第一百條 輔助服務費用實行專項管理，按照收支平衡原則，以省級及以上電網為單位，按照調度管轄范圍統一進行結算。
第一百〇一條 輔助服務費與當月電費同步結算。發(fā)電廠在當月電費總額基礎上加（減）應獲得（支付）的輔助服務補償（分攤）費用額度，按照電費結算關系向相關電網企業(yè)開具增值稅發(fā)票，與當月電費一并結算。
第六章 信息發(fā)布
第一百〇二條 電網企業(yè)應建立輔助服務市場技術支持系統，發(fā)布輔助服務市場相關信息。調峰輔助服市場信息分為實時信息、日信息及月度信息，內容包括調度管轄范圍內所有發(fā)電企業(yè)的調峰輔助服務補償和分攤對象、時段、電力、電量、價格、費用等。
第一百〇三條 電網企業(yè)通過輔助服務市場技術支持系統每小時對調度管轄范圍內所有發(fā)電企業(yè)發(fā)布預補償和預分攤結果等實時信息。
第一百〇四條 當日信息由電網企業(yè)在下一個工作日12時前發(fā)布。各發(fā)電廠如對日信息有異議，應于發(fā)布之日的15 時前向電網企業(yè)提出核對要求。電網企業(yè)每日17時前發(fā)布確認后的統計結果。
第一百〇五條 電網企業(yè)應在每月第5個工作日前發(fā)布上月輔助服務市場月度信息。
第七章 市場監(jiān)管及干預
第一百〇六條 東北能源監(jiān)管局對輔助服務市場運行進行監(jiān)督管理。
第一百〇七條 市場運營機構應將輔助服務交易情況、交易合同等信息報東北能源監(jiān)管局備案。
第一百〇八條 東北能源監(jiān)管局可采取現場或非現場方式對本規(guī)則實施情況開展檢查，對市場主體和市場運營機構違反有關規(guī)定的依法依規(guī)進行處理。
第一百〇九條 發(fā)生以下情況時，東北能源監(jiān)管局可對市場進行干預，也可授權市場運營機構進行臨時干預：
（一）市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）電力系統或交易平臺發(fā)生故障，導致市場無法正常進行時；
（三）其他必要情況。
第一百一十條 市場干預的主要手段包括：
（一）調整有償調峰基準；
（二）調整市場限價；
（三）分省設置邊界條件；
（四）暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。
第一百一十一條 因輔助服務交易、調用、統計及結算等情況存在爭議的，由東北能源監(jiān)管局裁決。
第八章 附則
第一百一十二條 本規(guī)則由東北能源監(jiān)管局負責解釋。
第一百一十三條 東北能源監(jiān)管局根據市場實際運行情況,對相關標準和條款進行修改。
第一百一十四條 本辦法自2017年1月1日起施行，《東北電力調峰輔助服務市場監(jiān)管辦法（試行）》（東北監(jiān)能市場〔2014〕374號）及其補充規(guī)定同時廢止，原有輔助服務相關規(guī)定與本規(guī)則不一致的，以本規(guī)則為準。
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