华北区域电力辅助服务管理实施细则2026修订稿（2026）

第一章 总则

第一条 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，完整准确全面贯彻新发展理念，做好碳达峰、碳中和工作，构建新型电力系统，深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，保障电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协调发展，建立用户参与的电力辅助服务分担共享新机制，进一步规范电力辅助服务管理，根据《电力辅助服务管理办法》，制定本细则。

第二条 本细则所称电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由各类型并网主体提供的服务。 并网主体包括发电侧并网主体、负荷侧并网主体和新型储能。其中发电侧并网主体是指华北区域省级及以上电力调度机构直接调度的火电（220kV及以上并网电压等级的燃煤、燃气和生物质发电等）、水电（110kV 及以上）、风电、光伏发电、抽水蓄能、自备电厂；负荷侧并网主体是指能够响应地市级及以上电力调度机构指令的传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车可充电网络等可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）；新型储能是指电化学、压缩空气、飞轮储能等。

第三条 本实施细则适用于华北区域发电侧并网主体、负荷侧并网主体和新型储能，其他并网主体可参考本细则执行。

第二章 定义与分类

第四条 电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。

第五条 有功平衡服务包括一次调频、自动功率控制（APC）、调峰、爬坡等电力辅助服务。

（一）一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

（二）自动功率控制（APC）是自动发电控制（AGC）在传统发电机组基础上继续向可调节负荷侧延伸发展，涵盖了原有的发电机组 AGC 技术内涵，拓展至源网荷储各环节并网主体控制单元（如发电机组、新能源、直控新型储能和可调节负荷等）在规定的出力调整范围内，自动跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电/用电功率，以满足电力系统有功平衡、频率稳定和联络线功率控制要求的服务。

（三）调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。

（四）爬坡是指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。

第六条 无功平衡服务即电压控制服务，电压控制服务是指为保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度下达的电压、无功出力等控制调节指令，通过自动电压控制（AVC）、调相运行、无功调节等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务。

（一）自动电压控制（AVC）是指利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。

（二）调相运行是指发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。

（三）无功调节是指发电机通过迟相运行向电力系统注入无功功率，或进相运行从电力系统吸收无功功率所提供的服务。

第七条 事故应急及恢复服务包括黑启动服务等。 黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。

第八条 辅助服务根据提供方式分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

第九条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电侧并网主体必须提供的辅助服务，包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。

（一）基本一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过控制系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务中，小扰动（电网实际频率偏差不超过 0.06Hz）动作和大扰动（电网实际频率或远程在线测试频率的最大频率偏差超过0.06Hz）动作且实际贡献电量低于规定要求区间内的部分。

（二）基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。 火电机组的基本调峰范围为 50%-100%额定容量，其中燃气火电机组群由“二拖一”调整为“一拖一”运行时，燃气火电机组群额定容量按整套机组容量的一半计算；水电机组的基本调峰范围为 0-100％。

（三）基本无功调节是指发电机组在发电工况时，比额定负荷迟相功率因数 0.8 向电力系统少发出的无功功率，或比额定负荷进相功率因数 0.97 向电力系统少吸收的无功功率所提供的服务。

第十条 有偿辅助服务是指发电侧并网主体在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括有偿一次调频、自动功率控制（APC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、爬坡等。

（一）有偿一次调频是指在大扰动下，发电机组动作合格且一次调频实际贡献电量大于理论贡献电量的 100%的部分。

（二）有偿调峰是指发电侧并网主体按电力调度指令超过基本调峰范围进行的深度调峰，以及发电机组启停机调峰（以下简称启停调峰）所提供的服务。启停调峰是指机组根据电网调度令在停机备用一定时间内再度启动发电或启动发电一定时间内再度停机备用的运行方式调整（以机组实际启停事实为依据，但非计划停运、临时检修、低谷消缺、电厂自身原因倒机除外），其中燃煤机组为 96 小时，燃气机组为 48小时。如果调峰机组不能按照调度指令启动并网，则取消调峰补偿，在并网过程中如果出现灭火、打闸、跳闸情况，若在调度批准的时间内并网，不计入非停考核。

（三）有偿无功调节是指发电机组比额定负荷迟相功率因数 0.8向电力系统多发出无功功率，或比额定负荷进相功率因数 0.97 向电力系统多吸收无功功率，以及发电机组在调相工况运行时向电力系统发出或吸收无功功率所提供的服务。

（四）自动电压控制（AVC）是指在自动装臵的作用下，发电侧并网主体的无功出力、变电站和用户的无功补偿设备以及变压器的分接头根据电力调度指令进行自动闭环调整，使全网达到最优的无功和电压控制的过程。 本细则规定的自动电压控制（AVC）服务仅指发电机在规定的无功调整范围内，自动跟踪电力调度指令，实时调整无功出力，满足电力系统电压和无功控制要求所提供的服务。

第三章 提供与调用

第十一条 电力辅助服务提供方有义务向电力调度机构申报基础技术参数以确定电力辅助服务能力，或满足相关技术参数指标的要求。并网主体应履行以下职责：

（一）向电力调度机构提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力，提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告。

（二）负责自身设备的运行维护，确保具备提供符合规定标准要求的辅助服务的能力。

（三）根据电力调度指令、辅助服务市场规则或市场出清结果提供辅助服务。

（四）按照本细则参与辅助服务考核和补偿。

（五）配合完成参数校核。

第十二条 电力调度机构按照国家、行业有关标准或规定进行选取和调用电力辅助服务。已开展市场化交易的电力辅助服务品种，按照市场规则或出清结果确定提供主体；未开展市场化交易的电力辅助服务品种，遵循"按需调度"的原则，由电力调度机构根据并网主体特性和电网情况，合理安排并网主体承担辅助服务，保证调度的公开、公平、公正。

第十三条 电力调度机构调用并网主体提供辅助服务时，应履行以下职责：

（一）按照调度规程和国家、行业有关标准或规定，根据电网运行情况组织、安排调度管辖范围内并网主体提供辅助服务。

（二）根据相关技术标准和管理办法对辅助服务执行情况进行记录和计量、考核和补偿情况统计等工作。

（三）定期公布辅助服务调用、考核及补偿情况。

（四）及时答复并网主体的问询。

（五）定期向国家能源局派出机构报送辅助服务的计量、考核、补偿统计情况。

第四章 补偿方式与分摊机制

第十四条 有偿电力辅助服务通过固定补偿方式提供，已开展市场化交易的电力辅助服务，通过市场化方式提供。

第十五条 对基本辅助服务不进行补偿，当并网主体因自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核。对有偿辅助服务进行补偿，当并网主体因自身原因不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核。具体考核办法见《华北区域电力并网运行管理实施细则》。

第十六条 跨省跨区送电配套电源机组均纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务，或按照影响范围参与相关电网电力辅助服务补偿与分摊。

第十七条 有偿电力辅助服务的补偿原则

（一）有偿一次调频根据新建及改造投资成本、运行维护成本以及提供有偿调频服务而增加的成本，确定各自的补偿标准。

（二）自动功率控制（APC）、有偿调峰根据社会平均容量成本及提供辅助服务而增加的成本，确定各自的补偿标准。

（三）有偿无功根据低于电网投资新建无功补偿装臵和运行维护成本的原则，以提供有偿无功服务而增加的成本，确定其补偿标准。

（四）AVC 根据投资成本、运行维护成本及提供 AVC服务而增加的成本，确定其补偿标准。

（五）黑启动根据投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用，确定其补偿标准。

（六）爬坡根据系统负荷或新能源出力大幅变化时并网主体提供爬坡辅助服务而增加的成本，确定其补偿标准。

第十八条 有偿一次调频补偿

大扰动下（电网实际频率或远程在线测试频率的最大频率偏差超过 0.06Hz），当发电机组动作合格且一次调频电量贡献指数大于 100%区间时，补偿费用计算公式如下：

式中，F 为补偿费用； $\Delta {\ell }_s$ 为发电机组一次调频实际贡献电量， $\Delta {\ell }_{\mathrm{E}}$ 为发电机组一次调频理论动作电量，计算方法详见《华北区域电力并网运行管理实施细则》；α为积分电量基本系数，取值为 100%； Y_{大频差一次调频}为大频差一次调频补偿标准，取值为 400 元/兆瓦时。

第十九条 有偿调峰服务补偿

（一）有偿调峰服务按机组计量。

（二）对火电机组因电网运行需要或新能源消纳需求提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量，机组出力在 50%-40%额定容量部分，按照 100 元/MWh 进行补偿；机组出力在 30%-40%额定容量部分，按照 250元/MWh 进行补偿；机组出力在20%-30%额定容量部分，按照300元/MWh进行补偿；机组出力在 20%以下额定容量部分，按照 370 元/MWh 进行补偿。

（三）燃煤机组启停调峰按次补偿，机组根据电网调度令在停机备用一定时间内再度启动发电或启动发电一定时间内再度停机备用记为一次启停调峰，停机到并网间隔时间或并网到停机间隔时间记为启停调峰时长，不同时长对应启停调峰分档补偿标准如下： 煤电机组单位容量补偿表（元/MW） <table><tr><td rowspan=1 colspan=1>机组容量时长</td><td rowspan=1 colspan=1>100 ≤P&lt; 300MW</td><td rowspan=1 colspan=1>300≤P&lt;600MW</td><td rowspan=1 colspan=1>600≤P&lt;1000MW</td><td rowspan=1 colspan=1>P≥1000MW</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>0 &lt; T ≤24h</td><td rowspan=1 colspan=1>2400</td><td rowspan=1 colspan=1>2150</td><td rowspan=1 colspan=1>2000</td><td rowspan=1 colspan=1>2000</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>24&lt; T≤48h</td><td rowspan=1 colspan=1>1800</td><td rowspan=1 colspan=1>1400</td><td rowspan=1 colspan=1>1300</td><td rowspan=1 colspan=1>1200</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>48&lt;T≤72h</td><td rowspan=1 colspan=1>1300</td><td rowspan=1 colspan=1>1300</td><td rowspan=1 colspan=1>1200</td><td rowspan=1 colspan=1>1100</td></tr><tr><td rowspan=1 colspan=1>72&lt;T≤96h</td><td rowspan=1 colspan=1>1200</td><td rowspan=1 colspan=1>1200</td><td rowspan=1 colspan=1>1100</td><td rowspan=1 colspan=1>1000</td></tr></table>

（四）燃气机组全容量启停调峰一次，按机组容量补偿750 元/MW。“二拖一”燃气机组在“二拖一”与“一拖一”之间、“一拖一”与全停之间工况转换的启停调峰，按机组容量补偿500元/MW，且容量按整套机组的 50%计算。

（五）若机组启停调峰过程中发生非计划停运考核，燃煤机组该次启停调峰不予补偿，燃气整套机组该次启停调峰不予补偿。

（六）火电机组启停机过程不获得深度调峰服务补偿，启机过程为机组并网至投入 APC的过程，停机过程为机组退出 APC至解列的过程。机组并网后经调度机构批准开展修后性能试验未投入 APC，按照电网调峰需求提供深调服务时，可获得深度调峰补偿。机组参与京津冀北电力调峰辅助服务市场期间，不提供深度调峰补偿。

第二十条 自动功率控制（APC）服务补偿

（一）自动功率控制（APC）服务按控制单元（机组、直控新型储能等）计量。

（二）调频辅助服务市场结算运行期间，APC 服务不再进行补偿。

（三）控制单元提供 APC 服务，按可用时间及 APC服务贡献分别补偿： 1.APC 可用时间补偿 装设 APC 装臵的控制单元，如果 APC 可用率达到 98%以上，按 APC 可用时间补偿 10 元/小时。APC 可用时间补偿费用按月统计。 2.APC服务贡献补偿 装设APC装臵并且由相关电力调度机构 APC主站控制的控制单元，以参与系统 APC控制的程度进行区分，按调节深度和调节性能的乘积进行补偿。补偿费用按天统计。 （1）日调节深度 日调节深度定义为每日调节量的总和，即：

其中 ${\mathbf{D}}_{\mathbf{j}}$ 为控制单元第_j次的调节深度，_n为日调节次数。

（2）调节性能指标 $K_{{\mathbf{\Pi }}_{pd}}$

$K_{{\mathbf{\Pi }}_{pd}}$ 为机组当天的调节性能指标，具体计算见《华北区域电力并网运行管理实施细则》，直控新型储能计算方式参照执行。

（3）APC 服务贡献日补偿费用

日补偿费用 $\overline{\mathbf{\Pi }}{=}_D\times {\mathcal{K}}_{{\mathbf{\Pi }}_{Pd}}\times {\mathcal{Y}}_{\mathcal{A}\mathcal{P}\mathcal{C}}$ 如果 $K_{{}_{Pd}}>2$ ，则取为 2。 其中 $Y_{{}_{APC}}$ 为APC调节性能补偿标准，火电机组取5元/MW；水电机组和直控新型储能取 2.5元/MW。

（4）APC辅助服务贡献月补偿费用

机组全月 APC辅助服务贡献补偿费用为当月该控制单元每日 APC 辅助服务贡献补偿费用之和。

第二十一条 有偿无功服务补偿

（一）有偿无功服务按机组计量。

（二）根据电力调度指令，发电机组通过提供必要的有偿无功服务保证电厂母线电压满足要求，或者已经按照最大能力发出或吸收无功也无法保证母线电压满足要求时，按发电机组比额定负荷迟相功率因数0.8多发出的无功电量或比额定负荷进相功率因数 0.97 多吸收的无功电量，按照 30元/MVarh 进行补偿。

（三）发电机组在调相工况运行所提供的有偿无功服务，按如下办法补偿： 1.调相运行启停费用补偿 机组启停调相一次，按机组容量补偿 14元/MW。 2.调相运行成本补偿 按发电机组容量及调相运行时间补偿。 补偿费用 $={\mathrm{Y}}_{\ni \exists \ne \exists \ne \forall }\times {\mathrm{P}}_{\mathrm{N}}\times \mathrm{\Delta }{\mathrm{t}}_{\downarrow \ne \downarrow \ne \downarrow \ne \downarrow \cdot }$ 式中， ${\mathrm{P}}_{\mathrm{N}}$ 为机组容量，单位为 MW； $t_{{\mathsf{\Pi }}_{\vec{y}\in \vec{y}\ne \vec{E}}}$ 为机组调相运行时间，单位为小时； ${\text{ Y }}_{\mathbb{YA}\ne \mathbb{E}}$ 为调相运行补偿标准，取 15元/MWh。

第二十二条 自动电压控制（AVC）服务补偿

（一）自动电压控制（AVC）服务按机组计量。

（二）装设 AVC装臵的机组，若 AVC 投运率达到 98%以上，且 AVC调节合格率达到 98%以上，按机组容量和投用时间补偿： 补偿费用 $\begin{array}{rlr}& & \left({\lambda }_{\stackrel{\cdot }{\underset{\mathrm{inj}}{\mathrm{m}}+\mathrm{i}}}-98\%\right)/(100\%-98\%\times {\mathbf{P}}_{\mathrm{N}}\times {\mathbf{Y}}_{\mathrm{avc}}\times {\mathbf{t}}_{\mathrm{Avc}}\\ & =& \left(100\%-98\%\right)\times {\mathbf{P}}_{\mathrm{N}}\times {\mathbf{Y}}_{\mathrm{avc}}\times {\mathbf{t}}_{\mathrm{Avc}}\end{array}$ 式中， ${\lambda }_{{\mathrm{\Pi }}_{\mathrm{iH}}\ne †}$ 为机组 AVC调节合格率； ${\mathrm{P}}_{\mathrm{N}}$ 为机组容量（MW）； Y AVC 为 AVC 补偿标准，取 0.1 元/MWh； AVC t 为机组 AVC投用时间，单位为小时。

第二十三条 黑启动服务补偿

（一）电力调度机构应根据系统运行需要确定黑启动电源，并与黑启动机组所在并网主体签订黑启动技术协议，约定黑启动技术性能指标要求，包括黑启动机组的设备配臵、机组响应时间等。

（二）对提供黑启动服务的水电厂按厂补偿，标准为6000元/天；火电厂按机组补偿，标准为每台 800元/天，全厂最高不超过 2400 元/天。

（三）电力调度机构确定的黑启动电源报能源监管机构审核备案。

第二十四条 当前爬坡辅助服务暂不启动，由电力调度机构根据实际需要报请国家能源局派出机构同意后，启动相关省（区）爬坡辅助服务，并合理给予爬坡辅助服务提供主体补偿。

第二十五条 有偿调峰服务补偿费用由新能源企业上网电量、火电机组发电负荷率在平均发电负荷率之上部分的上网电量、“发用一体”并网主体 12-16 时上网电量分摊，上网电量采用计量电量或调控系统采集数据计算电量。京津唐电网平均发电负荷率按照统调火电平均发电负荷率计算。 第 i个新能源并网主体需要承担的分摊费用为：

第 i个火电并网主体需要承担的分摊费用为：

第 i个“发用一体”并网主体需要承担的分摊费用为：

式中， $N_1$ 为当月火电并网主体总数； $N_{{\mathbf{\Omega }}_2}$ 为当月新能源并网主体总数； $N_{{\mathbf{\Phi }}_3}$ 为当月“发用一体”并网主体总数； $R_{☉:/\frac{\nu \psi }{2\cdot }\dot{\mathbb{I}}♯:\mathbb{I}/\frac{\nu \psi }{♯\cdot }\mathbb{H}:\mathbb{I}/\frac{\nu }{\partial \cdot }\mathbb{I}\nu :\mathbb{H}}$ 为月度有偿调峰服务费用； $R_{k\oplus k}^i\not\equiv \not\equiv \not\equiv \not\equiv \not\equiv$ 为第 i个火电并网主体的辅助服务分摊费用； $R_{{☉}_{\hat{\mathbb{H}}\hat{\mathbb{H}}}{,}_{\hat{\mathbb{H}}\hat{\mathbb{H}}};\mathbb{H}\hat{\mathbb{H}}}^i$ 为第 i个新能源并网主体的辅助服务分摊费用； $R_{☉\mathbb{H}-\{\pounds \}\hat{x}\hslash \hat{\xi }}^i$ 为第 i 个“发用一体”并网主体的辅助服务分摊费用； $F_{k\oplus ,}$ 为第 i 个火电并网主体发电负荷率在平均发电负荷率之上部分的上网电量； $F_{♯{♯}_{\mathsf{E}}{♯}_{\mathsf{E}}{♯}_{\mathsf{E}}},$ 为第 i个新能源主体的上网电量； $F_{{♯}_{\mathsf{A}}♯-♯\hslash ,}$ 为第 i个“发用一体”主体 12-16 时上网电量。

第二十六条 除有偿调峰服务外的有偿辅助服务补偿费用由发电侧并网主体按照当月上网电量的比例分摊，上网电量采用计量电量口径。 第 i个发电侧并网主体需要承担的分摊费用为：

式中， $R_{\text{textmu}}$ 为除有偿调峰服务外的有偿辅助服务补偿费用； ${\mathbf{Q}}_{\hat{\mathcal{R}}\hat{\xi }}^i$ 为第 i个发电侧并网主体的月度上网电量； N 为当月发电侧并网主体的总数。

第二十七条 调试运行期的发电机组和独立新型储能，以及退出商业运营但仍然可以发电上网的发电机组（不含燃煤应急备用电源）和独立新型储能，参与辅助服务费用分摊，分摊标准暂按照商业运营机组分摊标准的 1.5倍执行。分摊费用超过当月调试期电费收入的 10%时，差额费用在下个结算周期予以调整。

第五章 统计与结算

第二十八条 电力调度机构负责辅助服务的计量。电力辅助服务计量以电力调度指令、调度自动化系统采集的实时数据、电能量计量装臵的数据等为依据。 对于通过加装电极锅炉、熔盐储能等辅助设施开展深调改造的火电机组，按照调度单元参与本细则管理。

第二十九条 电网频率、实际有功（无功）出力、电压和发/用电负荷按国家和行业标准规定的周期进行采集。电能量计量装臵按国家和行业标准规定的周期，存储电量数据。

第三十条 按照专门记帐、收支平衡、适当补偿的原则，开展并网主体的有偿辅助服务的补偿和结算。

第三十一条 并网主体有偿辅助服务补偿费用以省级及以上电网为单位，按照电费结算关系对并网主体按月度分别结算。 对调度权与电费结算关系不在同一电网的发电企业，由拥有该厂电费结算关系的电网企业与拥有该厂调度权的电网企业，在两家电网企业间电费结算总额基础上加（减）该发电企业应获得（支付）的辅助服务补偿结算费用额度，按照结算关系开具增值税发票，与该月电费一并结算。

第三十二条 并网主体有偿辅助服务结算费用等于当月该并网主体有偿辅助服务补偿费用减去当月该并网主体有偿辅助服务分摊费用。

第三十三条 并网主体辅助服务补偿结算采用电费结算方式，与当月电费结算同步完成。并网主体在该月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的辅助服务结算费用额度，按照结算关系向相应网、省电网企业开具增值税发票，与该月电费一并结算。

第六章 信息披露

第三十四条 信息披露应当遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则，披露内容应包括但不限于考核/补偿/分摊、具体品种、调度单元等信息类型。信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。

第三十五条 电力调度机构应在每月第 3 个工作日前（含第 3 个工作日，下同）向电力交易机构推送上月并网主体辅助服务补偿、分摊情况（核对版），同步通过信息披露系统向各并网主体公示。 并网主体应于每月第 4个工作日前完成结果核对、异议反馈（如有），电力调度机构在接到问询后 1个工作日内进行核实，达成一致的，修正后正式结果通过信息披露系统向各并网主体再次公示，由电力调度机构执行。 电力调度机构于每月第8个工作日前向电力交易机构推送上月并网主体辅助服务补偿、分摊情况正式结果，于每月第 10 个工作日前将结果报国家能源局派出机构备案。 并网主体经与电力调度机构协商后仍有争议的，可向国家能源局派出机构提出申诉，经国家能源局派出机构认定同意后，费用差额在后续月份中予以结算。

第七章 监督与管理

第三十六条 能源监管机构负责电力辅助服务的监督与管理，监管本细则的实施，组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。

第三十七条 电力调度机构应建立并网主体辅助服务管理技术支持系统。电力调度机构在能源监管机构的授权下按照调度管辖范围具体实施辅助服务的调用、补偿和统计等工作。

第三十八条 能源监管机构负责组织或委托有资质单位，审核并网发电机组性能参数和辅助服务能力。任何单位不得擅自篡改一次调频、APC投/退信号及有关量测数据，对于弄虚作假，擅自篡改信号或数据的，由能源监管机构进行处罚。

第三十九条 并网主体与省（市）电力调度机构之间因辅助服务调用、补偿和统计等情况存在争议的，由属地能源监管办依法协调或裁决。未设立省级能源监管办的省（市），由国家能源局派出机构依法协调或裁决。并网主体与区域电力调度机构之间存在争议的，由国家能源局派出机构依法协调或裁决。

第八章 附则

第四十条 本细则将根据华北电网实际运行情况及时修订。国家能源局华北监管局根据辅助服务运营情况，对补偿标准进行修改，报国家能源局、国家发展改革委备案后执行。

第四十一条 本细则由国家能源局华北监管局负责解释。

第四十二条 本细则自2026年XX月XX日起施行。2019年印发的《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》（华北监能市场„2019‟255 号）及历次条款修订同时废止。