本细则适用于以下并网主体：

发电侧并网主体：火电（燃煤、燃气、燃油、生物质电站等）、水力发电厂、抽水蓄能、风力发电场、光伏（含光热）电站、自备电厂等。

新型储能：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的独立电化学储能电站。压缩空气、飞轮、储氢、储热等独立新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的独立新型储能容量不低于4MW/4MWh。

负荷侧并网主体：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能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于5MW，向上或向下调节能力不低于5MW，持续时间不低于1小时。电力用户仅提供辅助服务，暂不参与费用分摊，后续按照国家政策适时逐步纳入。

有偿辅助服务是指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、二次调频、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等。

独立新型储能调峰补偿：对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为H2×300（元/兆瓦时）。H2为独立新型储能参与调峰补偿系数。

直控型可调节负荷调峰补偿：450元/MWh。

有偿无功服务补偿：多发出的无功电量或多吸收的无功电量进行补偿，补偿价格为50元/MVarh。非电网投资的调相机，调相运行补偿标准，暂取20元/MVarh。

AVC：投运率在98%以上、调节合格率在95%以上的，按机组容量和投用时间进行补偿，补偿标准取0.1元/MWh

黑启动：常规机组暂定按10万元/月·台补偿，成功后的并网主体获得100万元/台的调用补偿费用。