近日，中国南方电网电力调度控制中心（以下简称“南网总调”）发布了《关于印发南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2023 年版）的通知》（以下简称《细则》）。

本次，南网总调组织修编了区域调频辅助服务市场交易实施细则，值得注意的是南方统一调频控制区不包含云南，云南调频控制区内调频市场交易实施细则另行规定。


《细则》设置了广东、广西、贵州、海南调频资源分布区内市场主体提供的调频容量占分布区总需求比例下限，当前比例均为80%。

另外，在计算调频里程收益时，当综合性能指标K＞1时，将对K值进行调整后(使用调频性能权重调节参数m进行调整），计算里程收益。另外，调频里程，也设置有调整系数。


其中，m取值为3。火电及第三方辅助服务提供者，μ取值为1，水电μ的取值为0.5。

根据《细则》，调频资源的综合性能指标K由调节速率指标K1、响应时间指标K2、调节精度指标K3计算所得。其中，K1最大取值为5，K2最大取值为1，K3最大取值为1。根据计算公式，理想情况下调频资源的综合性能指标最大值为3（K=0.5×K1+0.25×K2+0.25×K3）。

在开三次方的情况下，调整系数m将使调频综合性能好的资源获得的调频补偿大幅降低。例如，K=3的情况下，开三次方后，K值的影响将变成1.44，补偿量将减少52%。

另外，在里程申报时，里程申报的价格上下限分别为3.5元/MW，15元/MW。2018年，广东调频市场启动时，里程报价下限为6元/MW，在大部分机组选择报低价的情况下，报价下限不断下降，目前降至3.5元/MW，这将很大程度上影响机组的调频辅助服务收益。

除里程补偿外，调频辅助服务补偿还包括容量补偿，发电单元AGC容量补偿标准为3.56元/MWh。容量补偿计算公示为：

其中，m 为每月总调度时段数，Cj为该发电单元在第 j 个调度时段的发电单元 AGC 补偿容量值，Tj为该发电单元在第 j 个调度时段的调频服务时长。

用户侧将参与调频辅助服务分摊，发电侧市场主体按照分摊比例K参与调频市场费用的分摊，用户侧主体按照分摊比例为（1-K）。其中辅助服务费用发电侧承担比例K=0.5。

《关于印发南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2023 年版）的通知》中细节内容如下。

调频辅助服务（以下简称“调频服务”），是指发电机或独立第三方辅助服务提供者二次调频备用中能够通过自动发电控制装置（AGC）自动响应区域控制偏差（ACE）。

AGC发电单元，是以AGC装置为单位进行划分，一个AGC发电单元指电厂或独立第三方辅助服务提供者一套AGC装置所控制的所有机组或其他调节资源的总称（简称“发电单元”），包括厂级AGC、单机AGC两种类型。

市场成员

调频市场成员包括：市场主体、电网企业和市场运营机构。其中，市场主体包括调频服务提供者和调频服务补偿费用缴纳者。

调频服务提供者

包括位于广东、广西、贵州、海南境内， 由省级及以上调度机构调管 (含省级调度机构委托地市级电力调度机构调管) ：

机组接入南方电网统一调频控制区的发电企业；

位于以上区域境外，机组接入南方电网统一调频控制区，以交流联网方式向广东、广西、海南送电的发电企业；

上述发电企业与第三方辅助服务提供者联合。第三方辅助服务提供者指的是具备储能装置、储能电站、直控型可调节负荷等在内的提供调节服务能力的装置；

由省级及以上电力调度机构调管的独立储能装置、储能电站、直控型可调节负荷；

广东、广西、海南境内的抽水蓄能电站，不纳入调频市场补偿范围。

需要注意的是：开展电化学储能联合机组调频技术改造的发电单元，改造完成后，必须满足所属电力调度机构有关并网管理规定，才可接入调频市场运行。

按照国家有关文件要求和现行调度管理规程提供调频服务，抽水蓄能不纳入调频市场补偿范围；根据两个细则，其也不纳入调频市场补偿费用缴纳范围。

调频服务补偿费用缴纳者

即调频费用费分摊者，包括位于广东、广西、贵州、海南境内：

由省级及以上调度机构调管的发电企业。

由地市级调度机构调管的容量为10MW及以上火电、水电、风电、光伏发电、光热发电、自备电厂等。

位于以上区域境外，由省级及以上调度机构调管，以交流联网方式向广东、广西、贵州、海南送电的发电企业。

以“点对网”直流输电方式向以上区域送电的发电企业。

位于南方区域其他调频控制区内，除“点对网”方式向以上区域送电电源外的跨省跨区市场化送电电量。

位于以上区域境内的全体工商业电力用户（含市场购电用户和电网代理购电用户）

其他调频市场补偿费用来源。

独立储能装置、储能电站、直控型可调节负荷不属于调频服务补偿费用缴纳者。

电网企业

主要包括：南方电网公司、南方电网超高压输电公司和南方电网统一调频控制区范围内的各省级电网公司。

市场运营机构

包括电力调度机构和电力交易机构：

电力调度机构指南网总调和南方电网统一调频控制区范围内的各省级电力调度机构；

电力交易机构指广州电力交易中心和南方电网统一调频控制区范围内各省（区）电力交易中心。

调频市场组织实施

现阶段采用日前集中竞价和预安排、日内统一出清的模式组织调频市场交易。

调频服务提供方在竞价日（D-1）申报发电单元调频里程价格；

调频市场交易系统将报价信息封存到运行日（D）；

市场运营机构根据市场边界条件和报价信息组织日前预安排和日内正式出清。

其中，市场运营机构根据系统运行实际需要，综合考虑负荷波动及新能源渗透率，测算调频市场容量需求，包括调频容量总需求和各调频资源分布区容量需求。

竞价日（D-1）组织交易前，市场运营机构向市场主体发布调频市场容量需求值。

运行日（D）实时运行中，市场运营机构当值调度员可根据系统运行需要，对调频市场容量需求值进行调整，按要求进行事后信息披露。

交易流程

竞价日(D-1)，调频市场具体交易流程为：

12:00前，市场运营机构发布调频市场信息，包括但不限于：

具备参与调频市场资格的调频服务提供者；

运行日24小时各时段市场的调频容量需求；

发电单元调频里程报价上下限；

与调频市场运营相关的其他要求。

09:00-13:00，调频服务提供者对运行日24个时段进行调频市场申报。

14:00-16:00，市场运营机构按照调管范围开展运行日开机组合和水电机组发电计划编制。

16:00-17:00，市场运营机构对调频市场运行日24个时段进行日前预安排，在日前发电开机组合和市场申报的基础上进行出清计算，经过安全校核后得到预安排中标发电单元序列。

市场运营机构因故未按规定时间节点完成相应交易流程的，应当及时公告市场主体。

正常情况下，调频市场开展以1小时为周期的日内正式出清，滚动计算未来 5 小时的出清结果，正式出清应不晚于运行时段起始时间点的30分钟前完成。

出清顺序

市场运营机构在竞价日(D-1)对调频市场运行日(D)进行日前预安排，过程如下：

根据发电单元的调频里程排序价格，从低到高依次出清，直至每个出清时段中标发电单元提供的调频容量达到各调频资源分布区中标调频容量下限（或调频资源分布区内参与市场的发电单元已全部中标），并且满足调频市场总体调频容量需求，形成日前预安排中标发电单元序列；

当发电单元排序价格相同时，优先出清P值高的发电单元；当发电单元P值相同时，优先出清k值高的发电单元；

预安排中标发电单元序列经安全校核后存在调频容量缺额时，重复以上步骤，直至满足市场要求，形成预安排结果。

若安全校核后正式出清发电单元序列提供的调频容量不满足市场调频容量需求，或实际运行中因电网安全运行需要时，市场运营机构可临时调用市场内未中标发电单元或未参与市场的发电单元参与调频辅助服务，在满足安全约束前提下，原则上先按照调频里程排序价格从低到高依次调用市场内未中标发电单元，再按照综合调频性能评价指标由高到低依次调用未参与市场的发电单元，并做好事后信息记录。

即出清确定出清顺序的因素依次为：调频里程排序价格、归一化的综合调频性能评价指标p、综合调频性能指标k。优先选择中标发电单元，中标发电单元不足是按以上顺序临时调用未中标发电单元。

在运行时段（T）30分钟前，滚动计算未来3小时的出清结果。

最后一个中标发电单元的调频里程排序价格作为调频市场的统一出清价格，中标排序位于各调频资源分布区需求下限以内的发电单元不参与市场定价。若无法形成统一出清价格，沿用上一个小时的价格；

调频、调峰、现货市场衔接

调频市场与现货电能量市场采用分步出清的方式衔接。

日前现货电能量市场安全约束机组组合（SCUC）计算确定的开机组合作为调频市场日前预安排的边界条件；

调频市场日前预安排结果作为日前现货电能量市场安全约束经济调度（SCED）计算的边界条件。

调频市场日前预安排结果作为调峰辅助服务市场、备用辅助服务市场日前交易的边界条件。

原则上调频市场中标发电单元不参与调峰辅助服务市场，不提供相关调峰辅助服务。

调频市场正式出清第1个时段的结果用于实际执行，第 2-5 个时段的结果用于与实时现货电能量市场、调峰辅助服务市场和备用辅助服务市场的衔接。

考核与评价

调频市场中标发电单元或临时调用的市场内未中标发电单元，出现下列情况之一的，将扣除相应时段的调频里程补偿。

在应提供调频服务时段内，未按照调度指令，擅自改变AGC状态，且持续时间超过10分钟的。

在应提供调频服务时段内，未按照出清或临时调用结果提供足额调频容量的。

在应提供调频服务时段内，综合调频性能指标k的平均值小于kd的。

未按照调度机构的有关规定进行设备参数管理，获取不正当市场竞争优势的。

条件具备时，对发电单元执行单个调频指令的情况进行评价，存在调节速率、响应时间、调节精度等运行性能指标不合格的，全部或部分扣除相应的里程收益。

费用结算

发电单元的调频里程补偿按日统计、按月结算。调频市场相关费用实行专项管理，按照收支平衡、月清月结的方式统一结算。调频市场相关费用分为市场补偿费用、考核费用、市场缴纳费用。

其中，市场补偿费用包括调频里程补偿费用和调频容量补偿费用。

首先采用考核费用和符合国家有关规定的其他资金支付市场补偿费用；

不足部分按照本细则由调频服务补偿费用缴纳者分摊。

位于南方电网其它调频控制区，以“点对网”直流输电方式向调频市场范围内省（区）进行跨省送电的费用缴纳方，其 AGC考核费用按照所在省（区）调频市场实施细则处理，不参与中东部主网调频市场的补偿费用支付。

政策原文如下：
原标题：南方区域调频辅助服务市场交易实施细则印发，里程报价下限3.5元/MW，性能指标开三次方计算里程补偿