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1、电力系统调频辅助服务市场交易实施细则1总述为构建有效的南方（以广东起步）调频辅助服务市场（以下简称“广东调频市场”）机制，保障市场成员合法权益，激励发电企业提供更优质的调频辅助服务，保障电力系统安全、稳定、经济运行，制定本细则。1适用范围本细则适用于电能量现货市场运行后的广东调频市场运营及管理,根据电力现货市场进程逐步完善。2引用文件中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159号）及其相关配套文件电力监管条例（国务院令第432号）电网调度管理条例（国务院令第588号）电网运行规则（试行）（GBT31464-2015）电力系统安全稳定导则（DL755-2001）广东电力市场
2、运营基本规则（试行）并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场200643号）南方区域发电厂并网运行管理实施细则（2017版I南方能监市场2017440号）南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）（南方能监市场2017440号）中国南方电网电力调度管理规程（中国南方电网有限责任公司企业标准QCSG2120452017)中国南方电网调度工作评价标准(2016版)(系统201635号)南方电网调频管理业务指导书(中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG432029-2014)中国南方电网电力调度管理规程(Q/CSG2012045-2017)广东电力系统调度规程(Q/CSG-GPG212
3、001-2011)3术语定义K调频辅助服务：调频辅助服务(以下简称“调频服务)是指发电机二次调频备用容量以及第三方辅助服务提供者，能够通过自动发电控制装置(AGC)自动响应区域控制偏差(ACE)按照一定调节速率实时调整有功功率，满足ACE控制要求的服务，其调节效果通过调频里程衡量。幺AGC发电单元:AGC发电单元以AGC装置为单位进行划分，一个AGC发电单元指电厂一套AGC装置所控制的所有机组的总称(以下简称“发电单元”)彳调度端AGC基本控制模式：分为定联络线功率与频率偏差控制模式(Tie-IineLoadFrequencyBiasControl,TBC)定系统频率控制模式(FlatFreq
4、uencyControl,FFC)定联络线交换功率控制模式(FlatTie-lineLoadControl,FTC)基于网省协调交互的定系统频率控制模式(CoordinatedFlatFrequencyControl,CFFC)由南网总调统一调频控制(UnifiedFrequencyControl,UFC)模块统筹计算、下发各调度机构承担的系统调频任务，调度机构将调频任务按照确定比例分解下发至调管电厂执行。4调频里程：某时间段内的总调频里程为该时段内发电单元响应AGC控制指令的调整里程之和。其中，发电单元每次响应AGC控制指令的调频里程是指其响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的
5、出力值之差的绝对值。总调频里程计算公式为:D=APj式中，Dj为发电单元第j次的调频里程，单位为兆瓦，n为调节次数。5（综合调频性能指标：综合调频性能指标（k）用于衡量发电单元响应AGC控制指令的综合性能表现，包括调节速率kl、响应时间k2和调节精度k3三个因子。调节速率Id,指发电单元响应AGC控制指令的速率。响应时间k2,指发电单元响应AGC控制指令的时间延迟。调节精度k3,指发电单元机组响应AGC控制指令的精准度。各发电单元调频性能指标计算公式见附录Io4运行日：本细则中涉及的“运行日”指发电单元投入AGC运行，能够产生AGC运行记录的自然日。N工作日：工作日，指不包含国家法定公休日和节
6、假期的标准工作日。4竞价日：运行日前一个工作日。市场主体在竞价日进行报价，电力调度机构按照确定的规则进行市场预出清。4市场成员4.1 成员分类市场成员包括市场主体、电力调度机构、电力交易机构、电网企业等。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。4.2 调频服务提供者调频服务提供者需具备以下基本条件:(1)位于南方电网统一调频控制区(见附录2)且按照国家和行业标准应具备AGC功能的，由省级及以上调度机构调管的并网发电单元；允许第三方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者;第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等。现阶段，广东省内抽水
7、蓄能电站、BOT电厂按现行有关规定提供调频服务，不纳入调频市场补偿范围。(2)允许由省级及以上电力调度机构调管的独立第三方辅助服务提供者作为调频服务提供者，相关规定另行制定。(3)申请作为调频服务提供者的市场主体应在电力交易机构进行市场注册。4.3 调频市场费用缴纳者调频市场费用缴纳者包括：(1)广东省内省级及以上电力调度机构(含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构)直接调度的并网发电厂。现阶段，广东省内抽水蓄能电站、BOT电厂不纳入调频市场补偿费用缴纳范围。(2)地调及以上电力调度机构直接调度且容量为30MW及以上风力发电场、IOkV及以上并网的集中式光伏电站，容量为2MW/0.5小时
8、及以上的电化学储能电站，自备电厂。(3)位于南方区域内，以“点对网”方式向广东送电并接入南方电网统一调频控制区的电源，按照广东落地电量比例缴纳调频市场补偿费用。(4)基于政府间框架协议的送广东年度计划外的省间市场化送电。(5)按国家核定输配电价参与广东电力市场化交易的电力用户。(6)其他需要缴纳调频市场补偿费用的市场主体。4.4 电力调度机构电力调度机构包括南方电网电力调度控制中心，广东电网电力调度控制中心，广州电网电力调度控制中心、深圳电网电力调度控制中心（以下分别简称“南网总调”“广东中调”“广州中调”“深圳中调”由能源监管机构指定的电力调度机构负责广东调频市场运营，其他电力调度机构按调管
9、范围配合开展调频市场相关工作。4.5 电力交易机构电力交易机构负责调频市场报价发电单元和独立第三方辅助服务提供者的注册管理。条件成熟后，由广东电力交易中心负责出具调频等辅助服务结算依据。4.6 电网企业电网企业主要指中国南方电网有限责任公司及超高压输电公司、广东电网有限责任公司、广州供电局有限公司、深圳供电局有限公司。电网经营企业根据结算依据进行调频服务费用结算。4.7 市场主体权责市场主体的权利和义务：Q）按细则参与调频市场，提供调频服务并获得补偿收益；Q）服从电力调度机构调度指令，确保电网运行安全；6）按规定缴纳调频服务补偿费用；G）按规定发布和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息
10、；6）法律法规规定的其他权利和义务。4.8市场运营机构权责市场运营机构的权利和义务：(1)组织和管理调频市场交易；(2)进行日前和日内安全校核，按交易结果调用调频资源；(3)建设和维护调频市场交易技术支持系统；(4)紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行；(5)按规定发布电网运行和市场运营的相关信息；(6)提供调频市场运营数据，由交易机构出具结算依据；(7)法律法规规定的其他权利和义务。4.9其他调度机构权责其他电力调度机构权利和义务：(1)配合开展调频市场交易，提供调频服务数据；(2)按照调管范围，配合进行日前和日内安全校核，按交易结果调用调频资源；(3)按规定发布电网运行和市场运营的相关
11、信息；(4)法律法规规定的其他权利和义务。5交易要求5.1 调频市场参与方式对于参与广东调频市场、但不参与广东现货能量市场的发电单元，在运行日全天的交易时段内，调频容量不进行补偿，调频里程补偿不参与市场定价，作为市场价格接受者。对于同时参与广东调频市场与现货能量市场的发电单元,在运行日全天的交易时段内，调频里程补偿参与市场定价，对调频容量及调频里程进行补偿。5.2 调频服务技术要求参与调频市场的发电单元和第三方辅助服务提供者须满足下述条件:(1)按并网管理有关规程规定装设AGC装置；(2) AGC性能指标按发电单元为单位统计。电力调度机构按日发布发电单元的综合调频性能指标，以最近8个中标小时计
12、算综合调频性能指标。广东调频市场的准入门槛为综合调频性能指标不小于0.5,并视广东调频市场运行情况调整。超过6个月未中标的发电单元，可向所属电力调度机的申请测试综合调频性能指标,测试期间AGC应连续8小时投入调频模式；发电单元在AGC调节性能发生显著变化的，可向电力调度机构申请AGC试验。测试与试验期间，调频里程与调频容量均不支付补偿费用。5.3 厂级AGC参与形式装设厂级AGC的市场主体应在日前报价时自行选择以下两种模式之一参与广东调频市场，并须保证报价时选择的AGC模式与实际投入模式一致，且实时运行中原则上不允许更改：0 投入厂级AGC模式，以多机为一个发电单元参与广东调频市场；0 投入单
13、机AGC模式，以单机为一个发电单元参与广东调频市场。5.4 交易系统广东调频市场交易系统作为电力市场交易系统组成部分，发电企业须通过广东电力市场技术支持系统申报交易信息。5.5 交易人员各发电企业进行市场注册时，应提交参与调频市场交易人员注册信息，交易人员在广东电力市场技术支持系统中的报价行为视为所在企业意愿、。6调频市场组织实施6.1 调频资源分布区划分为确保系统备用分布合理和电网运行安全，根据电网主要断面控制要求,在南方电网统一调频控制区内划分调频资源分布区。目前划分为调频资源分布A区和B区，暂以南方电网统一调频控制区的两广交流断面为界。后期，可视系统运行情况调整调频资源分布区划分。6.2
14、 调频容量需求电力调度机构根据系统实际运行情况，每日组织交易前向市场主体发布南方电网统一调频控制区及调频资源分布区调频容量需求值。实时运行中，当值调度员可根据系统运行需要修改，并按照本细则要求进行事后信息发布。6.3 调频容量申报发电单元申报调频容量，为防止调频造成系统潮流分布大幅变化影响系统稳定运行,规定单个电厂的中标发电单元调频容量之和不超过控制区调频容量需求值的20%o发电单元申报调频容量范围的计算公式如下：调频容量申报上限二切血（发电单元最近8个中标时段实测调节速率X3分钟，发电单元容量X15%,控制区调频容量需求值的20%/全厂申报发电单元数）调频容量申报下限二口必（发电单元最近8个
15、中标时段实测调节速率1分钟，发电单元可调节容量X3%）其中，水电机组发电单元容量按当前水头对应的最大出力计算。发电单元可调节容量为具备AGC的发电单元可调节最大出力与最小出力的差值。独立第三方辅助服务提供者以其额定功率进行市场调频容量申报。6.4 交易模式调频市场以发电单元的调频里程和调频容量为交易标的。调频市场交易组织采用日前报价、日内集中统一出清的模式。发电企业在日前对发电单元进行运行日的调频容量和里程价格申报，并将申报信息封存到实际运行日，实际运行日以小时为周期集中统一出清。6.5 交易流程调频市场采用集中竞价、边际出清、日前报价、日内出清的组织方式，具体交易流程如下：Q）每日12:00前，电力调度机构发布调频市场信息，包括但不限于：可参与调频市场的调频服务提供者；次日24小时各时段调频控制区和调频资源分布区的调频容量需求值（MW）调频市场的里程报价上限；调频市场申报开始、截止时间；调频市场其他要求等。Q）每日13:00前，发电单元对次日进行调频里程价格及调频容量申报。G）在日前电能量市场形成的运行日机组开机组合基础上，计算调频辅助服务市场的预出清结果，修改相应发电单元的出力上、下限。4）日内实时运行中，电力调度机构根据系统实际运行情况
