云南调频市场新规：≥30MW/1h独立储能准入，可同日不同时参与多个市场，无需分摊辅助服务费用
云南调频市场新规：≥30MW/1h独立储能准入，可同日不同时参与多个市场，无需分摊辅助服务费用
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洞察正在发生的变革
储能与电力市场获悉，2023年12月11日，国家能源局正式印发了《云南调频辅助服务市场运营规则(2023版)》，该细则将于2024年1月1日起生效。
根据细则， 储能 可参与云南调频辅助服务市场。
两类储能参与方式：发电侧联合或独立参与
储能电站、储能装置 可作为第三方辅助服务提供者与发电厂 联合参与 ；
省级级以上电力调度机构调管的独立第三方辅助服务提供者，包含了 独立储能电站 或直控型可调节负荷，独立储能电站指具备调度直控条件，以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，并与电网企业签订购售电合同，约定各方权利义务的储能电站。现阶段， 独立储能电站仅包括电化学储能电站 。
独立储能30MW/1h准入
可同日不同时段参与不同市场获得收益
独立储能电站的准入要求， 额定功率≥30MW，额定功率充电/放电同向指令持续相应时间≥1h 。
值得注意的是，第三方独立主体可在 同一运行日的不同时段参与南方区域现货电能量市场和云南调频市场 。第三方独立主体在云南调频市场日前预安排(正式出清)中标后，同时段不再参与南方区域现货电能量市场日前交易 (实时交易)出清。
暂不向用户侧进行分摊
独立储能暂不参与补偿费用分摊和返还
此外，云南调频市场补偿费用由发电侧市场主体和市场化电力用户按照分摊系数共同分摊，发电侧市场主体分摊系数为F，市场化电力用户分摊系数为(1-F)。
目前，国家发展改革委、国家能源局正在对辅助服务费用向用户侧分摊事宜进行研究，故将 发电侧市场主体分摊系数F暂定为1 ，后续将依据国家政策变化适时调整。
分摊豁免方面， 独立储能电站不参与云南调频市场补偿费用分摊及AGC考核费用返还 ；直控型可调节负荷不参与AGC考核费用返还， 直控型聚合平台不参与云南调频市场补偿费用分摊 ，直控型电力用户作为市场化电力用户参与分摊。
调频里程补偿最高8元/MW
综合调频性能需≥0.3
调频里程补偿、AGC调节容量补偿标准如下：
调频里程补偿申报价格范围：3元-8元/MW
AGC调节容量补偿标准：4元或5元/MWh
第三方独立主体调频容量申报值上下限和基准功率：
上限为调频容量需求值的百分比50%，下限为5MW ；
满足以一定基准功率为基准（ 独立储能电站在云南调频市场中标后，其基准功率应设定为0 ），第三方独立主体向上可调容量和向下可调容量均不小于申报的调频容量。
扣除调频里程补偿和AGC调节容量补偿情形：
值得注意的是， 云南调频市场中标发电单元或因电网安全需要被调用发电单元，出现以下情况之一的，将扣除对应交易周期的调频里程补偿和AGC调节容量补偿：
某交易周期内因自身原因退出AGC装置或因自身原因无法继续提供调频服务，且累计时长超过5分钟的；
某交易周期的综合调频性能指标小于0.3的 。云南调频市场范围内，AGC投调度远方控制模式（自由发电控制模式除外 ） 的并网运行发电单元，AGC运行性能指标不满足《南方区域电力并网运行管理实施细则》要求时扣除相应统计周期的AGC调节容量补偿。
点击“ 阅读原文 ”查看《云南调频辅助服务市场运营规则(2023版)》的通知
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