南网调频新规：针对独立储能制定影响系数，增强高性能储能项目市场竞争力

参与主体 ：

独立储能电站 ：参与区域调频市场的独立储能电站的 额定功率不小于50MW 、额定功率充电/放电同向指令 持续响应时间不小于1小时 ，该准入技术参数根据市场交易情况适时调整。

此外，允 许220kV及以上电压等级并网且额定功率不低于区域调频辅助服务市场中火力发电单元标准调频容量最小值、额定功率充电/ 放电同向指令持续响应时间不小于1 小时的独立储能电站参 与区域调频市场。

现阶段，独立储能电站 仅包括电化学储能电站 。

直控型可调节负荷 ： 包括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直接参与市场的负荷侧调节资源以及直控型聚合平台。

参与区域调频市场的直控型可调节负荷 最大上下调节能力不小于10MW 、调节能力 持续响应时间不小于1小时 ，该准入技术参数根据市场交易情况适时调整。

直控型聚合平台通过负荷聚合 商、虚拟电厂等形式代理相关发电侧和负荷侧调节资源参与市场。

第三方独立主体 参与市场费用分摊。

其中，第三方独 立主体不参与发电侧并网主体的费用分摊，直控型聚合平台所代理资源中的市场化电力用户，应参与用户侧相关费用分摊。

独立储能电站 在区域调频市场中标后，其 基准功率应设定为0 ，调频容量原则上为其申报容量；直控型可调节负荷在区域调频市场中标后，其 基准功率设定为基线负荷 ，调频容量原则上为其申报容量。

与其他市场的衔接 ：

独立第三方主体在调频辅助服务市场预安排中标的时 段，不再参与现货电能量市场出清。

独立储能电站 在预安 排未中标时段，调度机构可根据其他市场品种交易结果和运行需求安排独立储能电站的日前充放电调度计划。不再参与出清。

第三方独立主体可在同一运行日的不同时段 参与南方区域跨省备用市场和区域调频市场。

以归一化后的综合性能评价指标 Pi  和边际替代 率系数 Fm,i 将独立储能电站的调频里程报价进行调整，作为其调频里程排序价格，直控型可调节负荷不引入 边际替代 率系数。两者调频里程排序价格 计算公式为：

独立储能电站调频里程排序价格  =  调频里程报价 / （ Pi × Fm,i ）

直控型可调节负荷调频里程排序价格  =  调频里程报价 / Pi

计算 Fm,i 时，当 内部排序报价相同时， Pi 较高的独立储能排名靠前；若两个 或多个独立储能电站内部排序报价相同且  Pi 相同时，将这些储能电站容量求和并在边际替代率曲线图的  x  轴上累加排列。