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
独立储能电站调频里程排序价格计算公示为：
Fm,i由调频里程报价、申报调频容量及归一化综合调频性能评价指标 Pi确定。
按照以上曲线，Ux为50%，Uy为2，则Fm,i的取值范围为（0,2），进而独立储能实际排序价格最大可减少近一半。极大有利出清。
Fm,i计算方式为各调频资源分布区按照独立储能电站内部排序报价由低到高的顺序，将对应调频容量占比在边际替代率曲线图 x 轴上累加排列，并依次映射到边际替代率曲线上。
Fm,i越大，越有利于调频里程价格排序，尤其是Fm,i＞1时。若Fm,i＜1，其排序价格按其倒数成倍增长，更加难以出清。
边际替代率系数Fm,i只影响独立储能在出清环节的调频里程排序价格，并不影响独立储能在结算环节的调频里程补偿。广东省调频规则中，最终的市场出清价格，由出清机组的报价及Pi决定。
独立第三方主体参与区域调频市场按照区域调频市场交易，除调频里程补偿外，还可获得调频容量补偿。
其中，独立储能电站的标准调频容量为其额定功率，直控型可调节负荷的标准调频容量为其最大单向调节能力。现阶段，第三方独立主体结算调频里程折算系数μ设定为 1。
Fm,i计算实例
如市场中有六家独立储能A、B、C、D、E、F 参与调频辅助服务。下表为某调频资源分布区内六家储能的报价、调频性能、以及近计算得到的内部排序报价：
内部排序价格中从低到高依次为A、B、C、D 和 E、F。该调频资源分布区调频总需求为1200兆瓦。下表为各储能的申报容量和计算容量占比（独立储能容量/总需求容量）：
将独立储能A 到 F 根据附图 2 的逻辑进行排序和映射在边际替代率曲线图中。
图：独立储能映射在边际替代率曲线图的逻辑
图：独立储能的边际替代率结果
独立储能F因内部排序价格最高而排在最右边，六家调频容量占比累计为40%，因此独立储能F映射在边际替代率曲线13为0.4，边际替代率小于1，其实际排序价格会增大1/0.4=2.5倍，在该调频资源分布区更难出清，不具有竞争优势。
《第三方独立主体参与南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（试行）》其他明细内容如下：
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。
政策原文如下。
