南方区域统一调频辅助服务市场建设路径与机制设计

张子泳，卢浩哲，刘起兴，肖云鹏，岳菁鹏

(1.华中科技大学，湖北 武汉 430074；2.广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510600；3.长沙理工大学，湖南 长沙 410076；4.中国南方电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510623；5.广东电网有限责任公司电力科学研究院，广东 广州 510080)

南方电网调频辅助服务控制采用分区管理的模式，目前划分为南方电网统一调频控制区、云南电网统一调频控制区、贵州电网调频控制区、海南电网调频控制区这4个调频控制区[1-2]，其中，南方电网统一调频控制区包括按照南方(以广东起步)调频辅助服务市场(以下简称“调频市场”)机制运行的“协调广东区”和按照常规计划机制运行的“协调广西区”。南方电网统一调频控制区、云南电网统一调频控制区采用网省协调交互的定系统频率控制策略；贵州电网调频控制区、海南电网调频控制区采用定联络线功率与定频率偏差控制策略。截至2019年底，南方区域具备符合国家和行业标准自动发电控制(automatic generation control，AGC)功能的发电机组总容量共计约223 GW，调节容量约为129 GW。按照电源类型分：水电机组(包括抽水蓄能)总容量为90.17 GW，调节容量为61.96 GW；火电机组(燃煤、燃气)总容量为133 GW，调节容量为66.60 GW。按照省份分：广东总容量为81.41 GW，调节容量为38.45 GW；广西总容量为28.40 GW，调节容量为22.43 GW；云南总容量为69.49 GW，调节容量为42.12 GW；贵州总容量为39.21 GW，调节容量为23.16 GW；海南总容量为4.65 GW，调节容量为2.39 GW。

当前，广东调频市场于2018年9月启动结算试运行[3]，2020年9月转入正式运行，是南方区域首个进入实际运行的省级调频市场，结算试运行以来市场规模、系统性能、市场效益均较之前取得较大提升[1]，形成了比较浓厚的市场氛围和竞争意识。与此同时，通过广东调频市场的实际运行进一步强化了广东省内3家调度机构﹝含中国南方电网有限责任公司电力调度控制中心(以下简称“南网总调”)、广东电网有限责任公司电力调度控制中心、深圳供电局有限公司电力调度控制中心﹞之间工作对接机制和相关业务支持系统协调配合，实现了区域调度机构与省级调度机构之间的有机衔接，为下一步推动南方区域电力辅助服务市场建设奠定了良好的技术基础[4]。

近年来，随着十三大水电基地、九大煤电基地、七大风电基地、光伏领跑者基地的建成和上百条跨省区输电通道的投运，我国跨省区电力交易规模迅速增长，形成了“西电东送”“北电南送”的交易格局。跨省区送电在实现资源大范围优化配置的同时，所引发的跨省区电力辅助服务资源分配和成本分摊机制的问题也日趋凸显[5]。如何充分挖掘跨省区电力辅助服务能力，促进各市场主体公平参与电力辅助服务市场，实现辅助服务资源在更大范围优化配置，是下一步深化“十四五”南方区域电力辅助服务市场建设必须回答的问题[6-13]。

结合南方区域电力市场建设和“西电东送”实际情况，围绕完善电力辅助服务市场(补偿)机制进行了系统和深入的研究，推动以调频为首个品种的南方区域辅助服务市场建设。2020年10月，国家能源局南方监管局正式印发《南方区域统一调频辅助服务市场建设方案》，意味着全国首个区域性质调频市场建设正式启动。

1 南方区域统一调频市场建设路径及目标

1.1 总体目标

按照建立电力辅助服务分担共享新机制的要求，结合南方电网网情，建设运营覆盖南方五省(区)的区域调频市场，将中东部电网所覆盖的四省(区)逐步纳入南方电网统一调频控制区,建立调频资源集中竞争交易机制，实现调度运行控制与市场交易运营的有机衔接。

1.2 阶段任务

根据总体目标和各省调频运行特性，南方区域调频市场分2个阶段组织实施：

a)第1阶段。在现有南方(以广东起步)调频市场的基础上，将市场范围扩大到广西、海南，建设广东-广西-海南调频控制区，将三省(区)调频资源纳入市场竞争范围；同步建设云南调频控制区，实现云南省内调频资源市场化竞争。

b)第2阶段。在总结第1阶段区域调频市场建设经验的基础上，于2022年将贵州调频资源纳入，形成覆盖广东、广西、贵州、海南四省(区)的中东部调频控制区。

下面针对近期(第1阶段)任务，即以建设广东、广西、海南调频控制区为重点，分析和研究南方区域统一调频市场机制设计过程中的关键问题，并优化设计全流程组织实施过程。

2 南方区域统一调频市场机制设计的关键问题

2.1 调频市场和现有调峰市场如何有序衔接

目前，广东调频市场已经启动正式运行，广西、海南正在开展调峰市场结算试运行。发电机组只能参与调峰或者调频交易二者之一，否则存在以下问题：一是机组调峰时退出AGC，无法根据指令进行调频；二是机组调频时，可能出力提高，无法实现同时调峰。

为衔接两类市场，建议先组织调频交易再组织调峰交易，有以下优势：一是调频市场覆盖范围大于调峰市场，先组织调频再组织调峰，二者之间交互迭代量最小，会更顺畅；二是可以优先满足系统有足够优质调频容量，安全更有保障。当然也存在以下不足，但在实际运行中可克服或避免，主要有：一是减少了调峰市场供应机组，影响调峰市场价格，但调峰市场只是局部时期、时段开展，影响程度较小；二是影响系统调峰运行，但解决调峰缺口还可以有调整非市场机组出力、外来电计划等手段，对安全的影响较小且可控。

2.2 调频市场是否需要安排预出清环节

除了上述提到的调频市场和调峰市场外，南方(以广东起步)电力现货市场已经进入结算试运行，调频市场出清还要考虑与现货电能量市场的衔接配合以及导致不平衡资金的问题。因此，建议安排调频市场日前预出清环节，主要有以下考虑：一是可以提前预留绝大部分机组调频容量，减少实时调整机组出力工作量；二是减少南方(以广东起步)现货市场日前、实时边界条件变化，减少实时现货市场价格波动；三是减小发电侧市场主体日前、实时发电计划偏差，以及发电厂个体承担或者分享的发用电计划不平衡资金幅度。当然，这会延长日前市场或日前计划安排的时间，需要通过提高市场运营机构内部管理来予以避免和克服。

2.3 如何兼顾不同省(区)发电企业之间的利益，减少省间矛盾和阻力

理论上的最佳方案是采取一级市场模式，即全网统一出清，形成一个全网最优的价格，但是存在以下几点问题和矛盾，不利于区域调频市场平稳有序起步，主要有：一是广东储能联合调频机组、广西水电可能会挤占区域调频市场绝大部分份额，市场集中度进一步提高，其他地区常规火电企业利益难以兼顾；二是全网统一出清后，每台机组提供的调频服务属于同质产品，无法体现空间属性。

建议市场建设初期采用两级市场模式，即既有区域市场也有省内市场，同时设置省内保留中标调频容量一定比例，这个比例可以随着区域调频市场建设进程逐步放开，这样做有以下好处：一是兼顾各省(区)内部利益，可以降低实际建设过程中地方政府和相关利益集团的阻力；二是区域市场建设可以平稳起步，而后视情况逐步放开，同时体现不同空间和地区对调频资源的供需状况。

2.4 如何确定水电机组的调频容量比例，减少水火矛盾

水电机组的调频性能远远优于普通火电机组，如果不加限制，水电较多的省(区)内部水电调频将垄断省内调频市场绝大多数份额，引起内部不同电源类型之间的矛盾；因此，可以沿用原广东调频规则对全厂调频容量进行限制经验做法[3]，设定水电厂全厂调频容量上限不超过调频分区容量需求的20%。

2.5 如何避免区域调频市场交易对“西电东送”的影响

假设云南、贵州、天厂、龙滩送出的日前计划与实时执行保持一致，在两广采用定频率偏差控制模式下，存在广东或者广西机组多发电(出力计划正偏差)，或者调频动作多发电，就会使得广东、广西之间存在电能量上的交换偏差。广西机组出力多发电或者调频多发电，则广东受“西电”增加；反之广西受“西电”增加。

根据实际运行经验判断，上述影响可控。从广东调频市场运营情况看，为维持系统频率稳定，调频机组出力既有上调也有下调；从长周期看，调频动作导致发电量变化存在对冲，对总发电量的影响实际很小。若出现因机组参与调频造成出力计划长期正向偏差(不考虑调频动作)，而导致广东受“西电”、广西送“西电”的实际执行与计划发生较大偏差，可考虑事后对送受电计划进行滚动调整。

2.6 如何协调多家调度、交易机构

根据国家有关文件精神，由南网总调统筹组织区域调频市场运营和相关技术支持系统建设，其他调度、交易机构按调管范围和经营区域配合开展调频市场建设工作[4]。

3 南方区域统一调频市场交易组织实施全过程详细设计

3.1 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，市场主体是指调频服务提供方与调频服务补偿费用缴纳方[2]。

市场初期，调频辅助服务提供方包括：①位于广东、广西、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，下同)的发电企业；②位于广东、广西、海南境外，由省级及以上调度机构调管，以交流联网方式向广东、广西、海南送电的发电企业；③允许第三方辅助服务提供者与上述发电企业联合作为调频服务提供者；④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。

南方区域内抽水蓄能电站按照现行调度管理规程提供调频服务，暂不纳入区域调频市场补偿范围。

3.2 交易组织模式

市场初期，采用日前集中竞价、日前预安排和日内统一出清的模式组织调频市场交易[14]。调频服务提供方在日前进行发电单元调频里程报价，调频市场交易系统将报价信息封存到运行日，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。

3.3 调频资源分布及市场需求

在南方电网统一调频控制区内划分调频资源分布区。第1阶段，建设南方区域统一调频市场(广东、广西、海南)，划分为广东、广西、海南3个调频资源分布区。根据电网主要断面控制要求，确定调频资源分布区之间的边界，其中，广东、广西调频资源分布区暂以两广交流断面为界，广东、海南调频资源分布区暂以海南联网双回联络线为界。设置广东、广西、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分别为QGD,L、QGX,L和QHN,L。

市场运营机构根据系统调频运行实际需要，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。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。

3.4 交易组织

日前调频市场交易主要流程设计如下：

a)12：00前，市场运营机构发布调频市场信息，包括但不限于：①具备参与调频市场资格的调频服务提供方；②运行日24 h各时段市场的调频容量需求；③发电单元调频里程报价上下限；④关于市场运营的其他要求。

b)10：00—13：00，调频服务提供方对运行日24个时段进行调频市场申报。

c)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。

d)16：00—16：30，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。

日内实时运行时，市场运营机构组织调频市场正式出清。正常情况下，调频市场开展以1 h为周期的日内正式出清，滚动计算未来3 h的出清结果，正式出清的完成应不晚于运行时段起始时间点的30 min前。

3.5 市场申报

调频辅助服务提供方以发电单元为单位参与调频市场申报，在竞价日申报运行日(竞价日的下一日)24 h各时段的调频里程价格，申报价格的最小单位是0.1元/MW。调频市场设置调频里程价格申报限制，调频市场技术支持系统对各发电单元的申报价格进行自动审核：对于超出限制范围的申报价格，系统自动识别为无效报价；对于未报价的发电单元，系统自动设置其报价为缺省报价，缺省报价的默认值为最低限价。

3.6 调频性能指标及里程排序价格

综合调频性能指标用于衡量发电单元响应电网调度AGC指令的综合性能表现，包括调节速率ka、响应时间kb和调节精度kc这3个因子。综合调频性能指标

k=λaka+λbkb+λckc,

(1)

式中λa、λb、λc分别为对应调频性能指标ka、kb、kc的权重系数。

为便于横向比较发电单元调频性能差异，每日组织交易前，将截至前一运行日24：00的发电单元最后多个中标时段的综合调频性能评价指标进行归一化处理。统一调频控制区内所有发电单元的综合调频性能评价指标中最大值为kmax，第i台发电单元的综合调频性能评价指标为ki，归一化之后的综合调频性能评价指标为Fi，

Fi=ki/kmax.

(2)

以Fi调整各发电单元的调频里程报价plc,i，作为调频里程排序价格p′lc,i，

p′lc,i=plc,i/Fi.

(3)

3.7 出清模型及定价原则

出清时按照调频里程排序价格由低到高出清，优先满足资源分布区内部中标容量下限的资源，其余容量纳入到区域市场同台竞争。满足分区内部容量下限的中标机组不参与定价，由满足全区域调频容量需求的最后一台机组(即全区域边际机组)确定出清价格。

出清目标函数为

min∑Sip′lc,i,

(4)

约束条件：

式中：Si为优化控制变量，机组中标时取1，不中标时取0；u为调频容量需求占统调负荷的比例，具体数值一般由调度机构确定，经验值为1%；Czb,Σ为区域中标总容量；Czj为区域装机容量；Czb,GD、Czb,GX、Czb,HN分别为广东、广西、海南机组中标容量；PΣ为区域统调负荷总需求；PGD、PGX、PHN分别为广东、广西、海南统调负荷需求。

3.8 安全校核

调度机构按照调管范围对日前预安排及日内正式出清各时段中标发电单元序列进行安全校核，校核条件包括但不限于：①满足各调频资源分布区调频容量需求、电力平衡等要求；②满足电网安全稳定约束要求；③满足水库调度约束要求，包括水电机组振动区、上下游电厂流量匹配约束等要求；④符合清洁能源消纳相关政策，不直接造成弃水、弃风、弃光风险，不直接增加弃水、弃风、弃光电量。未通过安全校核的发电单元，由所属调度机构从预安排发电单元序列中移出。

3.9 交易执行

调频市场正式出清第1个时段的结果用于实际执行，中标发电单元在对应中标时段的起始(结束)时刻，自动化系统自动切换其投入(退出)AGC自动调频模式，采用中标发电单元先投入、未中标发电单元后退出AGC自动调频模式的切换方式；第2、3个时段的结果用于与实时现货电能量市场、有偿调峰辅助服务市场的衔接。

3.10 调频市场运行考核

中标发电单元或临时征用的市场内未中标发电单元，出现下列情况之一的，扣除相应时段的调频里程和调频容量补偿：①在应提供调频服务时段内，未按照调度指令，擅自改变AGC状态的；②在应提供调频服务时段内，综合调频性能指标小于最低要求的；③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。

3.11 调频市场补偿费用计算

市场补偿费用分为调频里程补偿和调频容量补偿。调频里程补偿资金来源包括考核费用、市场缴纳费用和其他资金。调频容量补偿资金来源包括市场缴纳费用和其他资金。

中标发电单元在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频里程补偿。发电单元的调频里程补偿按日统计、按月结算，在第a个交易周期，比较发电单元在交易周期的综合调频性能指标平均值Ka与1，进而计算调频里程补偿Rlc,a，即：

(5)

式中：Rlc,m为月度调频里程补偿，变量符号用下标m表示月度结算值，下同；Da为该发电单元在第a个交易周期提供的结算调频里程；pa为第a个交易周期的调频里程结算价格；y为调频市场启动后的自然年数；n为月度交易时段数。临时征用的市场内发电单元，产生的调频里程收益按照其申报的调频里程排序价格结算。

现阶段，无现货市场省(区)和有现货市场省(区)所有提供合格AGC服务的发电单元AGC容量按照统一标准补偿；待现货市场成熟后，发电单元可考虑由预留AGC调频容量产生的机会成本作为容量补偿。未中标发电单元的补偿容量为前出力点在5 min内向上可调容量与向下可调容量之和，中标发电单元的补偿容量为实际提供的调频容量。发电单元月度AGC容量补偿

(6)

式中：Crl，j为该发电单元在第j个调度时段AGC补偿容量；tj为该发电单元在第j个调度时段调频服务时长；pAGC为AGC容量补偿价格标准；J为当月调度时段个数。

3.12 调频市场补偿费用分摊

区域调频市场产生的补偿费用分摊包括省间与省内之间的平衡，综合考虑省间及省内不同利益主体的诉求，同时要借鉴好的经验方法，才能推动和促进区域调频市场平稳起步。市场初期，调频市场费用分摊分为调频里程费用分摊和调频容量费用分摊。

3.12.1 调频里程费用

3.12.1.1 省内与省间分摊费用划分

每个交易时段，各省(区)内部中标发电单元产生的调频里程总收益中，与分布区需求下限容量占分布区总中标容量比例相匹配的部分，计入所在省(区)内部平衡，剩余部分，计入全市场范围平衡。计算式为

(7)

式中：Tlc,Σ,h为第h个省(区)调频里程总费用分摊，变量符号用下标h表示第h个省(区)的参数，下同；Tlc,sn,h为省(区)调频里程费用在省内分摊部分；Tlc,sj,h为省(区)调频里程费用在省间分摊部分；CΣ,h为省(区)调频容量总需求；Ch,b为省(区)第b个中标发电单元提供的调频容量；nh为省(区)中标发电单元数量；Qh,L为省(区)内部市场主体提供的调频容量占省(区)总需求比例的下限值；Glc,Σ,h为省(区)调频里程总收益。

3.12.1.2 缴纳方分摊费用计算

计入省(区)内部平衡的调频里程费用，由省(区)的调频市场补偿费用缴纳方按照月度上网电量等比例分摊；计入省间全区域范围平衡的调频里程费用，由全区域的缴纳方按照月度上网电量等比例分摊。计算式为

(8)

式中：Tlc,Σ,m,h,c为省(区)第c个补偿费用缴纳方应分摊的月度调频里程费用；Wh,c为省(区)第c个补偿费用缴纳方参与市场费用分摊的月度电量；mh为省(区)补偿费用缴纳方的数量；NA为纳入调频市场的省(区)数量。

3.12.2 调频容量费用分摊

调频容量补偿分为2个阶段：在现阶段，无现货市场省(区)和有现货市场省(区)所有提供合格AGC服务的发电单元AGC容量按照统一标准补偿；待现货市场成熟后，发电单元可考虑由预留AGC调频容量产生的机会成本作为容量补偿。区域内各省(区)市场主体产生的调频容量补偿费用，仅由省(区)的补偿费用缴纳方按照月度上网电量等比例分摊。计算式为

(9)

式中：Trl,Σ,m,h,c为省(区)第c个补偿费用缴纳方应分摊的月度调频容量费用；Trl,sn,m,h为省(区)月度调频容量费用在省内的分摊部分。不同类型的补偿费用缴纳方参与调频容量费用分摊的月度电量计算方式，与参与调频里程费用分摊的方式保持一致。

根据送、受电关系，不同类型的调频辅助服务补偿费用缴纳方参与调频里程费用分摊的月度电量Wh,c的计算方式为：①位于广东、广西、海南境内，只向本省(区)送电的缴纳方，按照月度上网电量参与调频里程费用分摊；②位于南方电网统一调频控制区内，以交流联网方式进行跨省送电的缴纳方，按照落地受电省(区)的月度电量参与调频里程费用分摊；③位于南方电网其他调频控制区，基于国家指令性计划、以“点对网”直流输电方式向调频市场范围内省(区)进行跨省送电的缴纳方，按照政府间框架协议计划外的跨省跨区市场化送电电量参与调频里程费用分摊；④用户侧按国家有关规定分摊调频里程补偿费用。

3.13 应急处置及补偿原则

当运行日出现因电力平衡紧张、断面约束矛盾严重等影响调频市场正常出清的情况，允许市场运营机构根据电网实时备用等情况采取调整调频容量需求及中标发电单元调频容量，调用未中标发电单元等措施，保障电力系统安全稳定运行。

调频市场因故暂停或中止交易期间，电力调度机构可在满足安全校核与运行实际需要的前提下，按有关规程对调频资源进行应急处置调用。对应提供调频服务的时段，可以最近一个交易日或相似交易日的同一时段的出清价格作为结算价格。

4 市场测算及出清算例

4.1 省间市场占比和省间市场资金规模测算

省间与省内市场的各自比例直接关系到参与全区域竞争的市场资金规模，也对各省(区)利益产生直接影响，如果兼顾不好，将引发各省(区)利益冲突和矛盾，对于区域调频市场平稳起步造成不良影响。另外，市场价格也会影响省间市场资金规模。

以A、B、C三省(区)组成的区域调频市场为例，假设区域调频市场价格与A调频市场价格一致，区域调频市场的调频收益按照负荷比例同比例增长(A、B、C负荷比例大约为4.5∶1∶0.2)。以2019年A调频市场情况为基准进行测算，调频市场总收益为9.63亿元，折算后区域调频市场总收益为11.95亿元。

当省间市场占比为x时，分别以省间竞争的中标机组序列全部为A机组、B机组或C机组﹝意味着一省(区)全部挤占了其他两省(区)省间竞争容量份额﹞3种情况进行分析，这样计算可以得出这3种情况下A机组、B机组、C机组分别多收益资金规模，见表1。

由表1可知，当省间市场规模从0到20%的过程中，三省(区)收益最大增加值均保持上升态势。

表1 不同省间市场占比情况下各省(区)收益最大增加量Tab.1 The maximum income increase of each province (autonomous region)under different provincial market shares

C收益最大增加值达到峰值，之后开始下降，但其他两省(区)则保持增加趋势。初期，为保持各省(区)之间利益均衡，减少省间利益冲突，建议省间市场占比设置为20%，之后视市场运行情况和各省(区)市场主体参与情况逐步扩大省间市场占比，提高省间优化配置强度，做到兼顾各省(区)利益和促进资源优化配置有序推进。

4.2 出清算例

假设A、B、C三省(区)的负荷比例大约为4.5∶1∶0.2，区域调频容量需求为1 250 MW，省间市场占比25%，即250 MW。初期，由于A地区最早开展调频市场建设，市场发育成熟，市场主体竞争能力较强，省间市场部分全部被A机组竞争获得，B、C机组仅获得省(区)内部最低中标下限部分。暂不考虑省间通道受限、清洁能源消纳困难等特殊情况，那么A、B、C各自省(区)内部最后一台满足需求的机组价格为8元/MW、10元/MW、12元/MW，实际中标量为1 000 MW、200 MW、50 MW，区域调频价格出清价格等于A省内边际机组价格。如图1所示。

4.3 试运行情况

2021年1月上半月，南方区域统一调频市场进行了第1次试运行，市场平均调频容量需求1 048 MW，其中，A、B、C调频需求分别为795 MW、218 MW、35 MW，共产生补偿费用7 578万元，其中调频容量补偿510万元，调频里程补偿7 068万元。A储能联合调频机组和B水电机组表现比较优异，在市场运营过程中取得了较大的竞争优势，这些都与预期目标相符。

总的来看，南方区域统一调频市场总体运行平稳有序，全面检验了规则的适用性和参数合理性，市场出清过程及出清结果满足设计目标。后续将继续做好试运行工作，通过更多场景(如大负荷、汛期等)来进一步校验交易组织、执行、结算、信息披露等全业务流程的市场运营情况，检验市场运营机构间工作衔接的规范性和协调程度。

5 继续深化和发展南方区域统一调频市场的政策建议

市场建设是一个不断发展和前进的过程，南方区域电力辅助服务市场还要继续加快完善电力辅助服务补偿(市场)机制，在此提出以下几点建议：

a)南方区域统一调频辅助服务要继续完善有关方案和规则条款，加快完成第1阶段和第2阶段建设任务，把调频市场扩大到南方区域五省(区)，促进调频资源在区域内进一步优化配置。

图1 区域调频市场出清算例Fig.1 Clearing example of regional frequency regulation market

b)逐步实现电力现货市场与调频市场的有序衔接。南方(以广东起步)电力现货市场已经于2020年8月完成全月结算试运行，未来将按照国家和地方要求转入长周期运行。根据国外市场建设经验和系统运行成本最优原则，统一调频市场应逐步由现阶段的分开出清优化转变为与现货电能量市场联合出清优化[15-16]。

c)进一步放宽市场准入门槛，引入更多新型市场主体和新技术、新业态。当前，南方区域统一调频辅助市场参与主体主要为火电、水电等常规类型机组，结构较为单一。为进一步提高系统调节性能，应放宽限制，逐步引入以需求侧资源[17]、电化学储能[18]为代表的新型市场主体。

d)推动建立中长期交易涉及的电力用户参与调频辅助服务分担共享新机制。国家发展改革委和国家能源局共同印发的《电力中长期市场交易基本规则》明确了电力市场用户交易价格中包含辅助服务费用，应按照新的文件精神，稳步推动中长期交易涉及的电力用户参与调频辅助服务费用的分担共享，挖掘用户侧提供调频辅助的积极性，扩大辅助服务补偿力度。

6 结束语

南方区域统一调频市场是全国首个启动建设的区域性质的调频市场，这是打破省间壁垒和进一步深化电力市场化改革的标志性成果，也为深化“十四五”南方区域电力市场建设做了有益的探索并奠定了良好基础。

概况起来，南方区域统一调频市场启动建设不是结束，而是电力辅助服务市场化的新里程碑。市场建设阶段方面，充分考虑了南方区域各省(区)目前的市场化程度和准备情况，从相对成熟且同步联网的广东、广西、海南三省(区)和相对独立的云南起步，逐步向贵州拓展；市场机制方面，全面兼顾了省间和省内利益平衡、水电和火电利益平衡，通过包容并蓄减少改革的阻力和矛盾，同时费用分摊也体现公平公正原则，一整套机制设计能够保障市场平稳起步。后续将在建设方案基础上完善出台具体规则细则，推动市场实质性运营，并在衔接南方(以广东起步)电力现货市场基础上研究设计南方区域备用辅助服务市场。