電力系統(tǒng)調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易實施細(xì)則

電力系統(tǒng)調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易實施細(xì)則

1總述

為構(gòu)建有效的南方（以廣東起步）調(diào)頻輔助服務(wù)市場（以下簡稱“廣

東調(diào)頻市場”）機制，保障市場成員合法權(quán)益，激勵發(fā)電企業(yè)提供更優(yōu)質(zhì)

的調(diào)頻輔助服務(wù)，保障電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行，制定本細(xì)則。

1適用范圍

本細(xì)則適用于電能量現(xiàn)貨市場運行后的廣東調(diào)頻市場運營及管理，根

據(jù)電力現(xiàn)貨市場進移逐步完善C

2引用文件

中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見

（中發(fā)〔2015〕9號）及其相關(guān)配套文件電力監(jiān)

管條例（國務(wù)院令第432號）

電網(wǎng)調(diào)度管理條例（國務(wù)院令第588號）

電網(wǎng)運行規(guī)則（試行）（GB/T31464-2015）電力

系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則（DL755-2001）廣東電力

市場運營基本規(guī)則（試行）

并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法（電監(jiān)市場〔2006〕43

號）

南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則（2017版I南方能監(jiān)市場〔2017〕

44（）號）

南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則（2017版）（南方能監(jiān)市

場〔2017〕440號）

中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度管理規(guī)程（中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司企業(yè)標(biāo)

;tQ/CSG212045-2017)

中國南方電網(wǎng)調(diào)度工作評價標(biāo)準(zhǔn)(2016版)(系統(tǒng)〔2016〕

35號)

南方電網(wǎng)調(diào)頻管理業(yè)務(wù)指導(dǎo)書(中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)

Q/CSG432029-2014)

中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度管理規(guī)程(Q/CSG2012045-2017)廣東電

力系統(tǒng)調(diào)度規(guī)程(Q/CSG-GPG212001-2011)

3術(shù)語定義

K調(diào)頻輔助服務(wù)：調(diào)頻輔助服務(wù)(以下簡稱“調(diào)頻服務(wù)，是指發(fā)電機二

次調(diào)頻備用容量以及第三方輔助服務(wù)提供者，能夠通過自動發(fā)電控制裝置

(AGO自動響應(yīng)區(qū)域控制偏差(ACE)按照一定調(diào)節(jié)速率實時調(diào)整有功功

率，滿足ACE控制要求的服務(wù)，其調(diào)節(jié)效果通過調(diào)頻里程衡量。

XAGC發(fā)電單元:AGC發(fā)電單元以AGC裝置為單位進行劃分，

一個AGC發(fā)電單元指電廠一套AGC裝置所控制的所有機組的總稱

(以下簡稱“發(fā)電單元”)

M調(diào)度端AGC基本控制模式：分為定聯(lián)絡(luò)線功率與頻率偏差控制

模式(Tie-lineLoadFrequencyBiasControl,TBC)定系統(tǒng)頻率控制模式(Flat

FrequencyControl,FFC)定聯(lián)絡(luò)線交換功率控制模式(FlatTie-lineLoad

Control,FTC)基于網(wǎng)省協(xié)調(diào)交互的定系統(tǒng)頻率控制模式(Coordinated

FlatFrequencyControl,CFFC\由南網(wǎng)總調(diào)統(tǒng)一調(diào)頻控制(Unified

FrequencyControl,UFC)模塊統(tǒng)籌計算、下發(fā)各調(diào)度機構(gòu)承擔(dān)的系統(tǒng)調(diào)頻

任務(wù)，調(diào)度機構(gòu)將調(diào)頻任務(wù)按照確定比例分解下發(fā)至調(diào)管電廠執(zhí)行。

4調(diào)頻里程：某時間段內(nèi)的總調(diào)頻里程為該時段內(nèi)發(fā)電單元響

應(yīng)AGC控制指令的調(diào)整里程之和。其中，發(fā)電單元每次響應(yīng)AGC控

制指令的調(diào)頻里程是指其響應(yīng)AGC控制指令后結(jié)束時的實際出力值與

響應(yīng)指令時的出力值之差的絕對值。

總調(diào)頻里程計算公式為:

D=jVJ

式中，Dj為發(fā)電單元第j次的調(diào)頻里程，單位為兆瓦，n為調(diào)節(jié)次

數(shù)。

出綜合調(diào)頻性能指標(biāo)：綜合調(diào)頻性能指標(biāo)（k）用于衡量發(fā)電單

元響應(yīng)AGC控制指令的綜合性能表現(xiàn)，包括調(diào)節(jié)速率內(nèi)、響應(yīng)時間k2

和調(diào)節(jié)精度k3三個因子。

調(diào)節(jié)速率kl,指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的速率。

響應(yīng)時間k2,指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的時間延遲。調(diào)節(jié)精

度k3,指發(fā)電單元機組響應(yīng)AGC控制指令的精準(zhǔn)度。各發(fā)電單元調(diào)頻性

能指標(biāo)計算公式見附錄1o

A運行日：本細(xì)則中涉及的“運行日”指發(fā)電單元投入

AGC運行，能夠產(chǎn)生AGC運行記錄的自然日。

X工作日：工作日，指不包含國家法定公休日和節(jié)假期的標(biāo)準(zhǔn)

工作日。

a競價日：運行日前一個工作日。市場主體在競價日進行報價，

電力調(diào)度機構(gòu)按照確定的規(guī)則進行市場預(yù)出清。

4市場成員

4.1成員分類

市場成員包括市場主體、電力調(diào)度機構(gòu)、電力交易機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)等。

其中，市場主體包括調(diào)頻服務(wù)提供者和調(diào)頻服務(wù)補償費用繳納者。

4.2調(diào)頻服務(wù)提供者

調(diào)頻服務(wù)提供者需具備以下基本條件:

4.4電力調(diào)度機構(gòu)

電力調(diào)度機構(gòu)包括南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣東電網(wǎng)電力調(diào)度控制

中心，廣州電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、深圳電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心(以下分別簡

稱“南網(wǎng)總調(diào)”“廣東中調(diào)”“廣州中調(diào)”“深圳中調(diào)”用

由能源監(jiān)管機構(gòu)指定的電力調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)廣東調(diào)頻市場運營，其他電

力調(diào)度機構(gòu)按調(diào)管范圍配合開展調(diào)頻市場相關(guān)工作。

4.5電力交易機構(gòu)

電力交易機構(gòu)負(fù)責(zé)調(diào)頻市場報價發(fā)電單元和獨立第三方輔助服務(wù)提

供者的注冊管理。條件成熟后，由廣東電力交易中心負(fù)責(zé)出具調(diào)頻等輔助服務(wù)

結(jié)算依據(jù)。

4.6電網(wǎng)企業(yè)

電網(wǎng)企業(yè)主要指中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司及超高壓輸電公司、廣

東電網(wǎng)有限責(zé)任公司、廣州供電局有限公司、深圳供電局有限公司。電網(wǎng)經(jīng)營

企業(yè)根據(jù)結(jié)算依據(jù)進行調(diào)頻服務(wù)費用結(jié)算。

4.7市場主體權(quán)責(zé)

市場主體的權(quán)利和義務(wù)：

Q)按細(xì)則參與調(diào)頻市場，提供調(diào)頻服務(wù)并獲得補償收益；

0服從電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)度指令，確保電網(wǎng)運行安全；

0)按規(guī)定繳納調(diào)頻服務(wù)補償費用；

④按規(guī)定發(fā)布和提供信息.，獲得市場交易和輸配電服務(wù)等相關(guān)

信息；

6)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務(wù)。

4.8市場運營機構(gòu)權(quán)責(zé)

市場運營機構(gòu)的權(quán)利和義務(wù)：

(1)組織和管理調(diào)頻市場交易；

(2)進行日前和日內(nèi)安全校核，按交易結(jié)果調(diào)用調(diào)頻資源；

(3)建設(shè)和維護調(diào)頻市場交易技術(shù)支持系統(tǒng)；

(4)緊急情況下中止市場運行，保障系統(tǒng)安全運行；

(5)按規(guī)定發(fā)布電網(wǎng)運行和市場運營的相關(guān)信息；

(6)提供調(diào)頻市場運營數(shù)據(jù)，由交易機構(gòu)出具結(jié)算依據(jù)；

(7)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務(wù)。

4.9其他調(diào)度機構(gòu)權(quán)責(zé)

其他電力調(diào)度機構(gòu)權(quán)利和義務(wù)：

(1)配合開展調(diào)頻市場交易，提供調(diào)頻服務(wù)數(shù)據(jù)；

(2)按照調(diào)管范圍，配合進行日前和日內(nèi)安全校核，按交易結(jié)果

調(diào)用調(diào)頻資源；

(3)按規(guī)定發(fā)布電網(wǎng)運行和市場運營的相關(guān)信息；

(4)法律法規(guī)規(guī)定的其他權(quán)利和義務(wù)。

5交易要求

5.1調(diào)頻市場參與方式

對于參與廣東調(diào)頻市場、但不參與廣東現(xiàn)貨能量市場的發(fā)電單元，在運行

日全天的交易時段內(nèi)，調(diào)頻容量不進行補償，調(diào)頻里程補償不參與市場定價，

作為市場價格接受者。

對于同時參與廣東調(diào)頻市場與現(xiàn)貨能量市場的發(fā)電單元，在運行日全天的

交易時段內(nèi)，調(diào)頻里程補償參與市場定價，對調(diào)頻容量及調(diào)頻里程進行補償。

5.2調(diào)頻服務(wù)技術(shù)要求

參與調(diào)頻市場的發(fā)電單元和第三方輔助服務(wù)提供者須滿足下述條件:

(1)按并網(wǎng)管理有關(guān)規(guī)程規(guī)定裝設(shè)AGC裝置；

(2)AGC性能指標(biāo)按發(fā)電單元為單位統(tǒng)計。電力調(diào)度機構(gòu)按日發(fā)布

發(fā)電單元的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)，以最近8個中標(biāo)小時計算綜合調(diào)頻性能指標(biāo)。廣

東調(diào)頻市場的準(zhǔn)入門檻為綜合調(diào)頻性能指標(biāo)不小于0.5,并視廣東調(diào)頻市場運行情

況調(diào)整。超過6個月未中標(biāo)的發(fā)電單元，可向所屬電力調(diào)度機構(gòu)申請測試綜合調(diào)頻性

能指標(biāo)，測試期間AGC應(yīng)連續(xù)8小時投入調(diào)頻模式；發(fā)電單元在AGC調(diào)節(jié)性能發(fā)生顯

著變化的，可向電力調(diào)度和用申請AGC試驗。測試與試驗期間，調(diào)頻里程與調(diào)頻

容量均不支付補償費用。

5.3廠級AGC參與形式

裝設(shè)廠級AGC的市場主體應(yīng)在日前報價時自行選擇以下兩種模式之

一參與廣東調(diào)頻市場，并須保證報價時選擇的AGC模式與實際投入模式一致，

且實時運行中原則上不允許更改：

0投入廠級AGC模式，以多機為一個發(fā)電單元參與廣東

調(diào)頻市場；

0投入單機AGC模式，以單機為一個發(fā)電單元參與廣東調(diào)頻市場。

5.4交易系統(tǒng)

廣東調(diào)頻市場交易系統(tǒng)作為電力市場交易系統(tǒng)組成部分，發(fā)電企業(yè)須

通過廣東電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)申報交易信息。

5.5交易人員

各發(fā)電企業(yè)進行市場注冊時，應(yīng)提交參與調(diào)頻市場交易人員注冊信息，交

易人員在廣東電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)中的報價行為視為所在企業(yè)意愿。

6調(diào)頻市場組織實施

6.1調(diào)頻資源分布區(qū)劃分

為確保系統(tǒng)備用分布合理和電網(wǎng)運行安全，根據(jù)電網(wǎng)主要斷面控制要求,

在南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)內(nèi)劃分調(diào)頻資源分布區(qū)。目前劃分為調(diào)頻

資源分布A區(qū)和B區(qū)，暫以南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)的兩廣交流斷面為

界。后期，可視系統(tǒng)運行情況調(diào)整調(diào)頻資源分布區(qū)劃分。

6.2調(diào)頻容量需求

電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)實際運行情況，每日組織交易前向市場主體發(fā)

布南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)及調(diào)頻資源分布區(qū)調(diào)頻容量需求值。實時運行

中，當(dāng)值調(diào)度員可根據(jù)系統(tǒng)運行需要修改，并按照本細(xì)則要求進行事后信

息發(fā)布。

6.3調(diào)頻容量申報

發(fā)電單元申報調(diào)頻容量，為防止調(diào)頻造成系統(tǒng)潮流分布大幅變化影響系統(tǒng)

穩(wěn)定運行，規(guī)定單個電廠的中標(biāo)發(fā)電單元調(diào)頻容量之和不超過控制區(qū)調(diào)頻容量

需求值的20%o發(fā)電單元申報調(diào)頻容量范圍的計算公式如下：

調(diào)頻容量申報上限=口山（發(fā)電單元最近8個中標(biāo)時段實測

調(diào)節(jié)速率X3分鐘，發(fā)電單元容量X15%,控制區(qū)調(diào)頻容量需求值的20%/

全廠申報發(fā)電單元數(shù)）

調(diào)頻容量申報下限二〃〃力（發(fā)電單元最近8個中標(biāo)時段實測調(diào)節(jié)速率

XI分鐘，發(fā)電單元可調(diào)節(jié)容量X3%）

其中，水電機組發(fā)電單元容量按當(dāng)前水頭對應(yīng)的最大出力計算。發(fā)電單元

可調(diào)節(jié)容量為具備AGC的發(fā)電單元可調(diào)節(jié)最大出力與最小出力的差值。

獨立第三方輔助服務(wù)提供者以其額定功率進行市場調(diào)頻容量申報。

6.4交易模式

調(diào)頻市場以發(fā)電單元的調(diào)頻里程和調(diào)頻容量為交易標(biāo)的。調(diào)頻市場交易

組織采用日前報價、E內(nèi)集中統(tǒng)一出清的模式）發(fā)電企業(yè)在日前對發(fā)電單元

進行運行日的調(diào)頻容量和里程價格申報，并將申報信息封存到實際運行

日，實際運行日以小時為周期集中統(tǒng)一出清。

6.5交易流程

調(diào)頻市場采用集中競價、邊際出清、日前報價、日內(nèi)出清的組織方式，

具體交易流程如下：

（1）每日12:00前，電力調(diào)度機構(gòu)發(fā)右調(diào)頻市場信息，包括

但不限于：可參與調(diào)頻市場的調(diào)頻服務(wù)提供者；次日24小時各時段調(diào)

頻控制區(qū)和調(diào)頻資源分布區(qū)的調(diào)頻容量需求值（MW）調(diào)頻市場的里程報

價上限；調(diào)頻市場申報開始、截止時間；調(diào)頻市場其他要求等。

Q）每日13:00前，發(fā)電單元對次日遂行調(diào)頻里程價格及調(diào)頻容量申

報。

0）在日前電能量市場形成的運行日機組開機組合基礎(chǔ)上，計算調(diào)

頻輔助服務(wù)市場的預(yù)出清結(jié)果，修改相應(yīng)發(fā)電單元的出力上、下限。

⑷日內(nèi)實時運行中，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)實際運行情況組織

正式出清，正式出清應(yīng)在實際運行時段起始時間點的30分鐘前完成。

6.6市場申報

調(diào)頻市場為全年全天運行的市場，各發(fā)電單元需每日向市場運營機構(gòu)提交申

報信息，遲報、漏報或不報者均默認(rèn)采用缺省值作為申報信息。發(fā)電企業(yè)以發(fā)電單元

為單位參與調(diào)頻市場，以每小時為一個時段，在日前申報次日的調(diào)頻里程價

格（單位：元/兆瓦）申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。系統(tǒng)耨對各發(fā)

電單元的申報價格進行自動審核，確認(rèn)申報價格是否在上限范圍以內(nèi)，對

于申報價格超出范圍的，系統(tǒng)自動識別為無效申報價格。市場主體通過調(diào)頻

市場技犬支持系統(tǒng)對所屬發(fā)電單元在運

行日內(nèi)進行調(diào)頻里程報價。在報價時間窗口內(nèi)：市場主體可以隨時更改報價信

息，最終報價以最后一次報價為準(zhǔn)。在報價截止時間前，市場主體沒有完成至少

一次報價，調(diào)頻市場技術(shù)支持系統(tǒng)默認(rèn)該市場主體所屬發(fā)電單元報價缺省值

為最終報價。

6.7報價調(diào)整

為便于橫向比較發(fā)電單元間性能差異，每天組織交易前將發(fā)電單元最近

8個中標(biāo)時段的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)平均值進行歸一

化處理。設(shè)第/臺發(fā)電單元的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)為自，其所屬的調(diào)

頻資源分布區(qū)內(nèi)所有發(fā)電單元的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)中最大值

為kmm3*x，歸一化之后的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)用〃表示，歸一化公式：

p.h

1k

max

歸一化之后，性能指標(biāo)最大值為lo

以歸一化后的發(fā)電單元綜合調(diào)頻性能指標(biāo)P將各發(fā)電單元的調(diào)頻里

程報價進行調(diào)整，作為調(diào)頻里程排序價格。調(diào)頻里程排序價格計算公式為：

調(diào)頻里程排序價格二調(diào)頻里程報價/〃

6.8日前預(yù)出清程序

7.8.1預(yù)出清程序

調(diào)頻市場日前預(yù)出清程序如下：

(1)根據(jù)各發(fā)電單元的調(diào)頻里程排序價格，以發(fā)電單元次日開停機

狀態(tài)為約束條件，從低到高依次進行出清，直至中標(biāo)發(fā)電單元調(diào)頻容量總和

滿足控制區(qū)及分布區(qū)調(diào)頻容量需求值。

(2)當(dāng)發(fā)電單元排序價格相同時，優(yōu)先出清P值高的發(fā)電單元；

當(dāng)發(fā)電單元P值相同時，優(yōu)先出清k值高的發(fā)電單元。

7.8.2安全校核

調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)按照調(diào)管范圍對預(yù)出清發(fā)電單元序列進行安全校核，

并將結(jié)果交由市場運營機構(gòu)匯總，校核條件包括但不限于：

(1)預(yù)出清涉及運行日各時段調(diào)頻需求容量、調(diào)頻資源分布區(qū)調(diào)

頻需求容量、總體及局部電網(wǎng)有功和無功平衡等耍求；

(2)電力系統(tǒng)穩(wěn)定約束要求；

(3)水庫調(diào)度約束要求，包括水電機組振動區(qū)、上下游電廠流量

匹配約束等要求；

(4)清潔能源消納相關(guān)政策執(zhí)行的安全保障，是否增加或造成棄

水風(fēng)險;

(5)市場準(zhǔn)入要求。

7.8.3預(yù)出清出清結(jié)果調(diào)整

對于不滿足以上安全校核條件的發(fā)電單元，需從預(yù)出清發(fā)電單元序列中

移出，并注明移出原因。因同一原因需移出中標(biāo)序列的發(fā)電單元，按照調(diào)頻里程

排序價格從高到低的順序移出；調(diào)頻里程排序價格一致的發(fā)電單元，按照綜合

調(diào)頻性能指標(biāo)從小到大的順序移出，若綜合調(diào)頻性能指標(biāo)相同，則按照上值從

小到大的順序移出。

若安全校核后預(yù)出清發(fā)電單元序列調(diào)頻備用容量不滿足系統(tǒng)運行要

求，或機組組合、電網(wǎng)檢修、安全約束條件、負(fù)荷預(yù)測、清潔可再生能源預(yù)測等邊

界條件發(fā)生變化，需對預(yù)出清發(fā)電單元序列進行調(diào)整，按調(diào)頻里程排序，介格由低

到高順序優(yōu)先征用，多個發(fā)電單元調(diào)頻里程排序價格相同時，優(yōu)先征用綜合調(diào)

頻性能指標(biāo)大的發(fā)電單元，若綜合調(diào)頻性能指標(biāo)相同，則優(yōu)先征用左值大的發(fā)

電單元。

6.9日內(nèi)正式出清過程

791正式出清程序

調(diào)頻市場日內(nèi)正式出清程序如下：

(1)考慮發(fā)電單元的供熱要求、AGC狀態(tài)、水電廠上下游流量及經(jīng)

安全校核后的發(fā)電計劃是否滿足發(fā)電單元調(diào)頻容量要求后，按照調(diào)頻里程

排序價格，從低到高依次進行出清，直至中標(biāo)發(fā)電單元調(diào)頻容量總和滿足本

時段控制區(qū)及調(diào)頻資源分布區(qū)調(diào)頻容量需求值。

(2)中標(biāo)發(fā)電單元調(diào)頻容量不超過發(fā)電單元標(biāo)準(zhǔn)調(diào)頻容量，任一電

廠中標(biāo)發(fā)電單元調(diào)頻容量之和不超過控制區(qū)調(diào)頻容量需求值的20%o

(3)當(dāng)發(fā)電單元排序價格相同時，優(yōu)先出清產(chǎn)值高的發(fā)電

單元；當(dāng)發(fā)電單元P值相同時，優(yōu)先出清k值高的發(fā)電單元。o

(4)最后一個中標(biāo)的發(fā)電單元排序價格為調(diào)頻市場的統(tǒng)一出清價

格。

(5)中標(biāo)發(fā)電單元在對應(yīng)中標(biāo)時段的起始(結(jié)束)時刻，自動化

系統(tǒng)自動切換其投入(退出)AGC自動調(diào)頻模式，采用中標(biāo)發(fā)電單元先

投入、未中標(biāo)發(fā)電單元后退出AGC自動調(diào)頻模式的方式。

7.9.2安全校核

調(diào)度機構(gòu)值班調(diào)度員根據(jù)系統(tǒng)實際情況，按照調(diào)管范圍對正式出清發(fā)電

單元序列進行安全校核，校核條件包括但不限于：

(1)單個發(fā)電單元中標(biāo)調(diào)頻容量滿足市場交易規(guī)則規(guī)定；

(2)正式出清發(fā)電單元序列中標(biāo)調(diào)頻總?cè)萘繚M足控制區(qū)及調(diào)頻資

源分布區(qū)調(diào)頻需求值；

(3)電力系統(tǒng)穩(wěn)定約束要求；

(4)水電機組振動區(qū)約束要求；

(5)清潔能源消納相關(guān)政策執(zhí)行的安全保障，是否增加或造成棄

水風(fēng)險。

7.9.2正式出清結(jié)果調(diào)整

對于不滿足以上安全校核條件的發(fā)電單元，需從正式出清發(fā)電單元序列

中移出，并記錄移出原因C因同一原因需移出正式出清發(fā)電單元序列的機組，

按照調(diào)頻里程排序價格從高到低的順序移出；調(diào)頻里程排序價格一致的發(fā)電單元,

按照綜合調(diào)頻性能指標(biāo)從小到大的順序移出，若綜合調(diào)頻性能指標(biāo)相同，則按

照k值從小到大的順序移出。

若安全校核后正式出清發(fā)電單元序列調(diào)頻備用容量不滿足系統(tǒng)要

求，需征用序列外發(fā)電單元補充出清容量。其中，按調(diào)頻里程排序價格由低到

高順序優(yōu)先征用，多個發(fā)電單元調(diào)頻里程排序，介格相同時，優(yōu)先征用綜合調(diào)頻

性能指標(biāo)大的發(fā)電單元，若綜合調(diào)頻性能指標(biāo)相同，則優(yōu)先征用4值大的

發(fā)電單元。

任一交易時間段內(nèi)，市場運營機構(gòu)值班調(diào)度員可根據(jù)需要安排臨時出清,

臨時出清觸發(fā)條件包括但不限于：

(1)安全約束無法滿足；

(2)調(diào)度機構(gòu)AGC異常；

(3)中標(biāo)發(fā)電單元AGC異常；

(4)系統(tǒng)調(diào)頻備用容量不足；

(5)中標(biāo)發(fā)電單元切換調(diào)頻模式不成功。

臨時出清的安全校核、發(fā)電單元移出、出清容量補充原則與

正式出清相關(guān)原則保持一致。任何時間段的出清結(jié)果以該時間段最后一次有效

出清為準(zhǔn)。出清完成后，各調(diào)度機構(gòu)值班調(diào)度員應(yīng)對調(diào)頻市場技術(shù)支持系統(tǒng)

發(fā)送至OCS系統(tǒng)的由清結(jié)果，以及中標(biāo)發(fā)電單元的AGC模式切換進行

確認(rèn)。

6.10未中標(biāo)發(fā)電單元調(diào)用

實際運行中，若所有已成交的發(fā)電單元仍不滿足系統(tǒng)調(diào)頻容量需求時，電

力調(diào)度機構(gòu)按排序價格從低到高依次調(diào)用報價未出清的發(fā)電單元，相關(guān)收益按

其申報的排序價格結(jié)算。

7調(diào)頻服務(wù)考核

7.1調(diào)頻市場中標(biāo)發(fā)電單元考核

調(diào)頻市場中標(biāo)發(fā)電單元或因電力系統(tǒng)運行需要調(diào)用未中標(biāo)發(fā)電單

元，出現(xiàn)以下情況之一的，將取消對應(yīng)中標(biāo)時段的調(diào)頻里程補償和調(diào)頻容量補

償。

0未按照調(diào)度指令擅自退出AGC裝置的。該時段調(diào)度機構(gòu)因調(diào)

頻容量不足征用其他未中標(biāo)發(fā)電單元，相關(guān)費用由退出AGC裝置的相

關(guān)責(zé)任方共同分?jǐn)?，不納入調(diào)頻市場費用分?jǐn)偂?/p>

0中標(biāo)時段內(nèi)提供調(diào)頻服務(wù)期間的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)k

小于0.5o

7.2并網(wǎng)發(fā)電單元AGC考核

所有投入AGC的未中標(biāo)發(fā)電單元，以15分鐘為統(tǒng)計周期，按附錄

3進行考核。

8結(jié)算與計量

8.1總體原則

調(diào)頻市場相關(guān)費用采用收支平衡、月清月結(jié)的方式結(jié)算。調(diào)頻市場的相

關(guān)費用分為補償費用（包括調(diào)頻里程補償、調(diào)頻容量補償）繳納費用、考核

費用三部分。

8.2調(diào)頻里程補償

中標(biāo)發(fā)電單元在調(diào)頻市場上提供調(diào)頻服務(wù)可以獲得相應(yīng)的調(diào)頻里程

補償。發(fā)電單元的調(diào)頻里程補償按日統(tǒng)計、按月進行結(jié)算，其月度調(diào)頻里程

補償計算公式如下：

n

氏月度調(diào)頻里程補償二Z（2xQixK?

i=l

其中，〃為每月廣東調(diào)頻市場總的交易周期數(shù)，D?為該發(fā)電單元在笫

，?個交易周期提供的調(diào)頻里程，為第i個交易周期的里程結(jié)算價格，K.

為發(fā)電單元在第i個交易周期的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)平均值。

8.3調(diào)頻容量補償

根據(jù)調(diào)頻市場主體參與廣東現(xiàn)貨能量市場的情況，按照不同標(biāo)準(zhǔn)進行調(diào)

頻容量補償,參與廣東現(xiàn)貨能量市場的發(fā)電單元按照上一個自然月的日前市場

平均節(jié)點電價減去各自的核定成本后進行結(jié)算，若小于零則不進行容量補

償，若大于零則按照以下公式進行補償：

A月度調(diào)頻容量補償調(diào)頻容量'(LM4日前一。核定成本》

I=1

〃

其中，刀為每月廣東調(diào)頻市場總的交易周期數(shù)，G調(diào)頻容量為第7

個交易周期中標(biāo)的調(diào)頻容量，"在汨前為上一個自然月的日前市場平均

節(jié)點電價，。核定成本為發(fā)電單元的核定成本。

8.4調(diào)頻考核費用

第8.2節(jié)的調(diào)頻市場考核費用按月進行統(tǒng)計和結(jié)算，在下一個月度電

量的電費支付環(huán)節(jié)兌現(xiàn)，月度總考核費用單獨進行平衡結(jié)算，按并網(wǎng)發(fā)電廠上

網(wǎng)電量及落地電量比例進行返還。并網(wǎng)發(fā)電廠月度考核結(jié)算費用等于該電廠

月度考核返還費用減去月度考核費用。當(dāng)出現(xiàn)結(jié)算費用為負(fù)數(shù)，且當(dāng)期發(fā)

電上網(wǎng)電費不足以抵扣結(jié)算費用時，不足部分在下月結(jié)算，以此類推，直至將

全部結(jié)算費用結(jié)清為止。

8.5調(diào)頻市場繳納費用

調(diào)頻市場補償費用按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，參照第

5.3條規(guī)定的市場費用繳納者，調(diào)頻市場補償費用扣減第8.1節(jié)的調(diào)頻市場考

核費用后，按照其月度抄見電量比例進行繳納。位于南方區(qū)域內(nèi)，以“點對網(wǎng)”

方式向廣東送電并接入南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)的電源，按照廣東落地電量比例

計算廣東調(diào)頻市場補償費用。

調(diào)頻市場補償率用繳納具體公式如下：

R市場用戶調(diào)頻市場費用1

°幻［嬲I二丁一

R=*「Qz?市場用戶x々調(diào)頻市場費用

。市場用戶1二"

z=l2J

L

其中：〃為每月廣東調(diào)頻市場總的交易周期數(shù)，Q"為第i個交易周

期內(nèi)本規(guī)則第5.3條第(1),(2X3X4)項規(guī)定的市場主體總上網(wǎng)電量(落

地電量)。沛場用戶為第i個交易周期內(nèi)市場化用戶下網(wǎng)電量，々調(diào)頻

市場費用為第》個交易周期內(nèi)的調(diào)頻市場補償費用，RQ1為本規(guī)則第

5.3條第(1\(21(3\(4)項規(guī)定的市場主體繳納費用，RQ市場用戶為

市場用戶繳納費用。

8.6計量依據(jù)

調(diào)頻服務(wù)計量的依據(jù)為：電力調(diào)度指令、調(diào)度運行控制系統(tǒng)

(OCS)等調(diào)度自動化系統(tǒng)采集的實時數(shù)據(jù)，以及電能量采集計

費系統(tǒng)的電量數(shù)據(jù)等。

9信息披露

9.1信息分類

市場信息按公開對象分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息

是指向社會公眾披露的數(shù)據(jù)和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的

數(shù)據(jù)和信息，私有信息是指特定的市場成員有權(quán)訪問且不得向其他市場成員披露

的數(shù)據(jù)和信息。

9.2信息披露原則和分工

電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)準(zhǔn)確、及時、完整披露調(diào)頻市場有關(guān)信息。由能源監(jiān)

管機構(gòu)指定的電力調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)廣東調(diào)頻市場信息發(fā)布工作，其他電力調(diào)

度機構(gòu)按調(diào)管范圍做好廣東調(diào)頻市場信息發(fā)布工作。

9.3信息披露

市場運營機構(gòu)應(yīng)通過廣東調(diào)頻市場技術(shù)支持系統(tǒng)，向所有市場主體披露

廣東調(diào)頻市場相關(guān)信息。

廣東調(diào)頻市場信息按時間尺度分為日信息及月度信息，內(nèi)容包括所有市

場主體名單、控制區(qū)調(diào)頻容量需求、分布區(qū)調(diào)頻容量需求、市場供給信息、市

場限價、市場出清價格以及其他按有關(guān)

規(guī)定應(yīng)當(dāng)發(fā)布的信息。

9.4日信息披露

日信息分為事前信息和事后信息。事前信息由調(diào)度機構(gòu)在組織交易前披

露，事后信息由調(diào)度機構(gòu)在下一個工作日12時前發(fā)

布。各發(fā)電企業(yè)如對日信息有異議，應(yīng)于發(fā)布之日的15時前向電力調(diào)度

機構(gòu)提出核對要求。

10市場干預(yù)

11.1市場干預(yù)條件一

有下列情形之一的，能源監(jiān)管機構(gòu)會同政府部門可以做出中止調(diào)頻市場

的決定，并向電力市場成員公布中止原因：

(1)調(diào)頻市場未按照規(guī)則運行和管理的；

(2)調(diào)頻市場交易規(guī)則不適應(yīng)電力市場交易需要，必須進行重大

修改的；

(3)調(diào)頻市場交易發(fā)生惡意串通操縱市場的行為，并嚴(yán)重鬃響交

易結(jié)果的；

(4)調(diào)頻市場技術(shù)支持系統(tǒng)(含調(diào)度運行技術(shù)支持系統(tǒng)、自動化系

統(tǒng)、數(shù)據(jù)通信系統(tǒng)等)發(fā)生重大故障，導(dǎo)致交易長時間無法進行的；

(5)因不可抗力不能競價交易的；

(6)調(diào)頻市場發(fā)生嚴(yán)重異常情況的。

11.2市場干預(yù)條件二

發(fā)生以下情況時，能源監(jiān)管機構(gòu)可對市場進行干預(yù)，也可授權(quán)市場運營機

構(gòu)進行臨時干預(yù)：

(1)電力系統(tǒng)或技術(shù)支持平臺發(fā)生故障、調(diào)頻市場相關(guān)系統(tǒng)技術(shù)

升級，導(dǎo)致市場無法正常進行時；

(2)電網(wǎng)出現(xiàn)電力平衡緊張、調(diào)峰困難、斷面約束矛盾嚴(yán)重等其

它必要情況；

(3)市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴(yán)重違約等情況導(dǎo)致市場

秩序受到嚴(yán)重擾亂。

市場干預(yù)的主要手段包括：

(1)根據(jù)電網(wǎng)實時備用等情況調(diào)整調(diào)頻容量需求及中標(biāo)發(fā)電單元

調(diào)頻容量，調(diào)用第三方輔助服務(wù)提供者(包括符合市場準(zhǔn)入條件的第三方輔

助服務(wù)提供者與發(fā)電單元聯(lián)合作為調(diào)頻服務(wù)提供者)調(diào)頻容量；

(2)制定或調(diào)整市場限價；

(3)調(diào)整AGC投入資格標(biāo)準(zhǔn)；

(4)暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。市場暫停期間所

對應(yīng)的結(jié)算時段，市場主體的補償費用以最近一個交易

日相同時段的調(diào)頻市場價格作為結(jié)算價格。

11其他

廣東調(diào)頻市場由能源監(jiān)管機構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)督與管理。廣東調(diào)頻市場試運行

期間，暫停執(zhí)行《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》《南方區(qū)域發(fā)電

廠并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》中AGC相關(guān)考核補償條款。

附錄1

調(diào)頻性能指標(biāo)計算方法

發(fā)電單元運行期間每次響應(yīng)AGC控制指令時，從調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時間、

調(diào)節(jié)精度三個方面對發(fā)電單元響應(yīng)AGC指令后的動作情況進行評價衡量,

具體如下。

一、調(diào)節(jié)速率kl

指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的速率，計算公式如下：

kl二發(fā)電單元實測速率/調(diào)頻資源分布區(qū)內(nèi)AGC發(fā)電單元平均標(biāo)準(zhǔn)

調(diào)節(jié)速率(p.u.)

其中，調(diào)頻資源分布區(qū)內(nèi)AGC發(fā)電單元平均標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率(p.u.尸

燃煤機組標(biāo)準(zhǔn)速率X分布區(qū)內(nèi)燃煤裝機占比+循環(huán)流化床機組標(biāo)準(zhǔn)速率

X分布區(qū)內(nèi)循環(huán)流化床裝機占比+燃?xì)鈾C組標(biāo)準(zhǔn)速率X分布區(qū)內(nèi)燃?xì)?/p>

裝機占比+水電機組標(biāo)準(zhǔn)速率X分布區(qū)內(nèi)水電裝機占比+其它類型機

組標(biāo)準(zhǔn)速率X分布區(qū)內(nèi)其它類型機組裝機占比。

燃煤機組標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率為額定容量的1.5%/分鐘，循環(huán)流化床機組標(biāo)

準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率為額定容量的1%/分鐘，燃?xì)鈾C組標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率為額度容量的

3%/分鐘，常規(guī)水電機組標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率為裝機容量的20%/分鐘，其它類型機

組按并網(wǎng)協(xié)議規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速

率

為避免機組發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令時過調(diào)節(jié)或超調(diào)

節(jié)，ki最大值暫不超過50二、

響應(yīng)時間k2

指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的時間延遲，計算公式如下：

k2=l■(發(fā)電單元響應(yīng)延遲時間/5min)

發(fā)電單元響應(yīng)延遲時間是指發(fā)電單元AGC動作與發(fā)電單元接到

AGC命令的延遲時間。

三、調(diào)節(jié)精度k3

指發(fā)電單元機組響應(yīng)AGC控制指令的精準(zhǔn)度，計算公式如

下：

k3=l-(發(fā)電單元調(diào)節(jié)誤差/發(fā)電單元調(diào)節(jié)允許誤差)

其中，發(fā)電單元調(diào)節(jié)誤差指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令后

實際出力值與控制指令值的偏差量，發(fā)電單元調(diào)節(jié)允許誤差為其額定出力的

1.5%。

四、綜合調(diào)頻性能指標(biāo)(k)

指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的綜合性能表現(xiàn)，計算公式如

下：

k=0.25X(2Xki+k2+k3)

不同時間周期內(nèi)發(fā)電單元綜合調(diào)頻性能指標(biāo)k的算術(shù)平均

值，即對應(yīng)統(tǒng)計周期內(nèi)的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)ko

附錄2

南方電網(wǎng)頻率控制區(qū)劃分

電力系統(tǒng)調(diào)頻輔助服務(wù)通過自動發(fā)電控制（AutoGenerateControl,

AGC）系統(tǒng)實現(xiàn)，調(diào)頻輔助服務(wù)的控制目標(biāo)是系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率偏差不超過

±0.10Hzo

南方電網(wǎng)劃分為南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)、廣西、貴州、海南和云南五個

頻率控制區(qū)，如圖1所示。其中，南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)采用網(wǎng)省協(xié)調(diào)交互

的定系統(tǒng)頻率控制模式（CoordinatedFlatFrequencyControl,CFFC%

南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)內(nèi)機組主要包括：廣東中調(diào)、廣州中調(diào)、深圳中

調(diào)調(diào)管的所有機組，及南網(wǎng)總調(diào)調(diào)管的廣東省內(nèi)機組（陽西、調(diào)順）和