政策解读
2026年8月31日，南方电网电力调度控制中心印发《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（2026年版）》，自印发之日后的次月1日起执行，2025年版同时废止。
储能相关内容
建立申报容量奖励分机制，引导储能通过合理申报调频容量提升中标概率，同一调频资源分布区内储能按内部竞争得分排序；
建立调频里程申报价格下限动态调整机制，最低可降至1元/兆瓦；
调频市场日前预安排与日前现货电能量市场采用分步出清的方式衔接。
四省区调频资源分布区需求占比下限均为70%，原则上每年下调10%。
一、市场准入
细则明确，第三方辅助服务提供者包括独立储能电站、虚拟电厂及其他新型经营主体。独立储能电站须具备调度直控条件，以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。
技术门槛方面，独立储能电站以额定功率充电/放电同向指令持续响应时间不小于1小时，申报容量下限为5兆瓦(第三方辅助服务提供者申报容量下限为5兆瓦)。租赁/共享储能模式在市场注册前，租赁方与储能业主须就参与调频市场和收益分配达成一致意见。虚拟电厂代理资源不得包含由地市级及以上调度机构调管的独立储能电站。经营主体入市后参与交易应不少于90天，退出需提前15天报告。
二、交易申报
细则规定，区域调频市场采用日前集中竞价和预安排、日内统一出清模式。竞价日（D-1）09:30—13:00进行申报，以"报量报价模式"申报24小时各时段调频容量或调频容量比例，同步申报调频里程价格。
独立储能申报容量上限为min（额定功率，分布区调频容量需求×20%），下限为min（max（20%×额定功率，5兆瓦），分布区需求×15%）。
调频里程价格申报上限15元/兆瓦、下限3元/兆瓦，出清价格上限15元/兆瓦。价格下限可动态下调，每次下调0.5元/兆瓦，最低降至1元/兆瓦。第三方未申报即视为不参与，不设缺省值。
三、边际替代率系数
为体现独立储能电站之间的竞争差异，细则引入边际替代率系数Fm。
对独立储能电站调频单元，以归一化后的调频单元综合排序性能指标和边际替代率系数对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，计算公式为：独立储能调频里程排序价格=调频里程报价÷（Pi×Fm,i）。其中，Pi为第i个独立储能电站的归一化综合排序性能指标；Fm,i为第i个独立储能电站边际替代率系数。
四、出清机制
出清按调频里程排序价格从低到高依次进行，价格相同时优先出清归一化性能指标P值高的单元，P值相同时优先出清调节速率kI值高的单元。
在南方电网统一调频控制区内划分为广东、广西、贵州、海南四个调频资源分布区，各分布区调频容量需求占比下限均为70%，原则上每年下调10%。独立储能划归至并网点所在分布区。安全校核包含储能电站荷电状态约束。独立储能中标时段基准功率设定为当时的现货市场出清计划，未参与现货市场则为0。
五、性能评价
细则建立综合排序性能指标k和综合调频性能系数m两套体系。k用于出清排序，调节速率权重0.5、响应时间0.25、调节精度0.25，kI上限为5。m用于结算补偿，调节速率权重0.16、响应时间0.42、调节精度0.42，mI上限为7.25。
首次入市需通过性能测试，测试期间AGC连续投入8小时，测试期间调频里程不获补偿。出现擅自退出AGC超10分钟、不能提供足额调频容量等情形，扣除或不予相应时段补偿。
六、计量结算
调频里程补偿按日统计、按月结算，即实际调频里程、统一出清价格、综合调频性能系数三者之积。公式如下：
费用首先以考核费用等支付，不足部分由缴纳者分摊。现货连续运行地区由未参与电能量市场交易的发电侧上网电量和市场化用户用电量共同分担。
独立储能等"发用一体"主体按上网（下网）电量参与辅助服务费用分摊或分享，但储能电站参与电能量市场交易的发电侧上网电量不参与辅助服务费用分摊或分享。费用随次月电能量费用结算，差错退补追溯期不超过12个月。
七、调频与现货协同
独立储能可同时参与调频市场和现货电能量市场申报，但应综合考虑最大容量/最大电量限制，审慎制定申报策略。现阶段两市场采用分步出清、互为边界条件，待条件成熟后择机开展联合出清。
独立储能应严格执行现货出清计划和调频交易结果，加强荷电状态管理，确保留足调节功率及电量。因调频导致无法执行后续现货出清计划的，需申请退出调频市场；未及时申请造成现货偏差的，按现货规则考核。
八、生效与衔接
调频市场运行期间，相关经营主体暂停执行南方区域"两个细则"中二次调频辅助服务的AGC调节电量相关补偿条款。本细则自印发之日后的次月1日起执行，2025年版同时废止。
