云南将争取2020年10月启动调频辅助服务市场模拟运行；从补偿、性能的计算方式，以及市场的组织形式看，都与广东调频市场规则十分相似；云南省目前的调频市场总规模小，调频服务主要承担者为水电机组；储能与机组联合调频，独立储能电站调频，从现有的市场条件看，机会有限。
9月21日，国家能源局云南能监办发布了“关于印发《云南调频辅助服务市场运营规则（试行）》的通知”，通知表明，争取2020年10月启动调频辅助服务市场模拟运行。
新发布的规则从性能、补偿计算方式、市场组织形式等方面看，与广东省的现行规则都十分相似，但这并不意味着又来了一个适合储能调频应用的区域。
政策层面对储能很友好
根据《云南调频辅助服务市场运营规则（试行）》，将云南调频市场的主要规则总结如下。
（1） 服务提供主体
根据运行规则，云南调频辅助服务市场的服务提供主体主要分为四类，储能可以通过与发电单元联合，或独立的形式参与调频辅助服务。
省级及以上电力调度机构直调并网发电厂，起步阶段，市场主体发电单元以厂级AGC模式参与市场
地市级电力调度机构调度的容量为30MW以上的风电场、10KV及以上并网的集中式光伏电站
储能等第三方辅助服务提供者与以上发电厂联合提供服务
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
（2）市场补偿规则
调频市场补偿分为里程补偿与容量补偿两部分。
里程补偿的计算
某一个交易周期内，发电单元的里程补偿计算为：
里程补偿=调节里程×调节综合性能×调频里程结算价格
容量补偿的计算
某一个调度时段内，发电单元的容量补偿计算为：
容量补偿=调节容量×AGC服务时长×调频容量补偿标准
其中：
未中标、未被调用的发电单元，容量补偿标准为：4元/MW；
中标、或因电网需求被调用的发电单元，容量补偿标准为：5元/MW；
调节容量为发电单元当前出力点在5分钟之内向上可调容量和向下可调容量之和。
里程补偿由性能、里程、市场价格决定，与按调频的效果付费的思路一致，是储能应用可以获得合理回报的前提。
（3）调频综合性能计算
调频综合性能由调节速率、调节精度、响应时间三个指标决定。
云南的性能计算与广东现行的计算方式如出一辙，但对于k1的最大限制值，以及k的决定方式，目前没有明确，发布的规则表示“需根据市场试运行情况确定”。
参考广东的计算公式：
K=0.5×K1+0.25×K2+0.25×K3，K1≤5
K≤3
云南未来的发电单元调频性能最大值大可能也为3左右。
（4）市场组织与竞价
云南调频辅助服务市场的组织与竞价规则也与广东类似，全天分为24小时竞价。
里程报价上下限分别为：3元/MW，8元/MW，最小申报单位0.1元/MW（广东分别为5.5元/MW，15元/MW）。
另外，发电单元的报价同样要经过归一化指标的处理，报价转变为排序价格，使用排序价格参与市场出清。
归一化指标P=发电单元综合性能/系统中综合性能最大值
发电单元最终在系统中竞价时的排序价格为：
排序价格=报价/P
现有的市场运行情况，储能应用空间有限
虽然政策上与广东类似，但从目前的云南省的辅助服务市场开展的情况来看，储能产商是否要进入，需要谨慎思考。
（1）云南AGC调频辅助服务补偿量低，备用是最主要的辅助服务
2020年1-6月，云南调频辅助服务总费用4225万元，月均704万元，补偿量很低。
另外，云南省辅助服务补偿总费用2020年1月-6月间，平均每月为3365万元，辅助服务总补偿盘子也不大。
另外，云南辅助服务总补偿中，备用补偿（包括冷备用和旋转备用），占比为60%，是最主要的辅助服务类型，对于备用，电网的需求量更高。
（2） 云南调频辅助服务主要由水电提供，火电机组主要承担备用服务
2020年1月-6月间，云南调频辅助服务月均补偿704万元，其中火电机组月均补偿为63万元，仅占调频补偿总量的9%，云南的调频辅助服务主要由水电提供。
另外，100%的冷备用以及42%的旋转备用补偿费用由火电机组获得，备用（含旋转备用及冷备用）是火电机组最主要的辅助服务类型。
（3）南网统一调频辅助服务市场后，云南将作为独立的子市场运行
南网统一调频辅助服务市场的规划中，云南将作为独立的子市场之一运行。
云南的调频辅助服务不会与广东等区域一起进行补偿计算，因此云南调频辅助服务市场总容量（补偿量）是否有增长，将主要取决于新规则试行后的云南市场情况。
云南是新能源装机及发电大省，70%的发电量都来自新能源，尤其是水电发电占比很高，水电的一次调频响应速度快，并且承担了大部分AGC调频任务，同时水电厂的考核费用也是火电厂旋转备用补偿的主要费用来源。
从现有的情况看，新政策的实施不会给火储联合调频带来较大的市场预期，独立储能调频电站是否有机遇，还得看市场的放开程度。
