在“双碳”目标的引领下，我国新能源发电比例不断升高，对电力系统的灵活性要求也随之提高。由于新能源出力具有波动性与随机性，当它大量进入系统之后，系统的上下出力变化变得频繁且复杂，电力系统调节手段不足的问题日益凸显，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行的需求，需要通过市场化的模式增加市场竞争力、激发市场主体的积极性，辅助服务市场化建设的脚步随之加快。

调频辅助服务的概念

调频辅助服务是指电力系统偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力、减少频率偏差所提供的服务。调频辅助服务分为一次调频和二次调频，一次调频指当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力、减少频率偏差所提供的服务。目前，大部分地区的辅助服务市场中的调频辅助服务是指并网主体在一次调频以外，通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的二次调频辅助服务。

调频辅助服务市场的发展历程

随着电力市场的不断发展，调频辅助服务经历了由无偿到“两个细则”发布后的按事前定价、事后按调用量补偿的计划补偿手段，再到“中发9号文”的印发，各地正式进入了调频辅助服务市场的探索阶段。2018年，山西调频辅助服务市场进入正式运行，山东、福建、广东调频辅助服务市场启动试运行；2019年，福建、甘肃调频辅助服务市场计划进入正式运行，四川调频辅助服务市场计划进入试运行。随着《电力辅助服务管理办法》的印发，在调频辅助服务市场的不断完善下，目前我国已初步形成区域市场和省级市场共同发展的局面，南方区域实现了调频辅助服务资源在区域范围内的优化配置，各省级市场都在有条不紊地推进调频市场的进展。

市场没有做到真正的“同工同酬”

随着调频辅助服务市场的不断推进，现行的调频辅助服务市场机制并没有做到真正意义上的市场化。纯粹的市场化环境下，各市场主体应被一视同仁，享有同等的待遇。

一是不同电源类型里程补偿费用设置系数不一致。调频里程补偿和调频容量补偿作为调频辅助服务市场中重要的补偿形式，在我国福建、广东、蒙西采用二者结合的方式进行补偿，山西、山东、甘肃等地采用调频里程补偿的方式。调频里程补偿根据调频里程、出清价格、综合性能指标决定。但目前的市场中，湖北、江西、山东、重庆、南方区域（广东、广西、海南）省份中对不同电源类型设定了不同的系数。南方区域的水电和火电在调频市场中提供了相同的服务，但是在补偿费用中，水电只能拿到火电一半的补偿。山东对火电机组和储能设施设置了贡献率系数，火电机组AGC贡献率是1，储能设施的AGC贡献率是0.1。湖北、江西和重庆对火电、储能和风光三个类型的系数设置为1:0.8:0.7，导致市场主体提供同等数量的服务，却得到不一样的补偿费用。