按照《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43 号）规定，一次调频属于基本辅助服务，由发电机组义务提供，不进行补偿。
上月发布的《电力辅助服务管理办法》，虽然也提到基本辅助服务由并网主体义务提供，但并没有对服务品种进行硬性规定，这也为一次调频、基本无功调节等服务品种收费打开了一扇窗。山西省不愧为能源革命综合改革试点，率先在元旦前对《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》公开征求意见。
《电力辅助服务管理办法》对一次调频概念进行了扩充，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。快速频率响应由国网公司西北分布提出，2016~2017年完成试点验证，于2018年开展西北电网新能源场站快速频率响应功能推广应用工作。西北调控[2018]137号文从技术层面对快速频率响应进行了规定，提出了功能实现、试验测试、入网检测等各环节的要求，并给出了详细的性能指标。至于效果补偿、成本疏导等“钱”的问题，137号文就简单一句话：纳入“两个细则”管理，意味着免费提供。
独立储能不同于新能源场站，免费干活是不可能的。尤其是在调频领域，储能具有得天独厚的优势，燃气机组都不能望其项背。为此PJM专门设计了调频新产品：RegD，主要是由比如储能、可控负荷等资源提供，能够快速调节功率。截止2016年8月，PJM区域投运电网级储能占全美比例达到46%[1]。从市场效果上看，2017年，在所有资源中（包括煤电、水电、天然气、需求侧等），储能设备提供了PJM46.5%的调频需求[2]。近两年，FERC的841令、2222令也为储能参与更多市场、获取收益铺平了道路。
在诸多利好刺激下，美国储能市场装机增长迅速。根据 Wood Mackenzie Power & Renewables 最新的季度美国储能监测报告，2021 年第三季度，美国储能装机为1,140MW/3,515MWh，容量基本与2020年持平（1,464MW/ 3,487MWh），而2020年的数据又超过了2013 年~ 2019 年六年间的装机总量。欧洲、澳洲也有类似的情况。
我国储能要想取得健康发展，解决市场机制是根本，强配储能、共享储能终不是长久之计。事实上，最近两年出台的很多政策，比如第三方资源（包括储能）参与调峰、需求响应等，都是在进行这方面的探索。这次山西则更近一步，将原来免费提供的一次调频也纳入储能的收益范畴，值得点赞，。
该实施细则有如下要点：
1.竞价日（D-1日）组织市场交易，运行日（D日）可按照排序价格进行补充；
2.报价范围5~10元/MW；
3.一次调频容量需求，按照次日不具备一次调频能力的新能源场站预测最大发电出力的10%计算；4.市场出清根据各服务供应商的排序价格进行。将排序价格由低到高一次进行排序，直至满足一次调频市场需求。注意，此处的排序价格不是申报价格，而是申报价格除以历史调节性能指标。历史调节性能指标由响应时间、响应速率、响应精度三个子指标相乘得到。5.中标一次调频服务供应商按照其申报价格计算，计算其收益，即PAB模式（Pay-as-Bid），而不是边际价格。6.服务收益：取决于调节次数、调节性能、调节深度、申报价格；7.费用分摊：月度总分摊费用等于全月所有一次调频容量应获取的补偿收益之和，首先由“两个细则”中一次调频考核费用支付，不足部分由参与“两个细则”的发电企业按照当月上网电量进行分摊。
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