本文通過測算得知，在江蘇60MW/240MWh儲能電站通過調峰及需求響應理想年收入約為798萬元（實際情況存在不確定性），調頻年收入預估為345萬元，合計收入可達1143萬元。

調峰輔助服務

2018年11月，江蘇能監辦會同江蘇省工信廳正式印發《江蘇電力輔助服務（調峰） 市場建設工作方案》和《江蘇電力輔助服務(調峰)市場交易規則（試行）》，并于2019年 1季度正式啟動江蘇電力輔助服務（調峰）市場試運行。

江蘇輔助服務（調峰）市場主要開展深度調峰交易和啟停調峰交易兩類交易品種。市場建設初期，深度調峰交易參與主體為燃煤火電機組、核電機組，啟停調峰交易參與主體為燃煤火電機組和儲能電站。后期將研究燃氣機組，風電、光伏電站等參與市場。

符合準入條件且系統規模在20MW/40MWh以上的儲能電站，可以直接注冊調峰輔助服務市場成員。儲能電站、綜合能源服務商不參與報價，優先安排啟停。

儲能電站、綜合能源服務商參照日前中標的啟停調峰折算單位電量最高價（PM），按照K2* PM標準對充（放）電容量予以結算，但不低于充放電損失。補償標準K2值由江蘇能源監管辦會同省發展改革委（能源局）確定后通過調度機構發布。

2019年10月1日，江蘇啟停調峰市場開始正式運行。此次啟停調峰市場試運行前，15家燃煤電廠、16家燃氣電廠、1家儲能運營商共計83臺發電機組參與國慶啟停調峰報價。經過投標，此次中標價格最低每千瓦0.4元，最高每千瓦0.6元。此次啟停調峰納入了儲能電站，10月1~4日期間，江蘇鎮江總容量達10.1萬千瓦的儲能電站合計為電網調節約52萬千瓦時電量，單日能為全省用戶送電約10萬千瓦時。根據市場內最高單位電量價格和政策補償標準，這4天儲能電站平均每千瓦時充/放電量可受益1.4元，共獲益約73萬元。

根據以往相關資料，啟停調峰市場運行主要集中在國慶及春節期間。如全年按照10天計算，每天1充1放，60MW/240MWh 系統在啟停峰交易期間充電量為2160MWh， 放電量為1987.2MWh，收益約為580.6萬元。

電力需求響應

2018年6月，江蘇省經信委印發《江蘇省電力需求響應實施細則（修訂版）》。文件鼓勵擁有儲能設施的用戶參與響應，對通過需求響應臨時性增加（填谷）負荷，促進可再生能源電力消納，執行可再生能源消納補貼。約定響應谷時段可再生能源消納補貼為5元/千瓦，平時段補貼為8元/千瓦。

截止2019年3月底，江蘇省已建成60座用戶側儲能電站，總容量97兆瓦/691兆瓦時；全省48座儲能電站已實時接入“用戶側儲能監控與互動平臺”，接入平臺儲能容量90兆瓦/649兆瓦時。截止2020年5月，江蘇省用戶側儲能容量共128兆瓦，若全部參與自動需求響應，預計每年可促進新能源電量消納84.48萬千瓦時，創造經濟收益464.64萬元。

根據以上數據，用戶側儲能參與填谷時間約6.6小時，60MW/240MWh系統可消納新能源電量396MWh，約217.8萬元/年。

調頻輔助服務

2020年6月30日，江蘇能源監管辦會同江蘇省發展改革委印發《江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則（試行）》，并于7月1日正式啟動電力輔助服務調頻市場試運行。根據文件，江蘇電力調頻輔助服務市場補償費用分為基本補償和調用補償兩類。基本補償標準Kagc為2元/MW；調用補償：依據調頻里程、調頻性能及里程單價計算，調頻里程申報價格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/MW，補償價格為全國最低。具體計算如下：

單次AGC指令調頻性能指標

綜合調性能指標

基本補償費用

調用補償費用

參考取值

總結

調峰及需求響應理想年收入約為798萬元（實際情況存在不確定性），調頻年收入預估為345萬元（出清價1元/MW），合計收入為1143萬元。

電源側典型項目

江蘇省鎮江101MW/202MWh電網側儲能項目業主為江蘇省電力公司，總投資6億，于2018年7月正式并網投運。電站主要面向電網調控運行，能夠滿足區域電網調峰、調頻、調壓、應急響應、黑啟動等應用需求，為當地電網迎峰度夏期間的安全平穩運行提供保障。

根據其中揚中三躍站(10MW/20MWh)3-5 月平均有功出力曲線，可以發現儲能電站平均處于充電狀態。6-8月平均有功出力曲線，反映7月之后用電增長，儲能電站平均處于放電狀態。丹陽站(12MW/24MWh)24h運行數據，電站每天2充2放，放電深度60%，40%備用：

丹陽站3個典型日運行狀況：