12月14日，江蘇省發改委發布了《江蘇電力現貨市場建設方案（征求意見稿）》，該意見稿中，對于輔助服務，有以下一段總結：

2019年1月25日，深度調峰輔助服務市場正式試運行。2020年累計調用深度調峰機組1634臺次，同比增長90.4%，最大深度調峰容量435萬千瓦，平均調節深度達36%。2019年9月27日，啟停調峰市場正式試運行。2020年累計開市8天，實際調用燃氣機組70臺（套），最大提供短時頂峰容量477萬千瓦。2020年3月31日，調頻輔助服務市場進入試運行，日均參與調頻市場申報機組100臺，日均調頻里程35000萬千瓦。

江蘇省調頻市場競價開展以來，從早期的1元/MW左右市場出清價，已經下探至最低價附近，即：0.1元/MW。

如果按照0.1元/MW計算，即使假設所有的機組性能都能達到5，以日均調頻里程35000萬千瓦測算，則：

江蘇省日均調頻輔助服務里程總補償費用僅為17.5萬元（5×35000萬千瓦×0.1元/MW）。

若每月按30天計算，則月均調頻輔助服務里程總補償僅為525萬元。

這個數字實在是太少了。

12月初，中國華能江蘇淮陰第二發電儲能調頻項目開標，根據招標文件的內容，該項目：

√ 儲能建設規模10MW/5MWh；

√ 投標報價2048萬元；

√ 跟業主10年內的分成比例50%；

√ 每年給業主100萬的保底調頻收益、耗電費用等；

√ 儲能分為兩套5MW/2.5MWh的子系統，可分別與兩臺330MW的火電機組聯合運行，或一起與一臺330MW的火電機組聯合運行。

根據相關模擬計算的結果，以上330MW的機組，配置5MW/2.5MWh的儲能系統，按比較理想的情況分析，按照江蘇的算法，性能指標能達到10左右，日調頻里程5000MW左右，如果市場出清價一直維持0.1元/MW的話，則單臺機組日調頻里程收入為：

單臺機組日調頻里程收入=調節性能×調頻里程×調頻價格=5000元；

兩臺機組的日調頻里程收入為：1萬元；

假設全年投運300天，則全年收益300萬元。按50%進行收益分成，項目運營方實際獲得年收入：150萬元。

不考慮電費損耗，運行維護費用，財務成本等，此項目靜態投資回收期為13年（2048萬元/150萬元）。

另外，如果年運行時間少于300天，考慮其他運維成本、財務成本，顯然這個項目的投資回收期還會更長。給電廠保底的100萬調頻收益顯然也不是一個小數目，如果僅運行200天（收益200萬），五五分成后，也剛達到保底的水平。

如此不盈利，但江蘇的調頻市場卻不乏探索者，或許是參與者對未來有較大的預期：

首先，從以往經驗來看，每個區域的頭一批調頻項目，都取得了較好的盈利水平，投資者可能愿意相信相關管理部門會讓第一批項目有一定的盈利可能；

其次，目前江蘇省的調頻競價，目前不設性能門檻，所有具備AGC功能的機組均可以參與競價。有消息稱，未來有可能設定性能門檻，滿足一定性能才能參與競價，這樣可能會導致最終的市場清算價格上揚。

如果價格到達1元/MW，則上述項目在同樣假設條件下，年收益將達3000萬元，分成后，運營方收入將達1500萬，靜態回收期可達1.36年。

但是還需要注意到，除價格外，調頻性能不設上限，也是未來火儲聯合調頻項目的一大隱患。數學上的簡單調整，就可以使性能指標的影響大幅降低，比如廣東的K開m+1次方，華北電網取ln（k）值，山西電網最高限值8等。補償額過高，隨時都會有被調整的可能。

江蘇電網2020年7月份發布《江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則（試行）》后，開始進入競價試運行。目前競價后的市場補償情況，官方并沒有相關數據發布。

從2020年上半年的輔助服務市場補償情況來看，AGC調用補償374萬元，AGC基本補償8988萬元，AGC補償占總輔助服務補償費用的16%，月均AGC補償額為1560萬元（調用補償+基本補償），補償量少。


除最近發布的兩個火儲聯合調頻項目外（另外一個為：華潤常熟電廠火儲聯合調頻項目），江蘇省在鎮江、揚中等地投運了多個大型的電網側儲能項目，這些項目未來也將是調頻輔助服務市場的重要競爭者。

總的來說，江蘇省目前調頻盈利有限，投入火儲聯合調頻，有很大的風險，賭一個未來？