首页

1元到15元一兆瓦：调频里程定价正在重塑独立储能的收益表

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-27 21:24

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

调频里程的价格区间，正在成为储能项目收益测算表里最敏感的一行。2026年8月31日印发的南方区域调频细则（2026版）明确，调频里程申报价格区间为3至15元/兆瓦，出清上限15元/兆瓦，同时保留价格可动态下调至1元/兆瓦的机制；山东的调频里程申报区间为0.1至12元/兆瓦，上限12元；安徽9月1日印发的调频细则把里程报价区间设为1至6元/兆瓦；河南征求意见稿的上限为15元/兆瓦，福建修订版征求意见稿的区间为1至6元/兆瓦。同一个品种，各省的价格边界相差十几倍。

价格之所以重要，是因为辅助服务的定价方式正在整体更换。过去，调频、备用等服务的补偿标准写在“两个细则”里，本质是成本加成式的固定补偿；随着《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）确立品种框架，以及发改价格〔2026〕114号等文件完善价格机制，辅助服务开始转为市场化竞价。竞价带来的第一个直接变化，就是同一项服务在不同省份有了不同的价格，并随供需关系波动。

二次调频（AGC）的定价逻辑最能说明问题。市场主体报出里程价格后，并不简单按报价高低排序，而要乘以综合调频性能系数。以南方区域为例，综合排序指标k由调节速率、响应时间、调节精度三个分项构成，权重分别为0.5、0.25、0.25，上限为5；在k值基础上再形成综合调频性能系数m，上限为7.25。这意味着，性能指标越优的机组或储能电站，在同等报价下排序越靠前，实际结算收益也越高。规则还要求首次入市主体需完成连续8小时的AGC性能测试，技术门槛被直接写进了准入条件。

一次调频的价格口径与二次调频不同，通常按电量补偿。四川的一次调频补偿标准为200至1000元/兆瓦时区间，福建为600元/兆瓦时，低频调节场景可达800元/兆瓦时。这类服务对响应速度的要求最高，储能凭借毫秒级的功率响应能力，在这条赛道上具备天然优势。

备用与爬坡是两个正在被单独定价的新品种。华中东部的湖北、江西、重庆在2026年7月20日发布的征求意见稿中提出，备用容量补偿价格区间为5至120元/兆瓦时，按1小时为一段结算，独立储能准入规模不低于5兆瓦/10兆瓦时；福建的旋转备用补偿标准为10元/兆瓦时，参与现货的主体为50元/兆瓦时。爬坡品种方面，四川自2026年5月1日起执行40元/兆瓦的爬坡补偿；福建提出最高120元/兆瓦·天。爬坡服务的定价，本质上是为“新能源出力骤变”这一新型系统风险付费。

准入的门槛也在重新划定。四川要求独立储能不低于10兆瓦/20兆瓦时；山东要求调频主体规模不低于5兆瓦，且额定功率下的持续充放电时长不低于15分钟；华中区域的门槛为5兆瓦/10兆瓦时；安徽把调频市场的可调容量门槛从10兆瓦下调至1兆瓦；河南要求不低于10兆瓦且持续放电时长不低于2小时。门槛一升一降之间，透露出两种监管取向：既要保证调节能力真实可用，也要为中小主体打开参与通道。安徽还明确，把新型主体的中标比例提高至50%。

谁为这些服务买单，是另一个绕不开的问题。安徽的方案是调频费用主要由工商业用户承担，占比约90%，其余由未参与现货的上网电量分摊；福建在现货正式运行后，按发电侧0.9、用户侧0.1的比例分摊；山东对独立储能的运行成本补偿纳入市场运行费用；南方区域则规定，储能参与电能量市场的电量不参与辅助服务费用分摊。分摊比例的每一次调整，都会直接改变项目收益与终端电价的分配格局。

把2026年的时间线连起来看，规则更新的密度相当高：3月6日福建印发“两个细则”；5月1日四川三项辅助服务实施细则落地；7月20日华中区域备用与调频细则征求意见；8月5日河南征求意见；8月31日南方区域调频细则2026版印发；9月1日安徽调频细则印发，并计划10月开展模拟运行、12月进入结算试运行；9月20日福建修订版细则再次征求意见。省级细则的密集出台，说明辅助服务市场已经从框架搭建阶段进入价格试错阶段。

对独立储能投资而言，收益结构正在从单点走向组合：现货价差、调频里程、备用与爬坡补偿、容量补偿，四条收入线共同构成项目的现金流。调频里程的价格水平，直接决定高倍率储能电站的收益上限——以里程价格从6元/兆瓦降至3元/兆瓦测算，同等调用强度下的调频收入将直接减半。这也解释了为什么越来越多的储能项目在设备选型时开始强调倍率、响应时间与循环寿命，而不只是度电成本。

隐忧同样存在。里程价格具备向下调整的机制（南方区域可动态降至1元/兆瓦），意味着“抢里程”的高价窗口期不会长期持续；出清上限的存在限制了极端行情下的收益弹性；分摊机制向用户侧传导，容易在终端电价敏感期引发争议；容量与时长门槛的提升，则会淘汰一批规模偏小、性能一般的项目。对投资方来说，简单假设“调频收益长期维持高位”的测算模型，风险正在积累。

参与主体的结构，也在被这套定价机制重塑。过去调频市场的主力是火电机组，如今独立储能、虚拟电厂聚合商与用户侧可中断负荷陆续进场。不同主体在响应速度、持续时长与可用率上的差异，让单一价格难以公平反映实际价值，安徽、福建等地因此在里程报价之外引入性能折算系数，按实际调节效果对补偿进行修正。对用户侧资源而言，空调负荷、充电桩这类可中断资源的聚合参与，正在把辅助服务从发电侧的事情，变成全系统共同分担的事情。

从更长的周期看，辅助服务市场的成熟度，取决于三件事：性能系数能否真实反映支撑能力的价值，价格上下限能否随系统需求灵活调整，以及分摊机制能否在发电侧、用户侧与储能之间找到平衡。调频里程从1元到15元的价格区间，只是这场定价实验的开始。当储能资产开始按性能而非按容量获得收益，整个行业的竞争逻辑才会真正改变。

【文中信息及数据来源于】南方区域调频细则（2026版，2026年8月31日印发），安徽、福建、山东、四川、河南、华中区域电力辅助服务市场相关实施细则与征求意见稿，国家发展改革委、国家能源局《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）及相关价格机制文件。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙