新能源消纳压力下，电网辅助服务费用，早已从储能电站的“额外收益”，变成能源转型下的生存刚需。比如，1座100MW/200MWh的储能电站，在甘肃，每年可获得容量补偿100000kw*330元/kw=33000000元。

2025年，电网调峰调频需求同比激增42%，储能一跃成为电网“稳供”的核心抓手。目前，全国已有超20省市明确辅助服务补贴标准，成了储能项目的“标配收益”。

这笔钱，是“躺赚”还是“苦赚”？

全国辅助服务政策标准不同，具体补贴项目与要求也不同，所以，要获得最大化收益，一要选好区域，二要做好技术。

调频里程补偿=单次调用功率×单次调用时长×里程单价（单位：元/kWh）。

调频性能补偿=调频里程补偿×K值。

容量补偿=储能额定功率×补偿标准×投运率。

碳索储能网整理了甘肃、山西、内蒙古等8省的辅助服务相关政策规定

区域价差超30倍 选对区域等于赢在起跑线

1.里程单价（按调用量结算的核心收益）

高收益区：内蒙古（0.41元/kWh）、山西（0.15元/kWh），这两地的里程单价是重庆（0.012~0.018元/kWh）的23~34倍，短期调用收益优势极强；

中收益区：甘肃（0.027~0.03元/kWh）、河北（0.028元/kWh）；

低收益区：山东（0.015~0.0225元/kWh）、重庆（0.012~0.018元/kWh），这类区域需依赖高调用频率才能覆盖成本。

2.性能系数（K值：放大/缩小收益的乘数）

甘肃、内蒙古、河北设置了K值考核：

甘肃K值基础为2.0，达标可升至3~6（最高能让收益翻3倍）；

内蒙古要求K值≥1.5，未达标可能失去性能补偿；

河北K值固定为1.2，收益乘数相对稳定；

值得注意的是，山西随未设定性能系数，但K值考核严格（不达标扣50%收益），更适配“超级电容+锂电”的混合储能项目。

3.容量补偿（按装机容量结算的固定收益）

甘肃最高（330元/kW・年）是新疆（50~80元/kW・年）的4~6倍，相当于100MW储能项目，在甘肃每年能多拿约2500万元固定收益。

收益越高，考核越狠

这是行业铁律。储能设备自身“够不够硬”，直接决定其配适哪些区域。

强约束型：

山西：K值考核严格，不达标直接扣50%收益，对调频响应精度要求极高；

内蒙古：响应时间≤1秒+K值≥1.5，需储能系统具备极强的实时调节能力；

甘肃：全年投运率≥90%+响应达标率≥95%+需参与双市场，要求项目全年高可用性。

弱约束型：

河北：仅要求AGC可用率≥95%，属于行业基础标准；

山东：储能占比限制18%但细则未落地，当前约束性较弱；

重庆、新疆：未明确核心考核指标，规则暂时偏宽松。

不同项目的“区域适配表”

高收益+严考核（内蒙古、山西）：适合技术实力强、能稳定满足响应/精度要求的大型储能运营商，可通过高单价快速回收成本； 中收益+稳考核（甘肃、河北）：适合追求收益稳定性的项目，容量补偿+基础考核能平衡风险与收益； 低收益+弱约束（山东、重庆）：适合本地资源丰富、运营成本低的中小型项目，依赖规模效应摊薄成本； 固定收益为主（宁夏、新疆）：适合装机规模大、但调用频率不确定的项目，容量补偿可保障基础收益。

从“挣政策钱”到“挣能力钱”

从长远看，储能辅助服务的“收益蛋糕”还将持续扩容。

一方面，随着新能源装机占比突破，电网对调频、调峰等辅助服务的需求会进一步激增，叠加全国统一电力市场建设提速，跨区域辅助服务交易的放开将打破当前“区域价差”的壁垒，高收益区域的市场空间会向技术型企业进一步倾斜；

另一方面，AI、储能云平台等技术的渗透，会让“性能系数”“响应时间”等考核指标的达标难度降低，更多项目的得以获得辅助服务费。

现在的“容量补偿”是政策红利，但未来必然转向市场化定价——

技术硬的项目，既能靠高 K 值拿 “性能收益”，也能凭快响应吃 “跨区域调用红利”。多场景适配的项目，既能做调频也能做调峰，甚至参与备用电源市场，把“单一收益” 变成 “多元现金流”。

而那些只靠“政策补贴躺赚” 的项目，会随着市场成熟被逐步淘汰 —— 毕竟，电网需要的是 “能干活的储能”，不是 “占着坑的铁疙瘩”