调频主要是为了调节短时间内的能量不平衡，从而保证电网稳定。我国主要依靠传统机组，尤其是火电和水电进行调频，在没有水电的地区，则主要依靠火电。

相对水电和燃气机组来讲，火电调频能力是最差的。一方面火电机组频繁变换功率运行，会加重机组设备疲劳和磨损；另一方面环保压力限制了机组调节能力，机组频繁变功率运行很难控制排放物排放量，发电企业如果排放不达标，可能面临每年千万甚至上亿元的罚款。

从全球经验来看，储能做电力辅助服务是性价比最高的一种应用领域，可以弥补火电、燃气机组调频成本很高的现实。储能的最大优势是响应快，响应精确。电力系统调频的需求，就是调度在下发指令给调频机组的时候，它希望调频机组能很快的响应到位，储能特性能够很好的满足调频的需求。

2017年储能系统联合火电机组参与调频服务的模式得到快速推广应用，在华北区域，储能电力调频开始了商业化运营。根据CNESA研究部预测，储能应用于调频辅助服务领域的比例在2020年有望达到18%，2倍于现有的市场份额。

火电储能联合调频技术，采用储能系统和火电机组联合运行，构成新的电力调频电源，既解决了传统火电机组调节速率慢、折返延迟和误差大的缺点，又弥补了储能系统由于能量有限增加电网调频难度的劣势。

对于电力企业而言，此技术可使发电机组在保持平稳运行的同时大幅提高调频性能，有效降低机组磨损，增加机组安全性，同时为机组带来经济效益，帮助电力企业可持续发展。

然而，对于储能企业而言，最现实的问题是电费结算问题，储能参与调频后的钱该由谁出？这个在国内还没有统一的规定。国外主要是由用户买单，国内比较复杂，提供调频服务的是电厂，为储能调频买单的也是电厂。独立储能电站调频在技术上可行，但目前还需要解决并网、结算等多方面问题，与火电联合调频是把储能作为火电厂一部分，不用修改电网调度规则，不用单独为其制定一套办法和准则。

尽管储能调频价值显现，但是电力市场仍需要突破原有辅助服务补偿和分摊都在发电企业内部流通的局限性，构建公平的交易平台，这样储能才能公平地和其他主体进行竞争。储能调频性能是远超火电机组的。10MW的储能系统可以在1秒内精确调节最多达20MW的调频任务，而传统火电机组则需几分钟。二者相比，精度和响应时间相差50～100倍。据测算，储能调频效果是水电机组的1.7倍，燃气机组的2.5倍，燃煤机组的20倍以上。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，调频是比较特殊的领域，在储能属于高端应用，是最高级的一种辅助服务形态。近年来，储能参与调频逐渐被大家关注并认可，但由于目前国内电力市场体制不健全，所以储能调频面临的挑战也很明确。储能调频的优势在于能提升机组的KP值，传统机组调频获得的收益是KP值乘以价格，有储能的机组KP值会高，相应获得的收益也会高。同时俞振华也强调KP值计算规则的改变会对储能调频收益有较大影响。

当前，新一轮电改已经将辅助服务市场建设提到了重要位置，去年东北、山东、福建、甘肃、山西、新疆、河南和南方区域相继出台了一系列支持储能参与调峰调频的政策文件，这使得储能在辅助服务领域的应用持续升温。

但是储能仍缺少具体的价格机制和调度机制，目前全国采用的依然是各区域的《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》。据俞振华介绍，由于国内现货市场还未建立起来，目前储能参与调频按照上述两个细则进行，虽然提供了储能参与电力辅助服务市场的机会，但同时细则中的需求是人为制定出来的，自然会受到各方的限制，不是完全市场化的需求。

在没有现货市场情况下，辅助服务机制不健全，难以量化机会成本。俞振华强调，电量现货市场可以为煤电机组、燃气机组、水电机组、储能电站在系统内竞价交易，最后按着哪种辅助服务报价最低、效果最优，确定谁提供电量。当规模化的储能电站能够参与现货市场，对电价波动的抑制以及电网运行安全性都有一定的益处。只要市场化定价、市场化提供服务，储能就会有更多的发展空间。

从静态来讲，虽然调频市场是可预见的，唯快不破，但是从动态来看，随着新能源接入的增多，风电光伏的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧，调节量会越来越高，会需要更多更优质的调频资源，储能调频未来可期。

原文来源：北极星储能网