儲能技術主要是指電能的儲存。儲存的能量可以用做應急能源，也可以用于在電網負荷低的時候儲能，在電網高負荷的時候輸出能量，用于削峰填谷，減輕電網波動。能量有多種形式，包括輻射，化學的，重力勢能，電勢能，電力，高溫，潛熱和動力。 能量儲存涉及將難以儲存的形式的能量轉換成更便利或經濟可存儲的形式。

本文通過對兆瓦級儲能調頻項目概況進行統計分析應用現狀，重點針對選型因素分析不同類型儲能與調頻相關的參數特點；從已應用的4種儲能調頻運行模式出發，分析應用區域現有的與其模式相關的政策與市場需求；基于國內外調頻輔助服務市場現狀調研，分析調頻服務不同計量方法、政策規則對儲能調頻商業化應用的影響。最后，結合上述研究結果從3個角度出發對如何促進中國儲能調頻商業化應用提出建議。

0. 引言

為減少碳足跡和保障能源安全，世界各國著手制定后化石能源時代能源結構轉型戰略[1-3]，因而快速發展的電力系統中可再生能源比例逐步提高。隨著新能源發電的高比例滲透，傳統發電機組占比減少，電網面臨調頻資源減少，頻率特性日益惡化的結構性困境，調頻容量不足的問題凸顯[4-5]，尋求新型調頻手段輔佐傳統機組提升電網整體調頻能力成為研究熱點[6-7]。儲能系統具有快速響應、精確跟蹤與優異功率-頻率特性，在電網調頻領域應用備受業界關注[8-10]。

調頻輔助服務為全球規模化儲能示范項目開展最多的三個應用領域之一[11]，近年迅猛發展。同時儲能在電網調頻輔助服務領域應用最接近商業化運營[12-14]。美國、德國、英國及中國等依據各自能源結構特性、市場需求及政策激勵機制等，積極開展與推動儲能在調頻領域示范應用及研究。兆瓦級儲能調頻示范工程已由2014年的近50項發展至當前的160余項，涉及類型由電化學儲能、物理儲能拓展至相變儲能、氫儲能，滲入發電、配電和用電環節。

隨著規模化儲能調頻示范工程廣泛開展，各國調頻市場需求特點、儲能選型、儲能調頻的市場介入形式等決定性因素將衍生的投資方式，以及示范應用與研究中關鍵技術點，成為各界關注的焦點。

本文目的在于從若干角度，梳理國內外規模化儲能調頻示范項目基本概況、運行模式及影響因素，對儲能調頻示范項目處于領先地位的國家進行市場規則調研，為中國相關項目投資與運作提供決策依據及建議，促進儲能在電網調頻領域的商業化應用。

1. 國內外兆瓦級儲能調頻示范工程基本概況

根據容量規模(rated power)和服務/應用場景(service/use case)對美國能源局(Department of Energy, DOE)全球儲能項目數據庫[15]截止到2016年10月31日的統計數據進行篩選，所得除抽水蓄能外應用于電力系統調頻的兆瓦級儲能工程共計164項，其中包括已聲明/簽約/在建項目。

將上述兆瓦級調頻儲能分為物理儲能、電化學儲能、電磁儲能、氫儲能和相變儲能。物理儲能包括飛輪儲能、壓縮空氣儲能、液態空氣儲能、重力儲能。根據統計可得上述調頻儲能工程技術類型基本構成情況如圖 1所示。

圖1兆瓦級儲能調頻工程類型基本構成

Figure1.Category structure of frequency control-applied megawatt-scale energy storage projects

由圖 1(a)可知，兆瓦級儲能調頻工程中，物理儲能項目數少、單項容量大，電化學儲能項目數逾百、單項容量小，氫儲能、相變儲能的調頻規模應用則顯稀少。此外，綜合圖 1(a)，(b)，(c)可知，項目數最多的電化學儲能中鋰離子電池占據全部電化學儲能調頻項目73%，物理儲能裝機容量接近全部兆瓦級調頻儲能容量50%，以飛輪儲能、壓縮空氣儲能項目數居多。

兆瓦級儲能調頻項目數及容量在各地區分布情況如附錄A圖A1所示。其中美國兆瓦級儲能調頻項目數和裝機容量均以顯著優勢領跑，意大利、德國、英國近幾年有較快發展趨勢，韓國和日本相關項目于2015——2016年受到重視，中國則每年以平穩速度推進示范應用。

2. 國內外兆瓦級儲能調頻示范工程應用概況

2.1 各技術類型儲能調頻示范工程

為分析實際調頻項目中儲能類型結構變化趨勢，將前述164項工程數據按投運時間統計為2014年前、2014年至2016年之間、2016年后三個時期。同時為了解電化學儲能子類結構，將全部儲能劃分為物理儲能、鋰系電池儲能、非鋰系電池儲能、超級電容器、相變儲能和氫儲能，再進行二級結構剖分得到圖 2。圖中：其他鋰離子電池指DOE統計資料未給明具體類型的鋰離子電池; 百分比有舍入誤差。

圖2兆瓦級儲能調頻工程具體類型結構圖

Figure2.Detail category structure of megawatt-scale energy storage projects applied in frequency control

1) 鋰系電池為兆瓦級儲能調頻應用主流類型，三個時期分別占據全部項目數59%，77%，52%，其中鈦酸鋰、磷酸鐵鋰電池在2014年之前占據鋰離子電池調頻項目半壁，隨后三元材料鋰電池興起。

2) 非鋰系電池的鈉硫、鉛酸電池在該類調頻用儲能中具有前期優勢，2014年之后二者新投項目比重開始減少; 同時鉛炭電池、鈉-氯化鎳電池儲能涉入調頻，未來投運項目比重分別占據6%和3%;近年液流電池比重則有所上升，未來投運項目占6%。

3) 儲能技術類型呈多元趨勢。未來重力儲能、氫儲能等新興儲能技術將在調頻服務領域嶄露頭角。

為探究調頻儲能類型結構呈上述特點及趨勢原因，需分析儲能技術特點、調頻服務所考慮選型因素。

2.2 兆瓦級儲能調頻應用選型因素

一次調頻為機組調速器及負荷特性自發吸收電網高頻低幅負荷波動以減少頻率變化，時間尺度為秒級至分鐘級，二次調頻即自動發電控制(AGC)調頻由機組跟蹤AGC指令以平抑區域控制偏差，時間尺度為分鐘級。因此儲能系統提供頻率調節服務時，充放時間短且次數多，屬于功率型應用，對循環壽命及短時功率吞吐能力要求較高。

其中AGC調頻要求調頻源進行快速功率爬坡以較大出力迅速跟蹤AGC指令，因此電池類儲能需具備高倍率特性。此外，還需考慮儲能安全性、功率密度、成本、轉換效率等特點。表 1列出已應用于調頻的幾類儲能上述相關參數及特點[16-19]。

表1調頻應用儲能的參數及特點

Table1.Parameters and traits of energy storage in frequency regulation application

結合表 1及資料文獻，磷酸鐵鋰電池技術成熟，但批次穩定性及低溫性能缺陷[20]使得電池組較單體循環壽命有所折扣。鈦酸鋰電池具有高倍率特性，前景較廣。三元鋰離子電池可根據需求調制正極材料，一致性好且循環壽命不遜于鋰離子電池，在調頻領域興起。鈉硫電池倍率特性差，運行時需高溫溶解鈉硫，安全隱患堪憂，投運放緩。

液流電池雖然成本高昂且自放電率較高[21]，但上萬次循環壽命仍吸引項目投運。鉛炭電池屬電容型改性鉛酸電池，即在鉛酸電池負極引入高電容活性炭材料，改善循環壽命和功率密度。

飛輪儲能充放電次數幾乎不受限，現有兆瓦級調頻項目少歸因于高昂成本。壓縮空氣儲能單位造價與抽水蓄能相近，與其相比，非補燃型壓縮空氣儲能則可實現零碳充放[22]。

綜上所述，具備關鍵性能優勢的鋰離子電池未來一段時間仍將是調頻用儲能首選。此外，隨著改性電池如鉛炭電池及新型儲能的關鍵材料研發和批量生產，其成本降低，商業化調頻應用也將逐步擴大。

3. 國內外兆瓦級儲能調頻運行模式

3.1 國內外兆瓦級儲能調頻運行模式分類

儲能調頻滲入發電端、輸配環節、需求側，依運營商需求協同配套電源或獨立并網提供調頻輔助服務，按運行模式分為以下四類。

1) 輔助傳統電源調頻

儲能系統裝設在發電廠以輔助單臺或多臺火電機組參與AGC調頻，在調節延時、超調、反調等情況下執行不同充放策略[23]改善目標機組AGC性能。二者動作時機整定配合應避免能量對沖，技術實現取決于依據調節效果及補償機制設計的指令分配方法和能量管理策略。

2) 依托大規模新能源參與調頻

大規模風光并網輔設儲能進行波動平抑實現高比例消納，儲能系統通常可多功能切換，包括響應調度指令跟蹤[24]參與調頻，以實現能量的就地存儲周轉，提高能源系統運行效率和可靠性。

3) 輸配環節獨立并網調頻

儲能作為獨立主體不依托于其他能源，從輸配環節特別是配電網絡獨立并網調頻，減少調節區域控制偏差時供受區域間聯絡線損耗并緩解擁塞。該模式下先行擬定儲能并網技術標準、規范拓撲結構尤為重要，各級調度機構需對區域網絡功率流及可能的運行方式變化預想決策并及時調整。

4) 需求側分布式儲能集群調頻

分布式儲能集群協調控制以用戶——調控中心之間交互信息流為基礎，聯接多個戶用儲能集成虛擬儲能系統參與頻率控制服務，通過家庭能量管理策略[25]提高運行效率及虛擬集容量儲能系統的調頻可用率。

3.2 國外兆瓦級儲能調頻市場需求與運行模式選擇

部分國家和地區在上述4種運行模式下兆瓦級儲能調頻項目分布如圖 3所示。資料中未指出并網環節的項目未計入其中。

圖3部分國家地區各運行模式兆瓦級儲能調頻項目分布

Figure3.Numbers of megawatt-scale storage projects with distinct regulation modes in several regions

由圖 3縱向比較，輸配環節儲能獨立并網、依托大規模新能源調頻應用地域分布最廣，輔助傳統電源調頻次之。分布式儲能集群調頻僅美國、德國已投運兆瓦級項目。

橫向比較，美國和德國的儲能調頻運行模式應用全面覆蓋且項目較多。國內除分布式儲能調頻外，其余運行模式均有兆瓦級示范項目。英國、意大利、韓國和日本以儲能從輸配環節獨立并網為重，西歐、北歐則以配套新能源模式為主。

1) 美國

為公允地反映不同電源調頻性能價值和貢獻度，美國聯邦能源監管委員會(FERC)755號法規[26]頂層市場規則設計要求區域市場出臺計及效果的AGC輔助服務補償機制，將考慮性能的里程(MW-Mileage)報價與容量報價結合為兩部制報價。調頻性能劣勢的燃煤機組綜合報價經效果評價算法調整后排序價格不具優勢，或撤出調頻市場投標容量或增資建設高性能機組，致使輔助服務收入減少或固定成本增加。而現有機組加裝兆瓦級儲能系統輔助調頻改善性能，可增加投標競爭力同時節省建設投資。由上述，AGC市場電源需求結構變化激勵發電端儲能引入，圖 3中美國火電機組裝設儲能以改善AGC性能相關項目建設僅次于德國。

美國摒棄以往不計效果僅考慮容量的AGC服務補償機制，具備里程優勢的電量受限電源如電池儲能與具備容量優勢的爬坡受限電源如火電之間AGC收益由兩部制調衡，激勵飛輪、電池儲能投資商等以獨立個體進入AGC市場，政策不公性壁壘撤除后電量受限儲能收益預期增加引發儲能市場需求，圖 3中美國輸配環節獨立并網儲能項目占全部項目50%。

2) 德國

德國計劃2020和2050年分別將清潔能源占全部發電能源比重提至35%和80%[27]，頻率穩定維護與實時能量平衡難度相應增加。其次，德國電力市場平衡單元機制要求發電商嚴格追蹤合同負荷否則支付不平衡罰金。市場環境與技術現狀迫使發電商尋求實時電量交易、優化機組減少跟蹤偏差，相當數量的儲能項目引入發電端，圖 3所示德國輔助火電機組調頻模式下儲能項目為全球最多。

隨著家庭屋頂光伏推廣，德國分布式電源并網補貼減少，供需時段錯峰使各戶消納電量僅占耗電量30%[28]。2013年德國復興信貸銀行實行配套儲能補貼，預計2018年戶用光伏——儲能發電成本價與居民電價持平。需求側分布式儲能項目SWARM[29]將65戶20 kW光伏儲能聯接成虛擬儲能系統，參與頻率控制，所得收入在居民和運營商之間分配，同時各戶光伏消納電量對家庭耗電量占比提高到60%~80%。

3) 英國

與德國能源轉型進程相似，英國將分批關停占發電設施20%的老舊火電機組并增加30%~36%新能源電量[30]。英國與德國調頻市場自由化程度不一，但均實行平衡單元機制，對優質調頻源的市場需求具有相似之處。

英國把眼光投向輸配環節儲能電站并網提供頻率控制服務，圖 3中該運行模式下技術論證與試點項目達10項，以測試電網在儲能從輸配電環節并網后的新特性。例如：威倫霍爾變電站接入2 MW/1 MW·h鈦酸鋰電池儲能，研究配網能量多向注入對功率需求與電能質量的影響，監測儲能不同并網方式下的運行狀態以建立可靠性評估方法并起草并網標準。

4) 其他歐洲國家

圖 3所示西歐和北歐國家主要為儲能依托大規模新能源調頻。荷蘭、丹麥等歐洲國家風光資源豐富，同時為響應歐盟委員會《2030年氣候與能源政策框架》[31]增強能源安全性、產業競爭性、可持續性的政策，逐步提高風光滲透率。風光場儲能設備切換至跟蹤系統調頻指令功能，可將電網波動影響由能量時移轉換為實時供需平衡的補充。

5) 日本和韓國

根據DOE資料統計，日本和韓國兆瓦級儲能多從變電站并網獨立調頻，該運行模式可降低發電設備磨損，就近需求側平衡供需差異也可減少因調節區域控制偏差所致區域間聯絡線損耗，緩解線路擁塞。

3.3 國內兆瓦級儲能調頻運行模式選擇

1) 儲能輔助傳統電源調頻。山西京玉電廠改造火電機組控制器后裝設9 MW鋰離子電池儲能系統，響應電網AGC調度ACE模式投入運行，儲能供應商與電廠分享AGC補償增量收益。

2) 依托大規模新能源調頻。張北風光儲輸示范基地、國電和風北鎮風電場儲能依托大規模風光電源響應調度參與調頻運行，已積累較全面的運行數據。

3) 輸配環節并網獨立調頻。深圳寶清儲能電站為世界首個10 kV無變壓器直掛配電網的鈦酸鋰電池儲能系統，調度控制中心通過儲能監控系統調節儲能站出力以滿足系統調頻需求。

國內開展除需求側外各運行模式的兆瓦級儲能調頻試點及初步商業項目，探究適合國內AGC輔助服務需求及符合市場規則的盈利及運行模式，暫未實現商業市場化。未來隨著輔助服務市場建設和完善、儲能作為獨立主體的收益或補償方式明確、調度機構經驗累積，國內儲能調頻將由試點示范、初級商用逐步擴大商業化規模并擴展運行模式。

3.4 小結

儲能作為主體參與商業調頻在美國因其市場環境發展而趨于完善且運行模式全面，德國、英國則因其出臺的強制性平衡機制助力儲能調頻在發電端與傳統機組相結合。其他歐洲國家則受能源結構變革驅動為在穩定電網運行前提下消納高比例新能源而引導儲能參與調頻。國內則開展除需求側外的三種運行模式下儲能調頻項目，處于示范性或初級商業階段。

綜上所述，受市場激勵、政策導向或技術需求影響，全球各國儲能調頻市場的商業化進程不一而運行模式多元。儲能調頻不同運行模式的技術要求、市場或政策環境、典型項目總結如表 2所示。

表2儲能調頻運行模式特點

Table2.Features in regulation operating modes of energy storage

4. 儲能調頻相關市場規則現狀

4.1 美國

2012年美國各獨立系統運營商設計滿足FERC要求的市場規則以量化各調頻源性能，引入新的里程市場流程，制定效果評判方法和調頻市場“容量+里程”兩部制價格，在市場報價、排序、定價、結算環節中調整計量以重構不同性能電源的收益分配。

1) 賓州——新澤西——馬里蘭電力系統(PJM)

PJM的效果得分(performance score, PS)加權考核算法[32]涵括準確度(accuracy)、時延(delay)、精確度(precision)得分。以5分鐘為計算區間，首時刻調頻源響應數據序列按一定間隔依次推延后與所接收AGC指令序列之間相關系數的最大值計為該時刻準確度系數，對應推延時間代入規則算式得時延系數; 電源響應曲線與指令所差積分均值為精確度系數。每小時各系數均值計為該小時三項性能得分，加權求和為該小時段PS。中標機組中里程最高報價為里程定價，邊際機組兩部總報價與里程價之差即容量定價。歷史效果得分HPS用于排序時機組報價調整、出清時兩部定價調整和結算時實際容量與里程調整。

2016上半年度PJM輔助服務市場報告[33]各類調頻源調頻占比、調整結算容量如附錄B圖B1所示。與2015同期相較，2016上半年燃氣機組計劃調頻占比與結算容量分別下降1/2和1/3;儲能電池調頻占比與結算容量增長1倍，取代燃氣機組成為PJM最大調頻來源; 2016上半年PJM總調頻費用42 949 813美元，較2015年同期減少62.4%。受益于新設計考慮效果得分的調頻準入規則與補償辦法，調頻市場各主體自由角逐降低市場總容量采購成本，推動市場資源優化配置與結構調整。

2) 加州電力系統(CAISO)

CAISO基于實時和歷史數據對機組進行包括里程計算在內的準確度調整(accuracy adjustment, AA)代數算法[34]。15分鐘計算區間內，以實時機組響應數據、AGC指令偏差值與指令和的比值衡算準確度調整系數; 由前一計量周的歷史數據計算每小時的系統/機組里程倍增系數(mileage multiplier)。邊際機組里程報價即里程定價，邊際機組容量報價和機會成本確定容量定價。結算時中標機組里程補償費用由實際里程、準確度、里程增倍系數確定。

3) 紐約州電力系統(NYISO)

NYISO設計效果追蹤系統[35](performance tracking system, PTS)，5分鐘間隔記錄正負控制偏差、機組服務時長和實際調頻容量計算效果指標(performance index, PI)，里程和容量定價方法與CAISO相同。根據PI值調整結算時里程服務費和向機組征收的效果調整費。

4) 中西部電力系統(MISO)

MISO對5分鐘間隔內機組期望里程與實際里程進行實時性能準確度測試[36](performance accuracy test, PAT)確定精確度系數。實際里程/期望里程達到70%則測試合格且精確度系數計為1，連續4個間隔未通過測試則計為0。中標機組中里程最高報價即里程定價，機會成本和邊際容量價確定為容量定價。結算時根據精確度系數補償機組實際里程超出中標調頻容量部分的額外里程費。

綜合上述，美國引入里程市場后收益補償激勵和性能測試管理，驅動AGC市場儲能商業規模擴大和運營效率提升。

4.2 德國

德國電力市場的電量平衡機制以虛擬的平衡結算單元為主體，日前、日內現貨市場與多級調頻輔助服務市場協同合作。調頻輔助服務分為一次/二次/三次調頻控制。一次調頻由歐洲輸電運營商網絡ENTSO-E統一操作，二次調頻由各控制區輸電系統運營商(TSO)直接控制[37]。

平衡結算單元由多個發電商和供電商組成。每小時交付電量前，發電商和供電商將發電計劃及需求預測遞呈平衡結算單元。參與一次/二次頻率控制的機組定期參與投標，提供兩部分報價即容量報價和調用容量時的電量報價。TSO根據機組容量報價遞增排列選定機組，由電量報價遞增排列決定調用順序，按報價結算(pay as bid, PAB)。此外，市場要求頻率控制服務商的一次、二次調頻投標容量分別不小于1 MW和5 MW，規范進入市場的儲能主體，而電量受限型儲能提供二次調頻控制服務的成本和風險也相應增加。

德國平衡結算機制協同TSO管控的獨立調頻市場，由調頻市場與電量市場的價格差異拉動發電側對包括儲能在內的多種電源建設投資。市場對電源調節效果不加區分進行補償以及對投標容量的下限設置，一定程度上影響儲能作為獨立服務提供商參與調頻的積極性。

4.3 英國

英國的頻率響應輔助服務包括強制性/固定/需求側頻率響應三種[38]。與德國相似，英國同樣采用平衡結算機制，其電力市場雙邊交易和實時電量平衡以“關閘”作為分界，關閘前由雙邊合同完成98%的電量交易，強制性和需求側頻率響應即由雙邊合同完成。固定頻率響應服務則在平衡服務市場招投標后，由服務商與電網公司的輔助服務業務部ASB簽訂輔助服務協議。機組動態響應頻率變化時，由聯營體支付未按計劃發電的利潤損失補償和所簽訂輔助服務合同明確的服務補償。

英國的傳統調頻輔助服務市場逐步完善，但儲能提供調頻服務的獨立市場主體地位尚未明確，收益的不確定性難以吸引英國商用調頻儲能的投資建設，儲能參與調頻還處于前期驗證階段。

4.4 中國

國內調頻輔助服務分為基本服務如一次調頻和有償服務如AGC，由電網運營商和服務提供商在并網調度協議中協定。對火電機組和水電機組的輔助服務費用支付和結算實施考核補償制。

2009年華北區域電網對AGC機組調頻性能，包括可用率和調節性能，進行月度考核和補償。調節性能包括調節速率K1，調節精度K2和響應時間K3。可用率指標KA小于98%時按定額確定可用率考核電量，對K1，K2，K3則分項單獨考核，按月結算總考核電量以征收各機組考核費用并向各發電商按比例返還。同時根據機組日調節深度與調節性能指標確定補償，按月結算并由各發電商按比例分攤。機組的輔助服務凈收益為返還考核費、發放補償費與征收考核費、分攤補償費之差，性能越好的機組輔助服務凈收益越高。

2016年國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》[39]，確立電儲能在輔助服務市場主體地位，鼓勵其在發電側、需求側參與調頻輔助服務，并明確發電側的電儲能調頻放電電量按發電廠相關合同電價結算，需求側執行目錄電價。同時要求能源局各區域監管局根據“按效果補償原則”調整調頻輔助服務計量公式。

國內對于獨立的電儲能裝置作為常規可控設備參與AGC調頻，調度機構還缺乏相當的經驗。設計基于調頻效果的合理服務計量方法，按實際貢獻補償，激發優質調頻源的積極性，成為推動我國儲能調頻商業化的前提。

4.5 小結

美國實時AGC競價市場從準入到定價及結算均引入性能指標，對不同調頻源的適用性較廣。德國調頻市場的定期投標競價未限制電源種類，準入條件對容量受限型儲能有所制約，同時補償機制中效果指標的缺位容易造成儲能與傳統源的收益分配與實際貢獻不對等。英國儲能調頻則處于前期驗證階段，尚未配套市場規則。國內則已明確儲能在發電與需求兩側的調頻市場主體地位及價格機制的初步規則，但缺少適用于儲能的服務計量方法，調度機構則缺乏電儲能裝置作為獨立可控設備參與AGC調頻的調度經驗。

各國儲能參與調頻市場的服務類型、準入條件、交易方式、服務計量和定價機制等總結如表 3所示。

表3儲能調頻相關市場規則比較

Table3.Comparisons of market rules in frequency regulation of energy storage

5. 分析與啟示

5.1 分析

由國內外兆瓦級儲能調頻項目與調頻市場研究有以下分析。

1) 儲能于未來電網調頻技術的補充與支撐意義促使全球各國相繼擴大項目投入和容量建設。不同類型儲能的技術特性與經濟性不一，而調頻儲能選型需要平衡具體服務技術需求與投資主體經濟制約，因此服務商對調頻用儲能呈多元選擇，但以成熟度高的鋰離子電池為主流技術。

2) 兆瓦級儲能調頻運行模式的開展受各國能源結構轉型戰略與政策環境引導。發電側儲能聯合火電調頻適用于激勵和強制型制度，不受初期儲能服務計量辦法空白的影響。需求側分布式儲能集成調頻需實時監測數據及協調管理的集控中心承轉支撐，涉及自消納/外響應合理分配與用戶信息安全，配套建設和調控監管難度稍大。

3) 儲能調頻商業化受市場開放程度、補貼與激勵及計量定價方式等影響。電儲能跟蹤精準快速而容量有限，尤其對于獨立儲能運營商，僅靠服務容量或電量價格補償力度較小且難以反映實際調節貢獻，服務計量方法也需對應不同電源的調節質量與經濟特性增強適用性。

5.2 啟示

引導中國儲能產業在調頻領域健康發展，實現較高的商業化運營需協調各方力量。根據上述分析提出對中國儲能調頻商業應用初期的啟示。

1) 政策制定者：根據國內外示范項目制定發電側與需求側調頻用儲能的并網標準，同時給予服務商技術路線自主選擇權; 設計效果評價指標或方法時，可在調節速率和精度等指標外引入基于各調頻源執行指令的有效性度量如實際里程; 設計服務計量方法時，可兼顧不同電源的調節性能與成本差異，在參調容量/電量與實際效果指標之間加權制衡; 統籌發電側需求側和未來可能的輸配電側并網電儲能，為暫未推行的運行模式留取政策空間裕度。

2) 市場參與者：儲能運營商需綜合考慮應用場景的頻率調節需求及投資回報年限預期選擇儲能類型，在計量與獲益方式暫未明確的市場環境下可先考慮儲能——火電聯合調頻運行模式，依據現有補償/考核機制與發電商實現互利共贏; 電網運營商在規程允許前提下為儲能供應商開放試驗接入端口并提供協助，對用戶側儲能調頻模式下電網絡拓撲設計、線路敷設及節點計量等開展試驗。

3) 調度機構：綜合服務質量、區域頻率調節需求及運行成本對不同種類和不同側電源調度次序和分配策略進行優化; 對儲能獨立個體調度時機和區域調節功率分配可能性進行前期探索; 需求側分布式光伏——儲能模式調度可引入用戶自發電/自用電預測技術及超前控制對分布式儲能荷電狀態協調管理; 對于暫未開放的輸配電側，依托前期試點項目研究儲能就地平衡供需特性和對局部電網的穩定性影響。

6. 結語

本文從兆瓦級儲能調頻應用項目的基本概況和類型構成出發，對調頻用儲能選型的技術需求進行分析，研究與調頻應用相關的儲能性能參數; 根據應用工程對儲能調頻運行模式進行分類，分析比較部分國家相應運行模式的相關政策與市場需求; 最后，分析國內外調頻市場與儲能相關的市場準入、服務計量、定價機制等規則，結合國內現狀，從政策制定、市場主體、調度機構角度，為如何促進中國儲能調頻商業化應用提出建議。