目前我國各大區域電網重，重要以大型水電和火電機組（燃煤機組/燃氣機組）作為電網調頻電源。通過調整調頻電源出力來響應系統頻率變化。但水電及火電機組在調頻方面具有一定的局限性。

一、火電機組調頻的局限性

（1）火電機組的調頻性能較差（即K值）：響應時滯長、機組爬坡速率低，不適合短時調頻，調頻精度不高，有時甚至會造成反向調頻。重要是由于能量轉換時間較長（磨煤、燃燒）、機組具有調速不靈敏區。

（2）參與一次調頻機組受到蓄熱制約存在調頻量明顯不足甚至遠未達到調頻調節量理論值

（3）參與二次調頻的機組爬坡速率慢，不能精確跟著AGC指令。

（4）參與調頻，加劇了機組磨損而損害機組壽命，新增了燃料消耗，提升了運營成本，新增了廢物排放和系統的熱備用容量。

火電機組適用于大幅度、持續、單向的升降負荷，而電力系統的調頻任務往往是小幅度、頻繁、折返的調節。

二、水電機組調頻的局限性

（1）機組全國分布不均，重要集中在西南及沿海地區。

（2）水電機組受地理位置及季節變化限制（豐水期、枯水期不相同），受季節及地理環境影響，甚至有些機組的還有防汛抗旱的要求，所供應的調頻容量有限。

三、電池儲能系統調頻的特點

（1）性能好，K值表現優秀：具有快速響應、精確跟蹤的特點，比傳統調頻手段更為高效。

電儲能系統在額定功率范圍內，都可以在1s內以99%以上的精度完成指定功率的輸出，其綜合響應能力完全滿足在AGC調頻的時間尺度內的功率變換需求，大幅超過常規火電廠的調節能力。假如采用電儲能調頻技術，AGC跟蹤曲線可以幾乎與AGC指令曲線重合，即調節方向、調節偏差以及調節延遲等問題將不會出現。

通常電網AGC調頻功能重要由包括以水電、火電機組等常規電源供應。由于這些電源均為具有旋轉慣性的機械器件組成，特別是火電機組的AGC調頻性能，與電網的調節期望比較尚有差距，具體表現為調節的延遲、偏差（超調和欠調）等現象，如下圖所示：

儲能的AGC跟蹤曲線幾乎與AGC指令曲線重合，即反向調節、偏差調節以及延遲調節等問題將不會出現。儲能的綜合AGC調節性能要遠好于火電機組，如下圖所示：

（2）短時功率吞吐能力強，可充可放，雙向調節，可以“以一敵三”，獨立或與常規調頻電源結合，大幅降低傳統調頻電源容量需求。

針對系統的AGC調頻功能，儲能技術的調節能力數倍于傳統機組。假設區域電網在2min內有20MW的升功率需求，即對系統整體的爬坡能力要求為10MW/min。假如火電機組爬坡率為2%/min，則要一臺容量為500MW的火電機組來供應調節，而采用20MW的儲能系統就能夠瞬間完成升功率的需求，即在該調節速率需求下，1MW儲能系統供應的AGC調頻能力相當于25MW火電機組的調節能力。假如系統的功率調節需求為20MW/min，則儲能的調節功率替代效果是燃煤機組的25倍。可以看出，系統的調節需求越緊迫，儲能技術的優勢越明顯。

美國西北太平洋國家實驗室的研究報告通過更復雜的仿真，提出了相似的結論：具有快速調節能力的儲能技術能夠更加有效地供應調頻服務；根據California電力市場的電源特點，平均來看，儲能調頻效果是水電機組的1.7倍，是燃氣機組的2.5倍，是燃煤機組的20倍以上。（保守估算也有10倍以上的性能）

四、電池儲能系統調頻與傳統調頻電源的經濟性比較

儲能技術與傳統調頻電源的經濟性比較分析3個重要方面進行,即調頻電源本身的投資成本、壽命期內的運行及維護成本、對電力系統總調頻成本的影響：

（1）儲能系統年平均投資是火電的2倍-3倍（與合作模式有一定的關系）。但是,考慮到在實際AGC調頻效果上兩者有近20倍的差異,并且儲能產品未來還有成本下降的空間,則儲能系統的等效投資仍然有一定優勢。從長期的電源投資建設來看,建設相對少量的儲能項目能夠減緩以調頻為重要目的的火電容量建設投資,可以較大地節省社會總體投資。

（2）儲能系統供應調頻的運行成本也具有一定的優勢。由于AGC上下調節的過程可以近似看做能量平衡的過程,并且充放電過程都是在為系統供應調頻服務,因此儲能所實際發生的成本重要是由運行效率決定的能量消耗,其運行成本較小。火電機組長期承擔AGC功能,在頻繁變出力的運行工況下,重要會出現以下三方面的成本：煤耗新增，機組磨損新增和備用容量導致的發電損失。

（3）儲能技術參與調頻服務的最大優勢是其具有快速和精確的響應能力,單位功率的調節效率較高。具有快速響應能力的調頻手段可以在廣域范圍內減少調頻所需容量。電池儲能系統響應速度快短時功率吞吐能力強，有助于提高電網的電能質量和系統穩定性。尤其是當電網薄弱時，有大量的風電或其他可再生能源并入電網，這項技術的應用顯得非常有用。大容量電池儲能系統以其獨特的技術經濟特點和較高的環境效益，通過與自動發電控制系統的有效結合，成為維持系統頻率處于標準范圍之內，減少旋轉備用容量需求，供應黑啟動等輔助服務的有效途徑。