随着新能源装机容量的不断上升，旧有的电网系统已经无法适应新能源接入带来的各种变化，特别是对于风电和光伏来说，由于没有办法进行一次调频，因此随着风光在电源结构中占比的不断攀升，系统调频的压力也越来越大。风电由于电机的转子惯性很小，同时缺乏调速器在扰动后增加机组出力，因此从性质上可以将其看成是无调节的火电机组。而光伏更是没有旋转体提供惯性，尽量在理论上逆变器可以提供在从直流向交流的电力转换过程中的响应，但是这需要依赖于只能电网监控和通讯功能，因此在现有条件下也不具有一次调频能力。当系统缺乏足够的一次调频能力时，可能无法在干扰后充分抑制频率波动，导致出现运营商采取甩负荷的措施，造成发电厂和用户双输的局面。
二、电池储能是构建新电网中的关键
对于调频来说，传统电网中采用水电、火电和气电等机组进行调节，由于没有风光等短时间波动剧烈的电源，传统机组能较好的对电网进行调频。但是当新能源发电装机量占比逐渐上升之后，剧烈的波动需大量的传统机组来进行调频，特别是我国以煤电为主的电源结构下，火电机组的调频能力最差，因此需要建设更多的火电厂来保证电网频率，这样会造成大量的资源浪费。但是如果采用电池储能系统，则可以在降低成本的同时用较少的装机量实现更好的调频效果。
储能对传统电源的调频替代作用是非常显著的。我们假设区域电网在2min内有20MW的升功率需求，即对系统整体的爬坡能力要求为10MW/min。传统火电机组的爬坡率在2%~5%，我们假设火电机组爬坡率为2%/min，则需要一台容量为500MW的火电机组来提供调节，而采用20MW的储能系统就能够瞬间完成升功率的需求，即在该调节速率需求下，1MW储能系统提供的AGC调频能力相当于25MW火电机组的调节能力。如果系统的功率调节需求为20MW/min ，则储能的调节功率替代效果是燃煤机组的50倍。PNNL同过仿真得到类似的结论，根据California电力市场的电源特点，平均来看，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。
由于储能在发输配售各个领域都有相关应用场景，因此其发展非常迅速，但是相关的法律法规是制约其发展的一大因素。从全球范围来看，储能产业也是处于成长之中，以美国为例，2007年890法案确认了要包括储能在内的非传统发电电源的市场主体地位，2011年的755法案解决了储能系统参与电网调频市场获得合理回报的问题，要求电网为调频服务的效果支付调频补偿费用，因此调频的实际效果和产业爆发需要政策和标准的支持。
国内由于改革起步晚，能量市场还不完备，因此辅助服务市场相关政策的制定也非常滞后。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》。山东省在2017年6月5日发布了《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》，文中规定了交易品种为有偿调峰和自动发电控制(AGC)，采用日前组织、日内调整的交易方式。广东于7月4日发布了《广东调频辅助服务市场建设试点方案》，但是其补偿费用依然采用先行南方区域“两个细则”相关规定进行结算，因此调频的市场建立还需时日。
三、在AGC调频中储能的效果明显
对于三次调频来说，其主要应用与在较长时间间隔下提交和调度资源，通常也被称为实时平衡或者负荷跟踪。我们以加州为例，CAISO通过每15min指派短期启动和快速启动机组以及每5min给机组发送调度指令来进行负荷跟踪，而对于二次调频，每隔4s，AGC系统就会监视ACE偏差并给提供调频辅助服务的机组发送调度信号，因此在此我们主要讨论储能在二次调频中的应用及其效果。
AGC调节过程
我们以《华北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》中的图为例，T0时间机组接受到AGC指令开始调节负荷，到T1时刻跨出调节死区，T2时刻是运行人员开磨煤机，到T3时刻磨煤机完全开启，负荷进一步上升，直到指令要求的水平，自T4时刻之后机组平稳运行直到T5时刻接受下一个AGC指令，同样在T6时刻跨越调节死区，整个负调节过程直到T7时刻进入P3的调节死区，此后保持平稳运行。
