1.3 存在的问题

前期，为鼓励储能产业迅速发展，国内各地政策补偿系数较高，储能设施盈利空间大，引发社会投资主体争相进入，导致建设规模不可控。2021年7月，《国家发改委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，要因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务市场机制。一些省份也注意到电化学储能市场化发展的问题，采用了“一刀切”的原则，如更改衡量机组调频性能参数的计算方法、下调调频申报价格上限等，影响了市场对储能产业的正向激励、培育作用。

当前国内外调频市场存在的主要问题是缺乏统一有效的储能电站调频贡献度评估方法。在国内现有储能参与调频市场的获益方式中，与火电等传统调频资源的区别主要是里程收益（调用补偿）的计算方式不同。各地区多采用综合性能调频指标，对储能电站的调频里程进行修正，使之更贴近资源实际调频效果。但各地区的综合性能调频指标计算方法包含的维度不一，且计算方法随意性较大，对采用综合性能调频指标修正储能电站贡献度的效果，也缺乏合理的量化评价方法。

以国内一座由第三方投资的电网侧独立式电化学储能电站为例，其参与调频服务市场的收益与其对电网实际贡献程度存在不匹配的问题。根据该座储能电站4个月运行数据进行测算分析，电化学储能电站参与电网调频具有以下特点。

（1）储能调节响应性能优异。储能调节速率为火电机组的20~50倍，水电机组的3~5倍；响应时间为火电机组的1/8~1/15，水电机组的1/4~1/6；调节精度为火电机组的1/30~1/60，水电机组的1/15~1/25。

（2）储能总体可调节容量偏小。该储能电站的调节容量为±30 MW，最大可调节容量为60 MW，占全网系统调频容量总需求的3%~6%。

（3）储能调频的里程与贡献度不匹配。该储能电站参与AGC后，全网调频里程增加20%~30%，其中储能调频里程占比为35%~50%，但是系统调频的关键指标CPS1和CPS2上没有得到可观测的提升。主要原因是：衡量联络线功率偏差的指标CPS1和CPS2指标是根据分钟级的联络线偏差电量累计值来计算的，而储能是秒级响应，部分储能动作值对联络线功率偏差控制是无效值。

因此，需要根据以上特点，对储能参与系统调频的贡献情况进行客观评估，以储能电站对系统调频贡献程度来确定调频补偿。

2 储能电站调频贡献度评估方法

2.1 评估方法

电网的任一变量数据受到该时段储能电站调频功率、全部并网发电机组出力、电力负荷、频率等变量时变性的共同影响，且该储能电站调频容量小，难以通过直接观测的方法找到与储能电站调频作用关联的“系统变化量”。因此，本文提出以非时变的方法推导得到储能电站调频作用的“系统变化量”来评估储能电站调频贡献。