目前我国各大区域电网重，主要以大型水电和火电机组（燃煤机组/燃气机组）作为电网调频电源。通过调整调频电源出力来响应系统频率变化。但水电及火电机组在调频方面具有一定的局限性。一、火电机组调频的局限性
（1）火电机组的调频性能较差（即K值）：响应时滞长、机组爬坡速率低，不适合短时调频，调频精度不高，有时甚至会造成反向调频。主要是由于能量转换时间较长（磨煤、燃烧）、机组具有调速不灵敏区。
（2）参与一次调频机组受到蓄热制约存在调频量明显不足甚至远未达到调频调节量理论值
（3）参与二次调频的机组爬坡速率慢，不能精确跟着AGC指令。
（4）参与调频，加剧了机组磨损而损害机组寿命，增加了燃料消耗，提升了运营成本，增加了废物排放和系统的热备用容量。
火电机组适用于大幅度、连续、单向的升降负荷，而电力系统的调频任务往往是小幅度、频繁、折返的调节。 二、水电机组调频的局限性
（1）机组全国分布不均，主要集中在西南及沿海地区。
（2）水电机组受地理位置及季节变化限制（丰水期、枯水期不一样），受季节及地理环境影响，甚至有些机组的还有防汛抗旱的要求，所提供的调频容量有限。
三、电池储能系统调频的特点
（1）性能好，K值表现优秀：具有快速响应、精确跟踪的特点，比传统调频手段更为高效。
电储能系统在额定功率范围内，都可以在1s 内以99%以上的精度完成指定功率的输出，其综合响应能力完全满足在AGC 调频的时间尺度内的功率变换需求，大幅超过常规火电厂的调节能力。如果采用电储能调频技术， AGC 跟踪曲线可以几乎与AGC指令曲线重合，即调节方向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。
通常电网AGC 调频功能主要由包括以水电、火电机组等常规电源提供。由于这些电源均为具有旋转惯性的机械器件组成，特别是火电机组的AGC 调频性能，与电网的调节期望比较尚有差距，具体表现为调节的延迟、偏差（超调和欠调）等现象，如下图所示：
储能的AGC 跟踪曲线几乎与AGC 指令曲线重合，即反向调节、偏差调节以及延迟调节等问题将不会出现。储能的综合AGC 调节性能要远好于火电机组，如下图所示：
（2）短时功率吞吐能力强，可充可放，双向调节，可以“以一敌三”，独立或与常规调频电源结合，大幅降低传统调频电源容量需求。针对系统的AGC 调频功能，储能技术的调节能力数倍于传统机组。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10 MW/min。如果火电机组爬坡率为2%/min，则需要一台容量为500 MW 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25 倍。可以看出，系统的调节需求越紧迫，储能技术的优势越明显。
美国西北太平洋国家实验室的研究报告通过更复杂的仿真，提出了相似的结论：具有快速调节能力的储能技术能够更有效地提供调频服务；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，是燃气机组的2.5 倍，是燃煤机组的20 倍以上。（保守估算也有10倍以上的性能）
四、电池储能系统调频与传统调频电源的经济性对比
储能技术与传统调频电源的经济性对比分析3 个主要方面进行,即调频电源本身的投资成本、寿命期内的运行及维护成本、对电力系统总调频成本的影响：
（1）储能系统年平均投资是火电的2倍-3倍（与合作模式有一定的关系）。但是,考虑到在实际AGC 调频效果上两者有近20 倍的差异,并且储能产品未来还有成本下降的空间,则储能系统的等效投资仍然有一定优势。从长期的电源投资建设来看,建设相对少量的储能项目能够减缓以调频为主要目的的火电容量建设投资,可以较大地节省社会总体投资。
（2）储能系统提供调频的运行成本也具有一定的优势。由于AGC 上下调节的过程可以近似看做能量平衡的过程,并且充放电过程都是在为系统提供调频服务,因此储能所实际发生的成本主要是由运行效率决定的能量消耗,其运行成本较小。火电机组长期承担AGC 功能,在频繁变出力的运行工况下,主要会产生以下三方面的成本：煤耗增加，机组磨损增加和备用容量导致的发电损失。
（3）储能技术参与调频服务的最大优势是其具有快速和精确的响应能力,单位功率的调节效率较高。具有快速响应能力的调频手段可以在广域范围内减少调频所需容量。电池储能系统响应速度快短时功率吞吐能力强，有助于提高电网的电能质量和系统稳定性。尤其是当电网薄弱时，有大量的风电或其他可再生能源并入电网，这项技术的应用显得非常有用。大容量电池储能系统以其独特的技术经济特点和较高的环境效益，通过与自动发电控制系统的有效结合，成为维持系统频率处于标准范围之内，减少旋转备用容量需求，提供黑启动等辅助服务的有效途径。
