2020年5月，福建晋江储能调频电站获得了国内首张独立储能电站发电业务许可证；
随后的试运行过程中，晋江储能电站的调频里程占据了全网总调节里程的一半以上，但随后被认为秒级的响应对系统贡献不大，降低了其计算费用时的里程；
包括储能在内的快速响应资源被允许进入调频市场，是一大进步，但如何发挥作用，衡量价值，同时平衡各方利益，将是一大难题。
根据福建能监办2019年发布的《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2019年修订版）》，不小于1万千瓦的储能设备、电站，可作为独立第三方，参照常规调频机组的标准参与调频市场。
2020年5月，晋江储能电站获福建省首张独立储能电站发电业务许可证，并随后进入试运行阶段。
装机容量30MW/108.8MWh的晋江储能电站试运行中主要参与了福建的调频辅助服务市场。
有消息称，近期相关部门召开了晋江储能电站参与福建调频辅助服务交易研讨会议，对晋江储能电站参与调频市场的情况进行了讨论，主要讨论结果如下：
1、实际结算中，以常规机组k1，k2，k3最高值为储能电站调频系数赋值，并且储能电站综合调节性能k值最大取1。
2、调整储能电站的计算里程，调整方式为“储能电站调频容量÷电网调频需求总容量×常规调频机组总里程”，将储能电站调频里程占全网调频总里程比例由一半以上降至3%至6%。
3、储能电站按照其交易电价计算储能电站的分摊费用（储能电站暂无核准电价）。
4，保留对储能电站调频总收入修正的权利，设置调节系数N，调频储能电站调整后补偿=调频电站调整前补偿×N，目前N取值1。
由相关的信息可以看出，虽然参照《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2019年修订版）》相关规定，调频电站按常规机组的标准参与调频市场，但实际工作中，独立储能调频电站还是与常规机组做了区分处理。
这些处理，降低了晋江储能电站在现有规则下的收益，保护了传统机组的利益。
包括调频在内，目前辅助服务费用的支付方和补偿的获得方，为同一主体，机组既可以从辅助服务市场获得补偿，同时又需要承担辅助服务的分摊费用，如果大量的补偿费用被独立储能调频电站获取，那么相应地传统机组净收入将大幅下降（补偿-分摊=净收入），从而可能导致传统机组的不满。
1、调频综合性能K的处理
避免了常规机组k值过低
调频综合性能K由调节速率K1，调节精度K2，响应时间K3决定。
可实现秒级响应、并能精确控制输出功率的储能设备（电站），如果完全按照规则制定的计算方法来算，K1、k2、K3无疑会得到一个很高的数值，并大概率成为全网最优，按照最后综合性能的计算公式，其他传统机组的K值将有可能变得非常低。
K值的计算方式如下：
分别表示机组i第j次调节过程中的调节速率、调节精度、响应时间指标；
分别代表所有机组中调节速率、调节精度、响应时间指标的历史最大值。
A、B1、B2、B3取值暂时分别为4、2、1、1。
如果独立储能电站与常规机组一同竞争的话，从上式可以看出，将很大可能 K1max、K2max、K3max 均由储能电站决定，并且数值将远大于常规机组，从而大量常规机组的综合性能指标K将会远低于1，从而影响常规机组的最终补偿量。
因此能监办最终将储能电站的k1、k2、k3的取值为常规机组最高值，k取值1，实质是保护常规机组的利益。
2、调节里程的处理
避免了大量里程由储能电站获得
采用“储能电站调频容量÷电网调频需求总容量×常规调频机组总里程” 的方式，将储能电站调频里程占全网调频总里程比例由实际一半以上降至3%至6%。
这句话其实体现了这样一个事实，在福建省试运行的电网调度方式下，晋江储能电站30MW的储能容量实际的调节里程占比超过了全网的50%。
采用容量占比的形式将储能电站的调频里程占比降至3%-6%，依据的理由是“储能电站为毫秒级响应，对电网分钟级的调频需求贡献不大”，认为储能的秒级响应带来了过多地折返操作，从而对系统频率的恢复并没有特别大的作用。
其实，响应快应该不是最终被调低里程的直接原因（尽快恢复系统频率难道不香？），频繁折返造成里程过大才是罪魁祸首，这可能与调度指令的下发方式有关。
晋江储能电站储能可持续放电时长为3小时，完全可以持续放电而不需要快速折返，因此，如果未来更好的发挥独立储能电站调频的作用，并且正确评价储能电站在调频辅助服务上的价值，势必要对调度方式进行一定的完善。
目前福建省的调频市场总需求为电网负荷的6%左右，调频补偿额全年预计为2-3亿元（月均2000万左右），每天调用调频的装机容量约180万千瓦左右，火电机组按50%计算调节容量，假设均为60万千瓦的机组的话，则每天需要调频机组数6台左右，考虑到安全等因素，估计每天调用机组10台左右。考虑到水电机组可提供超过50%的调节容量，因此，可以判断基本上每天提供调频的火电机组数量在4-5台。
装机容量30MW的晋江储能电站的调节里程在未被调低前，占了全网的50%左右，尽管被认为做了无用功，但从另一个方面考虑，改善电网的调度方式，避免无用功的前提下，30MW的调频电站未必不能在调频服务领域发挥更大的作用。
最先使用储能提供调频辅助服务的美国PJM市场的一份研究报告显示，在保证系统同样的调频效果的前提下，使用一定量的储能，可以显著减少系统对调频容量的需求。
上图显示，在保证调频效果（CPS1=148）的前提下，通过优化储能配置，系统所需要的调频容量仅为原需求量的56%。
更少的调频容量需求，意味着更低的调频总成本，一方面可以释放更多的常规机组到其他市场中，另一方面，用更少的费用解决问题，也是即便处于封闭的市场环境下的中国电力管理部门追求的目标。
允许独立储能电站获得发电业务许可证，为电网提供服务，是一个巨大的进步。但如何制定持续稳定的政策及市场环境，正确衡量独立储能电站调频的作用与价值，同时兼顾系统原有传统机组的利益，显然会变成摆在相关管理部门面前的一个难题。
希望未来能出台更加合理稳定的政策，让市场来决定提供服务的技术。
