调频储能电站
电网端储能目前正遭遇着增长乏力的状态。
电网端储能商业模式很大程度上依赖于电网需求的大量波动及由此产生的经济效益。但是近年来欧洲电网调频需求并不旺盛，甚至有下降趋势。此外，装机容量较大的电网端储能盈利
可以实现对用户端的电力供应，部分项目还可以协助电网进行调峰、调频，商业模式更加灵活多样。更重要的是，工商业储能发展较晚，应用门槛较低，未来市场空间广阔。
Ⅲ、意大利：三国杀的下一片热土
意大利是电网级
。CNESA 今年4月提供的行业研究白皮书显示，中国的储能市场未来3年主要场景分布中，商用节能占到27.8%，调峰调频占到24.1%，户用光伏占到18.5%。在政策上，峰谷电价差未来是否能够扩大，在
等省市。
六、储能四大商业模式创新
以下为目前应用的几种合作业务模式，这几个案例分别代表了不同的业务模式。
业务模式1：电网一次调频服务储能模式
像电网一次调频这样的储能服务，该模式是利用
调频质量，获得的电网补偿则八二分成。 火电厂加装储能调频系统，改善调频服务质量，不触动现行的运行格局，仍然由火电厂接收调度指令并响应，电网在调度中并看不到背后的储能电站。 牟缪峰认为，现阶段，联合调频
，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元-0.80元之间的地区为例，(假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放)目前储能电站项目静态投资
0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7~9年左右。
2、配套可再生能源项目建设集中式储能电站
可再生能源发电具有
，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应，建立配套电力调度、市场交易和价格机制，统筹推进集中式和分布式储能电站建设，推进储能聚合、储能共享等新兴业态，最大化
利用储能资源，充分发挥储能的调峰、调频和备用多类效益。2025年前在局部区域实现风光水火储多能互补系统一体化运行。争取国家支持推进白银银西产业园多能互补工程、敦煌350兆瓦太阳能熔盐塔式供热电站、玉门
储能技术的快速迭代。不同点在于，如北美、澳洲及英国等国外市场都有一个非常完善的电力市场机制，因此储能电站能够很快解决可再生能源并网引起的一系列问题，比如说调峰调频问题，而且产生收益。反观国内，虽然也在
的很多公司都在这一块进行布局。
储能在调峰调频市场的应用发展之迅速，在最近几个月非常明显。不管是国家电网还是各省能源投资集团，都在积极地布局百兆瓦式储能电站。初期这种电站收益率可能没那么高，但是如果
电池成本的下降，未来光伏储能的需求也会越来越大，未来3年左右光伏+储能的窗口期就能到来。目前首航也在规划做适配储能电站的产品，用于电厂的调频或者类似PCS纯储能的产品，这些都在规划中。 OFweek
解决方案。 大型集中式储能电站解决方案 大规模集中式储能电站主要应用于大型光伏发电、大型风电场、水力发电等，一般容量都在MW级以上，接入10KV(35KV)中高压电网，充当调峰、调频、无功
7月18日，格尔木美满16MW/64MWh储能电站项目开工典礼在海西110千伏白杨变举行，标志着由国网青海省电力公司主导实施的首个电网侧储能项目正式在格尔木市落地。
海西州处于青、藏、甘、新交
界枢纽之地，电网输出条件十分优越，电力消纳条件好，零碳清洁能源开发建设条件十分优越，加之海西电网经过十几年的跨越式发展，已成功转型为枢纽电网，消纳新能源的能力十分突出。美满储能电站的落成，也意味着海西电网
变得越来越大。 政策层面，此前，《发电厂并网运行管理实施细则》、《并网发电厂辅助服务管理实施细则》(以下简称两个细则)对风电、光伏等新能源以及储能设施参与到有偿调峰调频辅助服务考虑不多，顺应市场发展，目前包括
山西、山东、东北、新疆等各地均对两个细则进行了修订，鼓励采用市场机制提供辅助服务，多地区将储能设施纳入调频、调峰辅助服务市场主体。 市场有需求，政策有松动，虽然光伏+储能项目收益率仍然不够诱人，但
