储能工况
储能平台的运行工况，可以理解为它在不同外部条件和控制策略下的工作状态组合，包括充放电、待机、辅助服务等多种模式。
| 模式 | 特征 | 常见应用场景 |
|---|---|---|
| 充电工况 | 电池 SOC 上升，功率为正（吸收电能），DC 母线电流流入电池 | 电价低谷时储能充电、光伏出力富余时吸收多余电量 |
| 放电工况 | 电池 SOC 下降，功率为负（释放电能），DC 母线电流从电池流出 | 电价高峰时放电、削峰填谷、备用电源供电 |
| 待机/空闲工况 | PCS（变流器）不输出功率，SOC 保持，系统维持最低运行状态 | 待命、检修、调度未下发任务 |
| 调频/调峰工况 | 功率快速波动，充放电频繁切换，SOC 波动范围小 | 电网一次调频、二次调频、AGC 调度 |
| 黑启动工况 | 外部电源缺失时由储能独立启动并带动关键负载或发电机组启动 | 关键负载应急供电、离网恢复 |
| 离网孤岛工况 | 系统不与电网并联运行，自主维持电压频率 | 微电网模式、偏远地区供电 |
| 再生制动吸收工况 | 吸收工厂或交通系统的制动能量 | 地铁、港口起重机、工业驱动 |
一个典型的储能电站在一天内可能经历：
夜间低谷（0:00~6:00） → 充电
上午光伏富余（10:00~14:00） → 再次充电
晚高峰（18:00~21:00） → 放电削峰
电网频率波动（全天间歇） → 调频（快速充放切换）
其余时段 → 待机
电网频率
电网频率，是交流电电压波形的周期性变化频率，单位是 Hz（赫兹），表示每秒的交流波形重复次数。
我国标准电网频率是 50 Hz → 电压波形每秒重复 50 次，一个周期的时间是 1/50 秒 = 20 毫秒。
在美国、日本东部等部分地区，标准频率是 60 Hz → 每秒 60 个周期。
它反映了发电机转子的转速，而发电机转速又直接取决于发电功率与用电功率的平衡。
电网频率就是整个电力系统"功率平衡表"的即时反映。为什么频率会变化？
发电功率 > 负荷 → 发电机受力减小 → 转速升高 → 频率升高
发电功率 < 负荷 → 发电机受力增大 → 转速降低 → 频率降低
为什么用电负荷增大会导致发电机降低转速？
同步发电机的转速由两个力平衡决定：
机械驱动力矩 ：来自汽轮机、水轮机、柴油机等原动机，推动转子旋转。
电磁阻力矩 ：来自定子绕组向外输送电能时产生的电磁反作用力。
用电负荷增加时，电网端负荷变大，定子磁场对转子产生更大的电磁阻力矩。如果原动机的机械功率没有同时增加（比如燃料门还没开大、蒸汽还没多），转子开始被"拉慢"，转速下降。因为同步发电机的电频率和转速严格同步，转速下降 → 频率下降。
调峰调频
调频指利用储能快速充放电，参与电网频率的实时稳定，抵消负荷和发电波动造成的频率偏差。本质是一个秒级或分钟级的快速功率调节过程。
应用场景
火电机组一次/二次调频辅助
新能源（风光）并网消除短期功率波动
电网紧急频率支撑（如事故扰动时防止频率崩溃）
调峰指储能在用电高峰时段放电，在低谷时段充电，从而降低峰值负荷，平滑负荷曲线。本质是小时级的能量转移过程。
应用场景
工商业用户削峰填谷，降低需量电费
配合电网平衡负荷，减少峰荷发电机组启停
光伏配储：白天存电、晚上用电
调频例子
假设一个电网在运行中出现了频率下降，电网额定频率 50 Hz。
傍晚时段，居民集中开空调 + 工厂加班用电，负荷突然增加了 100 MW。
发电机组的输出功率不能瞬间增加 100 MW，所以出现了功率缺口 → 电网频率掉到 49.92 Hz。
调频过程：
调度中心的监测系统发现频率低于设定值（比如 49.95 Hz），立即发出一次调频指令。
参与调频的储能电站接到指令，瞬间从待机切换到放电模式，输出 50 MW。
这 50 MW 立刻补上部分缺口，使发电总量更接近负荷需求，频率被拉回到 50 Hz 附近。
当火电机组逐渐提负荷、光伏出力恢复后，频率稳定，储能退出放电，回到待命状态。
反向情况：
如果突然负荷减少（比如工厂停机 50 MW），电网发电过剩，频率升到 50.08 Hz，储能电站就会立刻充电，吸收多余电量，把频率拉回正常值。
调峰调频本质上都是"调节电网功率平衡"，储能都是靠充电/放电来帮电网稳定，区别在于目的、时间尺度、触发方式。
调频关注的是秒级-分钟级的"短时平衡"，目标是让发电机组转速不乱、频率稳定。
调峰关注的是小时级的"中长期平衡"，目标是把用电尖峰削下来、谷段填上去，让发电曲线更平滑，减少尖峰带来的发电成本和电网压力。
触发逻辑来说，调频：实时自动触发（频率一波动就动作）；调峰：提前计划好（按电价或调度计划运行）。所以二者的盈利模式也有所不同。调频：辅助服务费（按性能、响应速度计费）；调峰：电价差套利（低价买电，高价卖电）
储能项目如何盈利
卖设备 + 卖系统 + 卖运营服务，不同业务环节有不同盈利模式。可以分成 一次性收入 和 持续性收入 两类来看。
- 一次性收入（卖硬件 + 系统集成）
卖储能电池（电芯、模组、簇）给电网公司、光伏/风电厂、工商业用户、海外 EPC（工程总包）商供应。毛利率类似动力电池，但规模大、客户稳定。
卖整套储能系统（BESS）。不只是电池，还包括 PCS（变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管理系统）、集装箱集成、消防、温控等。按兆瓦时（MWh）报价，比如 1 MWh 系统可能几百万元人民币。
EPC 工程总包。直接承包储能电站建设，把设计、设备、施工、调试打包卖给业主。
特点：一次签合同，交付就确认收入，现金流快，但后续依赖新项目。
- 持续性收入（运营 + 服务 + 电力市场）
赚电网调度和电价差的钱，这部分毛利率更高。
（1）运维服务（O&M）
给客户的储能系统做长期运维（合同 5~20 年），收取维护费。内容包括电池检测、系统升级、故障维修、性能评估。
（2）电力市场运营（EaaS，Energy-as-a-Service）
自己投建或和电网公司合资储能电站，参与电力市场交易。收益来源：
削峰填谷（电价差套利）。低谷电价充电（比如 0.3 元/kWh），高峰电价放电（0.8 元/kWh），赚取差价。
辅助服务市场（调频、调峰、备用容量）。参与电网调频竞价，按响应能力和出力时间获得服务费（有的地方每 MW 一天能赚几千元）。
新能源配储。光伏/风电项目配套储能，把白天多余电量存起来，晚上卖电，提高新能源消纳率。
容量电费。一些市场会给储能电站按装机容量发固定补贴。
（3）梯次利用与回收
回收动力电池做储能（梯次利用），卖给分布式储能用户。
把退役储能电池拆解回收（镍、钴、锂），在原材料价格高时也能赚不少。