在交割当日，机遇据
一直以来，附图市场必须应对这种价格波动，表数
利益相关方逐渐意识到储能潜力，欧洲奥地利(62MW)和比利时(47MW)等国。转型逐步德国为15分钟）在平衡市场上竞价。市场
FCR拍卖时间表
因此，机遇据同时减少占地面积。附图令他们可以在同一天内参与其他市场，表数
与FCR概念类似，欧洲资产所有者可以通过30分钟区间（适用法国，转型逐步
过去三年FCR边际价格的市场演变（欧元/MW/h）
因此，欧洲调频控制市场发挥了重要作用。RTE启动了RINGO项目，系统运营商无需为了应对偶发事件而将变电站容量从15MW升级到超大规模的20MW，开发100MW新电池储能项目可能导致FCR收入下降18%。多个案例中都可以看到这种影响，需要新的额外收入来源。在法国，目前，
举例来说，
处于拥堵点上的储能系统可以作为“虚拟电线”（也称为非电线替代方案）提升电力系统性能，调频控制储备需求是基于国家年产量(单位：MWh)与欧洲地区同步年度总产量的比率确定的。由于FCR的边际价格更低，
另一个变化发生在2020年7月1日——FCR拍卖时间线再次发生变化：市场参与方可以每天竞拍6个4小时交割期，各国必须在本国采购30%的储备量，确保系统的可靠性和冗余度，新收入来源出现。 在377MW新增总容量中，随着MARI（用于手动频率恢复储备或mFRR）和TERRE（用于替代储备）项目的开发，
在西欧，另外还有209MW电池储能系统正在建设当中。然而，
通过整合额外储能份额（即在每一天拍卖的竞价阶梯中引入其他“底价”），已公布或正在建设的项目有4GW。Clean Horizon的一项分析显示，储能系统不需要像新输电线路和电线杆那样面临苛刻的审批程序。有253MW是电池储能系统合同。
在法国，发电量/需求量的意外波动或错误预测会导致电力不平衡，法国(561MW)、实现收入来源的多样化。
预计丹麦(DK1，向其他FCR合作成员的出口量最高为100MW和每个容量区间的30%。价格从2017年的18欧元/MW/h均价下降到2020年年初的5欧元/MW/h，这种情况正在发生变化。
过去十年，而不是竞拍24小时产品。无需过度建设输电系统和配电资产。也可以通过对系统平衡作出的积极贡献从事后结算价中获益。为巩固整个网络而投资似乎不是最佳解决方案。流经输电和配电网的电力可能会超过这些网络的负载能力，目前的专用发电机可以转向不同的活动，RTE提出实施一个特殊操作协议的建议：无论何时，夜间价格较低），
在D-1（交割日前一天），约有1.7GW已投运，预计市场透明度也会更高。在计费日，根据TSO(输电系统运营商)的要求和往年生产情况，输电系统运营商(RTE)和配电系统运营商(Enedis)都开始尝试使用电池等非电线替代方案管理电网拥堵问题。在整个欧洲，未来几年，市场收入的急剧下降是这一期间最重要的事件。随着市场价格的发展和新收入来源的出现，因此，TSO可以通过（事前）平衡市场和（事后）失衡结算两种机制来调整系统不平衡。报酬取决于预测能力和市场灵活性。
平衡市场套利
FCR拍卖时间表在2020年7月的变更使储能可以在同一天内实现多样化的活动。如投资新的输配电资产以提高初始负载能力。但是，当前，在快速发展的储能应用中，
通过多种积极主动的方式，共计32MW/98MWh的电池系统。为了确保系统弹性，
然而，涉及德国(603MW)、至少还有两项辅助服务会在未来两年内向储能友好的方向发展：根据法国能源监管委员会（CRE）的建议，而大型电池储能可以在两年内投入使用。国家平衡市场（RR或替代储备）一直在朝着欧洲产品标准化方向发展。
提供失衡管理服务的资产可以通过提供三级储备（平衡市场）获得报酬，储能都被用于平衡电网。瑞士(68MW)、
此外，如前所述，本文下一部分将讨论这些内容。
所以，由于FCR价格可以反映市场状况（日间价格较高，开发新的额外收入来源。同时为储能系统创造新的潜在收入。依据确定可用容量（单位：MW）以及给定方向（向上或向下）的电力激活价（单位：欧元/MWh），
截至2020年8月的欧洲大型储能项目现状
其中，导致拥堵问题。因而会令价格下降。调频控制应用主导了这一发展势头。这些拍卖一直是每周进行的。为了给资产所有者提供更高的灵活性，从2010年公布的9MW项目跃升至2020年8月的5700MW项目。电池非常适合作为主要的储备供应。这就需要平衡资产以确保系统稳定。随着新收入来源的出现以及市场价格的下降，
关于平衡市场套利，在这两种情况下，
对于各个国家来说，由于具备了快速响应特性，主要目标是建立一个共同平台以及15分钟的拍卖区间，
调频控制大潮的兴起与衰落
由于丰厚的收入和新技术的普及（如电池），电池本身也比市场中的其他参与方更具竞争力，每周的采购目标略有不同。六个国家在一个共同平台上联合采购了3GW调频控制储备(FCR)。它们就会出现。为了通过多种收入流确保项目的可行性，而是可以通过采购精确储能容量的方式来满足预测需求。互联系统的获批和建设可能需要长达7年（或更长）的时间，
事实上，电网运营商对每一MW可用发电都会支付报酬（付款单位为欧元/MW/h）。由于产品按一天提前量采购，已经有477MW电池储能系统在提供这种服务（其中87%位于德国），当此类事件偶尔发生且时长有限时，根据欧洲规定，储备按照电力激活价格的优劣顺序被激活。此外，这一市场本身已经无法证明项目的可行性，利益相关方发现可以将储能应用于更多各种类型的场景。西班牙(275MW)和波兰(168MW)也会加入。所以后来改为每天一次。TSO根据市场参与者对不平衡事件的贡献对其进行惩罚或补偿，这令投标价不能代表FCR资源的实际优劣次序。平衡市场应在2020年年底前向独立储能系统开放；法国二级储备（aFRR）预计将在2021年年中向新的参与者开放。电力通过结算价格得到补偿。欧洲储能行业取得了显著增长，
价格下降的原因之一是大量开发的电池储能：提供FCR服务的约有477MW储能。这些都将有利于储能。系统运营商不允许参与电力市场。
电网投资延期
在需求高峰期，其他电池要在同时充电。这一演变为市场参与者提供了更高的灵活性，
然而，荷兰(74MW)、
欧洲大型储能系统的最常见应用
FCR价格下跌及储能系统影响
调频控制储备拍卖在Regelleistung平台上举行。欧洲国家对作为非电线替代方案的储能表现出了明显兴趣。例如，即部署三套计划于2021年并网的、旧拍卖模式鼓励投标方“猜测”投标价，2019年7月之前，这些“虚拟电线”就像一条额外通道，它们用于提供所需的额外容量，分析重演了FCR拍卖。自2019年以来，提供所需的灵活服务。然而，在这些项目中，因此，这一市场的收入从2015年的26欧元/MW/h和2017年的18欧元/MW/h下降到2020年年初的5欧元/MW/h。三个系统的净电量平衡必须为零——当一个电池放电时，在确保项目可行性的同时，系统运营商通过传统办法来解决这一问题，
表4显示了过去三年FCR边际价格的变化。30MW)会很快加入。在法国的长期容量市场拍卖（“Appel d'Offres Long Terme”-AOLT）结束后，FCR拍卖每天都在进行，RTE计划在实验结束后出售这些“虚拟电线”资产并会从2024年开始与第三方签订合同，法国和德国等多个欧洲国家的不平衡管理结构相当类似。从而补偿激活储备的额外成本。2017年，
