根据《2023年中国新型储能产业发展白皮书》统计，2022年中国新型储能新增装机从应用场景看，集中式新能源配储项目投运个数高达93个，装机功率为2.2GW，占新型储能新增装机比例的37.9%，占比最高。

储能作为电力系统和电力市场中的“生力军”，目前各省针对如何有效的利用储能使其发挥作用，已开始在市场建设、实际调用等方面开始发力。现阶段虽然针对新能源的配套储能的应用场景、盈利模式的探索刚刚起步，但各省进展速度逐渐加快。

随着各省电力市场逐渐进入现货阶段，新能源配储搬移电量产生的经济效益日益明显，进一步丰富了市场主体在现货市场中的盈利场景。

现货场景下新能源配储盈利场景

场景一：限电时段充电，现货高价时段放电

我国现阶段能源战略为优先发展新能源，“十四五”期间大批新能源场站将新投，进而网架存在阻塞的区域将出现调峰限电的情况。这种场景下，可利用储能将限电时段的限电量储存起来，在电网供需宽松时放电，增加上网电量。

场景二：现货低价时段充电，现货高价时段放电

现货市场中的电价是由供需关系决定的，在新能源大发期间现货电价可能出现地板价，进入用电高峰期现货电价可能出现较高的水平，因此可利用储能进行电量搬移赚取价差。

场景三：利用储能减少下网电量

利用储能设备减少小风天的下网电量，尤其是峰时段的下网电量，进而减少风电场的下网电费。

现货场景下新能源配储运行难点

1.电价预测困难

现货场景下电价的预测能力直接决定新能源配储的盈利能力。对市场主体而言，肯定是想在实时现货市场最高点放电。但是实时现货市场电价存在出清时段，而且随着时间的推移电价还会有所变化。有时候会出现在某个时间节点的出清电价较高，但到了那个时间点后价格又发生了变化，反而收益受到影响。

2.储能收益测算复杂

现阶段新能源配储收益主要来源于减限增发和电量搬移两方面。笔者在文章中罗列的三个储能常见的场景，单场景下储能放电收入和充电成本相对容易量化。但在实际运行中，储能在充放电过程中可能涉及多个场景，还有可能在限电及低电价时段，利用一部分本应上网的电量进行充电，这就会使得充电成本的测算异常复杂，进而影响储能收益的准确测算。

3.充放电影响AGC下发值

众所周知，储能设备的充放电过程会改变风电场的实际上网出力。为方便大家理解，笔者在这里举例说明：假设某风电场储能最大出力为3万kW，在某时刻风电场理论功率为10万kW，AGC指令为8万kW，此时处于限电状态。如果这时候储能充电功率设置为2万kW，这就会造成实际上网出力为6万kW，由于风机出力调整响应有时间要求，进而影响上网出力跟不上AGC指令，影响负荷下发值短时间内向下浮动。