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。
4.储能设备运维能力有待提高
储能作为电力市场中的“新军”，现阶段市场主体对其了解较少，如何在各种场景下选择合适的充放电策略，如何对其进行正确的维护，如何在收益与储能运行安全间取得平衡，对运维人员来说还处于摸索和总结阶段。
如何应对新能源配储运行难点
随着各省新投新能源场站的不断投运，储能装机容量也会迅速增加，储能在市场中发挥的作用也会越来越大，对调峰、调频及维持电网稳定运行也会愈发重要。
对新能源场站而言，储能在现货场景下的收益也会较为可观，而这就需要市场主体具备新能源配储的运行能力。结合笔者对新能源配储运行实践的研究和理解，提出以下建议措施：
1.利用竞价空间及功率预测提高电价预判能力
现货市场中供需关系决定现货电价，而现货系统中会对当天的全网供需关系进行披露，可结合披露信息、功率预测以及已出清的实时现货市场电价进行再预判。
2.拆分充电场景，提高收益测算准确率
新能源配储的放电收入测算较为简单，而多场景下的充电过程成本测算较为困难。针对此现状，可尝试将充电过程中涉及的场景进行拆分，计算各个场景下的充电成本。
3.优化储能控制策略
储能设备的充放电功率控制较为灵活，运行人员需要结合各个场站的AGC指令下发逻辑、不同的充电场景，设置不同的充放电策略，并基于实际运行效果，持续不断的优化储能设备的运行控制策略。
4.优化内部运营流程
新能源配储运行及充放电策略执行，会涉及跨团队协作。根据各公司不同的组织架构设置，交易和生产团队的协同方式会存在很大区别。现货场景下新能源配储的运行，需要交易人员与生产人员紧密配合，相互协同，方可避免出现管理缺失的风险。因此，现货场景下的新能源运行实践需要着重关注内部运营流程是否符合要求。
5.加强储能运行能力建设
针对储能运行能力建设，笔者认为可从两方面考虑：加强运行人员培训和借助储能厂家的力量，尽快编制现货场景下新能源配储运行指导手册，将其固化为组织能力。
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