仅经济效益而言，风电配套储能优势不明显。在本报告中，记者探讨了风储项目在能源套利、减少弃电、稳定出力和辅助服务四个应用场景的经济性。
多数市场中，风储项目经济性不佳。只有少数市场中，风电+储能存在可行的商业模式。记者分析了四个应用场景中风储项目的经济性。如果风储项目仅用于单个应用场景，则经济效益偏低；若项目能投入多个应用场景，经济效益会大大改善。不过，项目应用与所在场址高度相关，同时受到许多不确定性的影响。
风储项目经济性可能日益提高。储能系统成本下降、高比例可再生能源电力市场中电价波动幅度增大，以及可调度可再生能源补偿机制日趋明确，都有利于提高风储项目经济性。
项目经济性逐渐提高，伴随着政策支持和日趋严格的电网要求，未来2-3年内，许多市场中风储项目将更为普遍。
能源套利
德州电力市场这类电价波动剧烈的市场中，套利是极具吸引力的选择。假设储能资产全生命周期内电价价差大致相同，最快在2023年，套利收入就足以覆盖配套一小时储能电池的成本。在其他市场，峰谷价差套利空间太小。若采用规模更小(不超过风电项目容量的10%)、储能时长更短的方案(不超过1小时)，能更快实现盈亏平衡。
减少弃电
受风电出力变化和储能系统容量的限制，电化学储能不是降低弃风电量的最佳选择。只有在弃电的机会成本特别高的情况下，配套储能才具备经济性。对于有资格获得丰厚补贴或高电价的棕地风电项目而言，配套储能可能很有吸引力。
提高电源稳定性
与光伏电源相比，风电电源出力波动性较大，供电可靠性低，收益也因此受到影响。利用小时数较高的风电项目若配套储能，风电稳定运行的可能性将大大增加。
辅助服务
辅助服务市场能为储能带来最丰厚的收益。然而，辅助市场需求较小，很难作为风储项目长期稳定的收入来源。
一组数据
46,592美元
建模计算得出的2019年德州电力市场中50MW风电项目配套1MW/1MWh储能系统的套利收入
1.7倍
德州电力市场中四小时储能系统与一小时储能系统的年套利收入之比
120天
2019年加州电力市场中配套四小时储能系统的风电场无法满足容量义务的时长
