萬億儲能賽道上，財大氣粗的央國企正在疾行卡位。

　　2022年以來，風光裝機持續放量，新型電力系統對儲能的強勁需求得以釋放;與此同時，從中央到地方不斷加碼的政策支持，也使儲能從遙遠愿景變為現實。在蓬勃的儲能建設中，以五大發電為代表的央國企搶灘登陸成為主力軍。

　　國家能源局4月發布的《2023年能源工作指導意見》指出，2023年非化石能源發電裝機占比提高至51.9%左右，相對火電，這一比例首次過半。今年，光伏裝機增速仍高達30%。由于新能源發電的高波動性，可在新能源大發時充電、出力小時放電的儲能電站，建設需求日益緊迫。

　　當前，國內各省份陸續對新能源項目上網提出配套儲能要求，業內稱之為“強制配儲”政策，也是近兩年國內儲能裝機快速增長的主推力。2019年以來，全國共有逾22個省份出臺了新能源配置儲能的政策，配置比例約為5%至20%，這也是電源側儲能裝機增長的直接推動力。

　　從應用場景劃分，有的配儲項目在發電側，目的是匹配電力生產和消納、減輕電網壓力等;另一大場景是在電網側，用于減少或延緩電網設備投資、緩解電網阻塞，以及為電力系統提供調峰調頻等輔助服務。上述兩類被稱為“大儲”，以區別于用戶側小功率儲能。

　　據中電聯統計，截至2022年底，已投運的電化學儲能電站，近半分布在電源側，占比達48.4%;電網側占比為38.7%;用戶側只有12.9%。在占據半壁江山的電源側儲能中，五大發電集團成為主力軍;而在傳統的抽水蓄能電站建設中，央企更是承擔了中流砥柱的作用。

　　已經在新能源發電項目開發中領先的央企，正努力把自己的優勢進一步擴展至儲能領域。

　　超4千億抽水蓄能盛宴

　　在現有的儲能市場中，抽水蓄能是央企的優勢領域。

　　在新能源占比逐步提高的新型電力系統中，抽水蓄能電站是保障電網安全穩定運行的重要調節電源，具有技術成熟、經濟性優、調節容量大等優點。據中關村儲能產業技術聯盟統計，截至2022年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機約5940萬千瓦，其中，抽水蓄能占據最大比重，接近八成，累計裝機約4610萬千瓦。

　　國家能源局印發的《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035 年)》提出，到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上;到2030年，投產總規模1.2億千瓦左右。規劃布局重點實施項目340個，總裝機容量約4.21億千瓦。同時，儲備項目247個，總裝機規模約3.05億千瓦。

　　根據中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會抽水蓄能行業分會給出的數據，截至今年2 月16日，“十四五”期間已核準抽水蓄能電站共計67個項目，裝機規模合計為9219.1萬千瓦，項目投資金額合計約為6116億元。

　　華夏能源網注意到，在這場抽蓄盛宴中，老牌的五大發電集團目前共有57個電站項目，總投資金額超4000億元。57個項目中，已公示容量的電站總裝機容量高達70000MW。其中，華電集團25個，是第二名華能集團(12個)的兩倍之多，第三名是國家能源集團(10個抽水蓄能電站)，國家電投集團和大唐集團分別是6個和4個。

　　這些抽水蓄能電站都分布在什么地方呢?項目最多的省份是西藏，有7個。五大發電集團57個抽水蓄能電站中，裝機規模最大的，投資金額最高的也都在西藏。其次是貴州、廣東、湖北、湖南和山西，均各有4個項目。

　　57個項目中，容量最大的是華能集團的西藏芒康熱巴抽水蓄能電站，電站初擬裝機容量3600MW，工程靜態投資約232億元，這個項目也是在已公示金額中額度最大的。

　　這57個項目中，已公示投資金額的8個項目中，除了最貴的西藏芒康熱巴抽水蓄能電站，國家電投集團的吉林省汪清抽水蓄能電站超過了100億元，其他電站都在60億元左右，投資規模最低的也有18億元。

　　盡管很多項目目前還沒有給出投資金額，但是仍然可以有一個大致估算。以湖北恩施大龍潭抽水蓄能電站為例，其靜態投資成本為6000元/kW。如果以這個作為抽水蓄能行業平均標準，乘以總裝機容量約70000 MW，可以得出57個項目總投資金額大約為4200億元。

　　當然，中國抽水蓄能電站最有優勢的投資者還是電網企業，國家電網、南方電網擁有超過八成的抽水蓄能電站。由于抽水蓄能選址愈發艱難，五大發電集團要想在儲能方面全面趕超，新型儲能是突破口。今年以來，鋰價大幅回落、鋰電池面臨過剩局面下，五大發電進軍新型儲能迎來新機遇。

　　集中進軍新型儲能

　　新型儲能一般是指除抽水蓄能外的新型電儲能技術，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、熔融鹽儲能等。從累計規模來看，中國目前的新型儲能絕大部分是電化學儲能，即通過電池完成能量儲存、釋放與管理的儲能技術。

　　電化學儲能產業鏈分為三個環節，上游設備商、中游系統集成商和下游運營方。儲能項目的建設流程是，運營方對儲能項目進行招標，系統集成商去競標，電池企業向集成商提供儲能電池。當電力集團與電池企業簽訂合作協議后，招標時通常會規定須使用其合作電池企業的產品，系統集成商再與該電池企業簽訂長期采購協議，鎖定未來一段時間的電池供應。

　　華夏能源網不完全統計，截至目前，五大發電集團共有253個新型儲能項目進行了招投標公示，項目已公示規模高達11777MW/30793MWh。

　　從新型儲能的技術路線上來看，已經公示了技術路線的項目中，91%(94個)都是電化學路線，少量是壓縮空氣和飛輪項目，分別是5個和4個。94個電化學項目中，有63個為鋰電池項目，其中有一個是鈉和鋰混合使用。另外，有3個項目是全釩液流電池，2個項目采用了鉛碳電池。

　　五大發電集團253個新型儲能項目中，在項目數量上居首位的是國家能源集團，共有98個項目，華能以62個項目排第二，排在第三的是國電投，有49個項目，跟在后面的是華電，有37個項目。最少的是大唐，僅有7個。

　　從新型儲能裝機規模上來看，位居首位的是擁有先發優勢的國電投。國電投49個項目總規模為3952MW/9391MWh，其中18個項目規模為100MW或以上。

　　五大發電集團253個新型儲能項目中，規模前十的項目中，國電投占了7席。其中，最大的項目是今年4月發布的國電投云南國際電力投資有限公司“浙江會戰”儲能項目，該項目是在浙江省范圍內以服務商形式獲取的零碳電廠，預估總容量約600MW/3000MWh。

　　國家能源集團的98個項目，合計總規模為3712MW/8760MWh，有12個項目規模是在100MW或以上的，最大的項目科環集團國能智深甘泉堡源網荷儲一體化變電站數字孿生系統及換電站設備建設項目，規模為340MW/680MWh。

　　華能的62個項目，合計總規模為2547MW/7155MWh，有14個項目是100MW或以上的，最大的項目規模為300MW/600MWh，位于內蒙古的上都百萬千瓦級風電基地項目配套儲能。

　　從新型儲能項目的地域分布來看，上述253個項目中，新疆全國排名第一，共有48個項目，比并列第二名的內蒙古和山東的項目數量加總還多，這兩個省份均有20個項目，浙江和山西排第四和第五，分別是16個和14個。

　　躲不過的商業痛點

　　由于電網企業旗下抽水蓄能電站有優先上網的便利，五大電力集團在抽水蓄能方面很難與電網企業競爭。因而，五大電力集團將儲能的未來鎖定在了新型儲能上面，這是很明智的選擇。但是，新型儲能商業痛點依然是五大電力集團繞不開的難題。

　　目前，新型儲能缺少在投資回報、成本疏導上的市場化機制，比如發電側配備的新型儲能項目，是要配合風光消納，其使用率過低，以至于項目建成后多半時間用來“曬太陽”。新型儲能的度電成本目前仍在0.6元以上，使用率低讓項目的經濟性雪上加霜。

　　在今年兩會上，華能集團董事長溫樞剛表示，隨著我國新能源的快速發展，新型儲能也迅猛發展。但是，當前存在“新能源+儲能”整體利用率低、成本高效益低的問題，相關市場機制需要加快完善落地。

　　中國能源建設集團董事長宋海良也表示，當前迫切需要在健全新型儲能政策體系、突破并形成核心技術體系、完善標準體系、形成穩定的商業模式等環節加快集中攻關重大共性問題，盡快培育形成成熟的新型儲能一體化解決方案與集成技術。

　　上述兩位央企領導人的意見表明，由于儲能產業存在的痛點，電力央企已明確看到問題，建言獻策尋求解決之道。

　　要破解新型儲能發展瓶頸與堵點，目前各方共識是，需要賦予新型儲能以獨立儲能市場地位。

　　“獨立儲能”是指具有獨立法人資格，同時具備獨立計量、控制等技術條件和其他要求的儲能電站。2022年6月7日，國家發改委、能源局下發《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(下稱《通知》)，明確新型儲能市場定位，推動獨立儲能參與市場交易。但是，在實際落地中困難重重，各省差距巨大。

　　走得比較領先的山東，在電力現貨市場已進入長周期連續結算試運行，率先探索了獨立儲能電站參與現貨交易。

　　現貨模式下，山東的獨立儲能電站有三部分收益來源：一部分是賺取發電側峰谷價差，但難點在于預測，類似買賣股票的點位預測;一部分收益來自容量補償，山東給予可調節電源0.0991元/千瓦時的容量補償費用，這部分費用從用戶側收取;第三部分是租賃費用，也就是其他新能源電站如果選擇自己不配儲能，可以付費租賃儲能容量。

　　以三峽集團所屬三峽能源慶云儲能示范項目為例，該項目造價4.4億元，2022年3月現貨市場充放電價差套利加上容量補償費用，月收益在200多萬元。增加租賃收益后，月收益有望達到500余萬元。當然，峰谷價差套利是最具技術含量的部分，有的時候預測不準負荷曲線，也會導致該項目一天賠好幾萬元。

　　而在沒有現貨的省份，電源側、電網側新型儲能收益來源，主要是參與輔助服務市場收入、容量租賃等。決定輔助服務收益的兩個核心，分別是價格和利用小時數。但目前輔助服務市場機制仍不完善，儲能項目很難獲取收益。

　　在國家電投戰略規劃部副主任李鵬看來，儲能應用于電力系統，如果商業模式走不通，將來很可能會“一地雞毛”。

　　“適用于電力系統的儲能技術還有待研發，電化學儲能在調頻、長周期等痛點上性能也有待提升，仍有安全問題。”李鵬直言，過于樂觀、不計成本地大干快上大規模的新型儲能，很可能會大幅增加電力系統成本，從而推高社會用能成本，這可能有違發展新能源的初衷。

　　如此看來，五大發電集團強勢進軍萬億儲能市場，面臨的困難還很多。大干快上之下，是占據了先發優勢，但解決不了的難題將來都是隱患。

　　來源：華夏能源網