万亿储能赛道上，财大气粗的央国企正在疾行卡位。
2022年以来，风光装机持续放量，新型电力系统对储能的强劲需求得以释放；与此同时，从中央到地方不断加码的政策支持，也使储能从遥远愿景变为现实。在蓬勃的储能建设中，以五大发电为代表的央国企抢滩登陆成为主力军。
国家能源局4月发布的《2023年能源工作指导意见》指出，2023年非化石能源发电装机占比提高至51.9%左右，相对火电，这一比例首次过半。今年，光伏装机增速仍高达30%。由于新能源发电的高波动性，可在新能源大发时充电、出力小时放电的储能电站，建设需求日益紧迫。
当前，国内各省份陆续对新能源项目上网提出配套储能要求，业内称之为“强制配储”政策，也是近两年国内储能装机快速增长的主推力。2019年以来，全国共有逾22个省份出台了新能源配置储能的政策，配置比例约为5%至20%，这也是电源侧储能装机增长的直接推动力。
从应用场景划分，有的配储项目在发电侧，目的是匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等；另一大场景是在电网侧，用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务。上述两类被称为“大储”，以区别于用户侧小功率储能。
据中电联统计，截至2022年底，已投运的电化学储能电站，近半分布在电源侧，占比达48.4%；电网侧占比为38.7%；用户侧只有12.9%。在占据半壁江山的电源侧储能中，五大发电集团成为主力军；而在传统的抽水蓄能电站建设中，央企更是承担了中流砥柱的作用。
已经在新能源发电项目开发中领先的央企，正努力把自己的优势进一步扩展至储能领域。
在现有的储能市场中，抽水蓄能是央企的优势领域。
国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦。同时，储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦。
根据中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会抽水蓄能行业分会给出的数据，截至今年2 月16日，“十四五”期间已核准抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合计为9219.1万千瓦，项目投资金额合计约为6116亿元。
华夏能源网注意到，在这场抽蓄盛宴中，老牌的五大发电集团目前共有57个电站项目，总投资金额超4000亿元。57个项目中，已公示容量的电站总装机容量高达70000MW。其中，华电集团25个，是第二名华能集团（12个）的两倍之多，第三名是国家能源集团（10个抽水蓄能电站），国家电投集团和大唐集团分别是6个和4个。
这些抽水蓄能电站都分布在什么地方呢？项目最多的省份是西藏，有7个。五大发电集团57个抽水蓄能电站中，装机规模最大的，投资金额最高的也都在西藏。其次是贵州、广东、湖北、湖南和山西，均各有4个项目。
57个项目中，容量最大的是华能集团的西藏芒康热巴抽水蓄能电站，电站初拟装机容量3600MW，工程静态投资约232亿元，这个项目也是在已公示金额中额度最大的。
这57个项目中，已公示投资金额的8个项目中，除了最贵的西藏芒康热巴抽水蓄能电站，国家电投集团的吉林省汪清抽水蓄能电站超过了100亿元，其他电站都在60亿元左右，投资规模最低的也有18亿元。
尽管很多项目目前还没有给出投资金额，但是仍然可以有一个大致估算。以湖北恩施大龙潭抽水蓄能电站为例，其静态投资成本为6000元/kW。如果以这个作为抽水蓄能行业平均标准，乘以总装机容量约70000 MW，可以得出57个项目总投资金额大约为4200亿元。
当然，中国抽水蓄能电站最有优势的投资者还是电网企业，国家电网、南方电网拥有超过八成的抽水蓄能电站。由于抽水蓄能选址愈发艰难，五大发电集团要想在储能方面全面赶超，新型储能是突破口。今年以来，锂价大幅回落、锂电池面临过剩局面下，五大发电进军新型储能迎来新机遇。
新型储能一般是指除抽水蓄能外的新型电储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能等。从累计规模来看，中国目前的新型储能绝大部分是电化学储能，即通过电池完成能量储存、释放与管理的储能技术。
电化学储能产业链分为三个环节，上游设备商、中游系统集成商和下游运营方。储能项目的建设流程是，运营方对储能项目进行招标，系统集成商去竞标，电池企业向集成商提供储能电池。当电力集团与电池企业签订合作协议后，招标时通常会规定须使用其合作电池企业的产品，系统集成商再与该电池企业签订长期采购协议，锁定未来一段时间的电池供应。
华夏能源网不完全统计，截至目前，五大发电集团共有253个新型储能项目进行了招投标公示，项目已公示规模高达11777MW/30793MWh。
从新型储能的技术路线上来看，已经公示了技术路线的项目中，91%（94个）都是电化学路线，少量是压缩空气和飞轮项目，分别是5个和4个。94个电化学项目中，有63个为锂电池项目，其中有一个是钠和锂混合使用。另外，有3个项目是全钒液流电池，2个项目采用了铅碳电池。
五大发电集团253个新型储能项目中，在项目数量上居首位的是国家能源集团，共有98个项目，华能以62个项目排第二，排在第三的是国电投，有49个项目，跟在后面的是华电，有37个项目。最少的是大唐，仅有7个。
从新型储能装机规模上来看，位居首位的是拥有先发优势的国电投。国电投49个项目总规模为3952MW/9391MWh，其中18个项目规模为100MW或以上。
五大发电集团253个新型储能项目中，规模前十的项目中，国电投占了7席。其中，最大的项目是今年4月发布的国电投云南国际电力投资有限公司“浙江会战”储能项目，该项目是在浙江省范围内以服务商形式获取的零碳电厂，预估总容量约600MW/3000MWh。
国家能源集团的98个项目，合计总规模为3712MW/8760MWh，有12个项目规模是在100MW或以上的，最大的项目科环集团国能智深甘泉堡源网荷储一体化变电站数字孪生系统及换电站设备建设项目，规模为340MW/680MWh。
华能的62个项目，合计总规模为2547MW/7155MWh，有14个项目是100MW或以上的，最大的项目规模为300MW/600MWh，位于内蒙古的上都百万千瓦级风电基地项目配套储能。
从新型储能项目的地域分布来看，上述253个项目中，新疆全国排名第一，共有48个项目，比并列第二名的内蒙古和山东的项目数量加总还多，这两个省份均有20个项目，浙江和山西排第四和第五，分别是16个和14个。
由于电网企业旗下抽水蓄能电站有优先上网的便利，五大电力集团在抽水蓄能方面很难与电网企业竞争。因而，五大电力集团将储能的未来锁定在了新型储能上面，这是很明智的选择。但是，新型储能商业痛点依然是五大电力集团绕不开的难题。
目前，新型储能缺少在投资回报、成本疏导上的市场化机制，比如发电侧配备的新型储能项目，是要配合风光消纳，其使用率过低，以至于项目建成后多半时间用来“晒太阳”。新型储能的度电成本目前仍在0.6元以上，使用率低让项目的经济性雪上加霜。
中国能源建设集团董事长宋海良也表示，当前迫切需要在健全新型储能政策体系、突破并形成核心技术体系、完善标准体系、形成稳定的商业模式等环节加快集中攻关重大共性问题，尽快培育形成成熟的新型储能一体化解决方案与集成技术。
上述两位央企领导人的意见表明，由于储能产业存在的痛点，电力央企已明确看到问题，建言献策寻求解决之道。
要破解新型储能发展瓶颈与堵点，目前各方共识是，需要赋予新型储能以独立储能市场地位。
“独立储能”是指具有独立法人资格，同时具备独立计量、控制等技术条件和其他要求的储能电站。2022年6月7日，国家发改委、能源局下发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（下称《通知》），明确新型储能市场定位，推动独立储能参与市场交易。但是，在实际落地中困难重重，各省差距巨大。
走得比较领先的山东，在电力现货市场已进入长周期连续结算试运行，率先探索了独立储能电站参与现货交易。
现货模式下，山东的独立储能电站有三部分收益来源：一部分是赚取发电侧峰谷价差，但难点在于预测，类似买卖股票的点位预测；一部分收益来自容量补偿，山东给予可调节电源0.0991元/千瓦时的容量补偿费用，这部分费用从用户侧收取；第三部分是租赁费用，也就是其他新能源电站如果选择自己不配储能，可以付费租赁储能容量。
而在没有现货的省份，电源侧、电网侧新型储能收益来源，主要是参与辅助服务市场收入、容量租赁等。决定辅助服务收益的两个核心，分别是价格和利用小时数。但目前辅助服务市场机制仍不完善，储能项目很难获取收益。
在国家电投战略规划部副主任李鹏看来，储能应用于电力系统，如果商业模式走不通，将来很可能会“一地鸡毛”。
“适用于电力系统的储能技术还有待研发，电化学储能在调频、长周期等痛点上性能也有待提升，仍有安全问题。”李鹏直言，过于乐观、不计成本地大干快上大规模的新型储能，很可能会大幅增加电力系统成本，从而推高社会用能成本，这可能有违发展新能源的初衷。
如此看来，五大发电集团强势进军万亿储能市场，面临的困难还很多。大干快上之下，是占据了先发优势，但解决不了的难题将来都是隐患。
