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圖(tu)片(pian)來(lai)源(yuan)@視(shi)覺(jiao)中(zhong)國(guo)

文(wen)｜華(hua)夏(xia)能源網(wang)

万亿储能賽(sai)道(dao)上(shang)，財(cai)大氣(qi)粗(cu)的央国企正(zheng)在(zai)疾行卡(ka)位(wei)。

2022年(nian)以(yi)来，風(feng)光(guang)裝(zhuang)機(ji)持(chi)續(xu)放(fang)量(liang)，新(xin)型(xing)电力(li)系(xi)統(tong)對(dui)储能的強(qiang)勁(jin)需(xu)求(qiu)得(de)以釋(shi)放；與(yu)此(ci)同(tong)時(shi)，從(cong)中央到(dao)地(di)方(fang)不斷(duan)加(jia)碼(ma)的政(zheng)策(ce)支(zhi)持，也(ye)使(shi)储能从遙(yao)遠(yuan)願(yuan)景(jing)變(bian)為(wei)現(xian)實(shi)。在蓬(peng)勃(bo)的储能建(jian)設(she)中，以五大发电为代(dai)表(biao)的央国企搶(qiang)灘(tan)登(deng)陸(lu)成(cheng)为主(zhu)力軍(jun)。

国家(jia)能源局(ju)4月(yue)发布(bu)的《2023年能源工(gong)作(zuo)指(zhi)導(dao)意(yi)見(jian)》指出(chu)，2023年非(fei)化(hua)石(shi)能源发电装机占(zhan)比(bi)提(ti)高(gao)至(zhi)51.9%左(zuo)右(you)，相(xiang)对火(huo)电，這(zhe)壹(yi)比例(li)首(shou)次(ci)過(guo)半(ban)。今(jin)年，光伏(fu)装机增(zeng)速(su)仍(reng)高達(da)30%。由(you)於(yu)新能源发电的高波(bo)動(dong)性(xing)，可(ke)在新能源大发时充(chong)电、出力小(xiao)时放电的储能电站(zhan)，建设需求日(ri)益(yi)緊(jin)迫(po)。

當(dang)前(qian)，国內(nei)各(ge)省(sheng)份(fen)陆续对新能源項(xiang)目(mu)上网提出配(pei)套(tao)储能要(yao)求，业内稱(cheng)之(zhi)为“强制(zhi)配储”政策，也是近(jin)兩(liang)年国内储能装机快(kuai)速增長(chang)的主推(tui)力。2019年以来，全(quan)国共(gong)有(you)逾(yu)22個(ge)省份出臺(tai)了(le)新能源配置(zhi)储能的政策，配置比例約(yue)为5%至20%，这也是电源側(ce)储能装机增长的直(zhi)接(jie)推动力。

从應(ying)用(yong)場(chang)景劃(hua)分(fen)，有的配储项目在发电侧，目的是匹(pi)配电力生(sheng)产和(he)消(xiao)納(na)、減(jian)輕(qing)电网壓(ya)力等(deng)；另(ling)一大场景是在电网侧，用于减少(shao)或(huo)延(yan)緩(huan)电网设備(bei)投(tou)資(zi)、缓解电网阻(zu)塞(sai)，以及(ji)为电力系统提供(gong)調(tiao)峰(feng)调頻(pin)等輔(fu)助(zhu)服(fu)務(wu)。上述(shu)两類(lei)被(bei)称为“大储”，以區(qu)別(bie)于用戶(hu)侧小功(gong)率(lv)储能。

據(ju)中电聯(lian)统計(ji)，截(jie)至2022年底(di)，已(yi)投運(yun)的电化學(xue)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(zhi)有12.9%。在占据半壁(bi)江山(shan)的电源侧储能中，五大发电集团成为主力军；而(er)在傳(chuan)统的抽(chou)水(shui)蓄(xu)能电站建设中，央企更(geng)是承(cheng)擔(dan)了中流(liu)砥(di)柱(zhu)的作用。

已經(jing)在新能源发电项目开发中領(ling)先(xian)的央企，正努(nu)力把(ba)自(zi)己(ji)的優(you)勢(shi)進(jin)一步(bu)擴(kuo)展(zhan)至储能领域(yu)。

超(chao)4千(qian)亿抽水蓄能盛(sheng)宴(yan)

在现有的储能市(shi)场中，抽水蓄能是央企的优势领域。

在新能源占比逐(zhu)步提高的新型电力系统中，抽水蓄能电站是保(bao)障(zhang)电网安(an)全穩(wen)定(ding)运行的重(zhong)要调節(jie)电源，具(ju)有技(ji)術(shu)成熟(shu)、经濟(ji)性优、调节容(rong)量大等优点。据中關(guan)村(cun)储能产业技术联盟(meng)统计，截至2022年底，中国已投运的电力储能项目累(lei)计装机约5940万千瓦(wa)，其(qi)中，抽水蓄能占据最(zui)大比重，接近八(ba)成，累计装机约4610万千瓦。

国家能源局印(yin)发的《抽水蓄能中长期(qi)发展規(gui)划（2021-2035 年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产總(zong)规模(mo)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(shi)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(gen)据中国水力发电工程(cheng)学會(hui)抽水蓄能行业分会抽水蓄能行业分会給(gei)出的數(shu)据，截至今年2 月16日，“十(shi)四(si)五”期間(jian)已核(he)準(zhun)抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合(he)计为9219.1万千瓦，项目投资金(jin)額(e)合计约为6116亿元(yuan)。

华夏能源网註(zhu)意到，在这场抽蓄盛宴中，老(lao)牌(pai)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(gong)示(shi)容量的电站总装机容量高达70000MW。其中，华电集团25个，是第(di)二(er)名(ming)华能集团（12个）的两倍(bei)之多(duo)，第三(san)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(tang)集团分别是6个和4个。

这些(xie)抽水蓄能电站都(dou)分布在什(shen)麽(me)地方呢(ne)？项目最多的省份是西(xi)藏(zang)，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。其次是貴(gui)州(zhou)、廣(guang)東(dong)、湖北(bei)、湖南(nan)和山西，均(jun)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(mang)康(kang)熱(re)巴(ba)抽水蓄能电站，电站初(chu)擬(ni)装机容量3600MW，工程靜(jing)態(tai)投资约232亿元，这个项目也是在已公示金额中额度(du)最大的。

这57个项目中，已公示投资金额的8个项目中，除(chu)了最贵的西藏芒康热巴抽水蓄能电站，国家电投集团的吉(ji)林(lin)省汪(wang)清(qing)抽水蓄能电站超过了100亿元，其他(ta)电站都在60亿元左右，投资规模最低(di)的也有18亿元。

盡(jin)管(guan)很(hen)多项目目前還(hai)沒(mei)有给出投资金额，但(dan)是仍然(ran)可以有一个大致(zhi)估(gu)算(suan)。以湖北恩(en)施大龍(long)潭(tan)抽水蓄能电站为例，其静态投资成本(ben)为6000元/kW。如(ru)果(guo)以这个作为抽水蓄能行业平(ping)均標(biao)准，乘(cheng)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(zhe)还是电网企业，国家电网、南方电网擁(yong)有超过八成的抽水蓄能电站。由于抽水蓄能選(xuan)址(zhi)愈(yu)发艱(jian)難(nan)，五大发电集团要想(xiang)在储能方面(mian)全面趕(gan)超，新型储能是突(tu)破(po)口(kou)。今年以来，鋰(li)價(jia)大幅(fu)回(hui)落(luo)、锂电池(chi)面臨(lin)过剩(sheng)局面下(xia)，五大发电进军新型储能迎(ying)来新机遇(yu)。

集中进军新型储能

新型储能一般(ban)是指除抽水蓄能外(wai)的新型电储能技术，包(bao)括(kuo)电化学储能、压縮(suo)空(kong)气储能、熔(rong)融(rong)鹽(yan)储能等。从累计规模来看(kan)，中国目前的新型储能絕(jue)大部(bu)分是电化学储能，即(ji)通(tong)过电池完(wan)成能量储存(cun)、释放与管理(li)的储能技术。

电化学储能产业鏈(lian)分为三个環(huan)节，上遊(you)设备商(shang)、中游系统集成商和下游运營(ying)方。储能项目的建设流程是，运营方对储能项目进行招(zhao)标，系统集成商去(qu)競(jing)标，电池企业向(xiang)集成商提供储能电池。当电力集团与电池企业簽(qian)訂(ding)合作協(xie)議(yi)後(hou)，招标时通常(chang)会规定須(xu)使用其合作电池企业的产品(pin)，系统集成商再(zai)与該(gai)电池企业签订长期采(cai)購(gou)协议，鎖(suo)定未(wei)来一段(duan)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(lu)線(xian)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，少量是压缩空气和飛(fei)輪(lun)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，其中有一个是鈉(na)和锂混(hun)合使用。另外，有3个项目是全釩(fan)液(ye)流电池，2个项目采用了鉛(qian)碳(tan)电池。

五大发电集团253个新型储能项目中，在项目数量上居(ju)首位的是国家能源集团，共有98个项目，华能以62个项目排(pai)第二，排在第三的是国电投，有49个项目，跟(gen)在后面的是华电，有37个项目。最少的是大唐，僅(jin)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(xi)。其中，最大的项目是今年4月发布的国电投雲(yun)南国際(ji)电力投资有限(xian)公司(si)“浙(zhe)江会戰(zhan)”储能项目，该项目是在浙江省範(fan)圍(wei)内以服务商形(xing)式(shi)獲(huo)取(qu)的零(ling)碳电廠(chang)，預(yu)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(ke)环集团国能智(zhi)深(shen)甘(gan)泉(quan)堡(bao)源网荷(he)储一體(ti)化变电站数字(zi)孿(luan)生系统及換(huan)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(meng)古(gu)的上都百(bai)万千瓦級(ji)风电基(ji)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(jiang)全国排名第一，共有48个项目，比並(bing)列(lie)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。

躲(duo)不过的商业痛点

由于电网企业旗(qi)下抽水蓄能电站有优先上网的便(bian)利(li)，五大电力集团在抽水蓄能方面很难与电网企业竞爭(zheng)。因(yin)而，五大电力集团將(jiang)储能的未来锁定在了新型储能上面，这是很明(ming)智的选擇(ze)。但是，新型储能商业痛点依(yi)然是五大电力集团绕不开的难題(ti)。

目前，新型储能缺(que)少在投资回報(bao)、成本疏(shu)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“曬(shai)太(tai)陽(yang)”。新型储能的度电成本目前仍在0.6元以上，使用率低讓(rang)项目的经济性雪(xue)上加霜(shuang)。

在今年两会上，华能集团董(dong)事(shi)长溫(wen)樞(shu)剛(gang)表示，隨(sui)著(zhe)我(wo)国新能源的快速发展，新型储能也迅(xun)猛(meng)发展。但是，当前存在“新能源+储能”整(zheng)体利用率低、成本高效(xiao)益低的問(wen)题，相关市场机制需要加快完善(shan)落地。

中国能源建设集团董事长宋(song)海(hai)良(liang)也表示，当前迫切(qie)需要在健(jian)全新型储能政策体系、突破并形成核心(xin)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(gong)关重大共性问题，尽快培(pei)育(yu)形成成熟的新型储能一体化解決(jue)方案(an)与集成技术。

上述两位央企领导人(ren)的意见表明，由于储能产业存在的痛点，电力央企已明確(que)看到问题，建言(yan)獻(xian)策尋(xun)求解决之道。

要破解新型储能发展瓶(ping)頸(jing)与堵(du)点，目前各方共識(shi)是，需要賦(fu)予(yu)新型储能以獨(du)立(li)储能市场地位。

“独立储能”是指具有独立法(fa)人资格(ge)，同时具备独立计量、控(kong)制等技术條(tiao)件(jian)和其他要求的储能电站。2022年6月7日，国家发改(gai)委(wei)、能源局下发《关于进一步推动新型储能參(can)与电力市场和调度运用的通知(zhi)》（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(jiao)易(yi)。但是，在实际落地中困(kun)难重重，各省差(cha)距(ju)巨(ju)大。

走(zou)得比較(jiao)领先的山东，在电力现貨(huo)市场已进入(ru)长周(zhou)期連(lian)续結(jie)算試(shi)运行，率先探(tan)索(suo)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(shou)益来源：一部分是賺(zhuan)取发电侧峰谷(gu)价差，但难点在于预測(ce)，类似(si)買(mai)賣(mai)股(gu)票(piao)的点位预测；一部分收益来自容量補(bu)償(chang)，山东给予可调节电源0.0991元/千瓦时的容量补偿費(fei)用，这部分费用从用户侧收取；第三部分是租(zu)賃(lin)费用，也就(jiu)是其他新能源电站如果选择自己不配储能，可以付(fu)费租赁储能容量。

以三峽(xia)集团所(suo)屬(shu)三峡能源慶(qing)云储能示范项目为例，该项目造(zao)价4.4亿元，2022年3月现货市场充放电价差套利加上容量补偿费用，月收益在200多万元。增加租赁收益后，月收益有望(wang)达到500余(yu)万元。当然，峰谷价差套利是最具技术含(han)量的部分，有的时候(hou)预测不准負(fu)荷曲(qu)线，也会导致该项目一天(tian)賠(pei)好(hao)幾(ji)万元。

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(lve)规划部副(fu)主任(ren)李(li)鵬(peng)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“一地雞(ji)毛(mao)”。

“適(shi)用于电力系统的储能技术还有待(dai)研(yan)发，电化学储能在调频、长周期等痛点上性能也有待提升(sheng)，仍有安全问题。”李鹏直言，过于樂(le)觀(guan)、不计成本地大幹(gan)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(she)会用能成本，这可能有違(wei)发展新能源的初衷(zhong)。

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隱(yin)患(huan)。返(fan)回搜(sou)狐(hu)，查(zha)看更多

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