在“双碳”目标推动下，一系列支持新能源政策随之而来，储能业务迎来了“黄金增长期”，以央企为首的新能源企业纷纷规划储能项目。随着风光并网电量快速提升，新型电力系统建设面临诸多挑战。作为构建新型电力系统的基础，储能2022年或将延续此前热度。

储能作为现代化能源体系的重要组成部分，目前在新能源并网发电中扮演者重要角色。中国能建相关负责人介绍，以哈密项目为例，该项目利用太阳能发电，采用的是熔盐储热，储热能力约1300MWh。目前这一技术相对比较成熟，但在国内实际商业化运营中还应用得比较少。

储能市场的发展随着风光能源扩张的脚步正在加快。中关村储能产业技术联盟预测，保守场景下，“十四五”储能市场市场总量将达到35.5GW，复合增长率将保持在57%左右。太平洋证券分析认为，在大基地、整县推进等政策扶持下，2022年国内光伏装机量有望达到60GW-75GW，同比增长约40%。

从项目规模上来看， 2021年，百兆瓦级别的储能电站开发加速，这与新能源装机规模越来越大相适应。据了解，更大规模的吉瓦级别的储能电站呼之欲出，林洋能源和亿纬锂能合资公司正在谋划江苏启东500兆瓦/1吉瓦时储能电站项目。

“储能可以应用于电源调频辅助服务、备用电源、平滑处理波动等场景，解决因风光发电带来的电网不稳定及弃电问题。”国金证券分析称，在新型电力系统中，电源侧、电网侧及用户侧对储能设备有迫切需求，“储能+”的新结构得以快速发展，形成新能源发展的重要支撑面。

“储能是新能源发电的缓冲池，没有储能，新能源和电网的匹配就会出现问题。”中国能建相关负责人称，构建以新能源为主体的新型电力系统，储能是重要支撑。

梳理发现，从各地已经陆续出台的新能源政策来看，多数要求新上新能源项目必须配套相应比例储能。

2021年6月，中国能建发布《践行碳达峰碳中和“30·60”战略目标行动方案(白皮书)》。公司相关负责人表示，中国能建围绕“30·60”系统解决方案“一个中心”和储能、氢能“两个基本点”，聚焦抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、氢能等新能源业态，建立全产业链核心竞争力。

央企在储能发展中扮演重要角色。2021年12月，国资委印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，要求加快推进生态友好、条件成熟、指标优越的抽水蓄能电站建设，积极推进在建项目建设，结合地方规划积极开展中小型抽水蓄能建设，探索推进水电梯级融合改造，发展抽水蓄能现代化产业。

“抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，在众多储能技术中，抽水蓄能技术最为成熟，运行也比较稳定。”中国电建相关负责人介绍，尽管储能方式众多，但横向比较来看，抽水蓄能是目前最为经济的运行方式之一。

目前，国内储能装机功率近九成的份额来自抽水蓄能。根据中关村产业技术联盟统计，2020年，全球抽水蓄能装机功率为172.5GW，占全部储能装机功率的90.3%；中国储能累计装机容量35.6GW，其中抽水蓄能装机容量占比为89.3%。

“国内90%以上的规划设计和60%以上的施工建造，均有中国电建的参与。”中国电建相关负责人表示，中国电建在抽水蓄能领域具备绝对的优势，特别是在标准制定、勘测设计、土建施工、机电安装以及工程监理等方面。2021年上半年，国家电网在建的30余个抽水蓄能项目当中，中国电建承担了约87%项目的勘测设计工作。