今年的确称得上是一个炙热的夏天。六月起，多地电力提前迎峰度夏。新型储能电站密集上马为电力系统提供了更多灵活性的调理资源，助力电网平稳安全地迎峰度夏。

　　其实，与其说今年的6月30日是储能的“期中考”节点，不如说是尚处在早期阶段的行业的一次亮相。

　　至少在表面上，今年“年中小考”的成绩是超出预期的。在资本市场上热火朝天的新型储能，上半年的产业表现足以用“众望所归”来加以形容。

　　根据寻熵研究院、储能与电力市场，2023上半年国内并网的储能项目总规模达到7.59GW/15.59GWh，规模基本是直逼2022全年7.69GW/16.26GWh的并网总规模。

630抢装潮盛况再现

　　“630”和“1230”对于项目工程人来说不会陌生，分别代表年中和年末的交付或并网节点。

　　在2018年之前，光伏享有相应的政策补助，为了赶上补助节点，光伏项目往往会在六月末和十二月末迎来“抢装潮”。

　　一家从事电力电子设备的企业责任人向21世纪经济报道记者回忆，“我们记得2018年6月，几乎那30天的时间，大家每天看到摆放在厂房过道两排的货一夜晚全发出去，天亮之前再把空的设备壳体运进来组装。尤其是6月27号那天，我们整个公司的人员几乎倾巢出动，帮助客户的光伏电站接入SVG设备，一天就为50多个光伏电站安置了80多台设备。”

　　另一位项目主管回顾，“以前每当迎来年中、年末并网潮，工地上的景象总是热火朝天。几百个人在工地现场安置光伏板，24小时连轴干活。吃住都在工地上，光是送饭的就有20多个人，务必把热汤热饭送到工人手上，今天这个肉、明天换烧鸡，形形色色的菜式变着花式上，保障好光伏并网大会战。”

　　而光伏平价上网之后，“630”已经不再具有原本的意义，更多的只是一种基于企业经营层面或业主要求所沿袭的传统。

　　不过，“630”对于新型储能项目而言，今年又成为一个重要节点，抢装潮的盛况重现。

　　今年多地的独立储能提出了并网节点。根据寻熵研究院、储能与电力市场对公开项目信息和状态的统计，6月新型储能的并网规模达到4.34GW/9.07GWh，占到上半年并网总规模的近58%。

　　据了解，截至7月28日，新源智储今年11个储能项目合计超1686兆瓦时接连顺畅并网。新源智储副总经理邱勇介绍，这之中永州项目、东明项目和诸城项目均要保障“630”并网节点，设备供货时间和工程工期都较为紧张，公司加紧排产计划，保障设备按时到达施工现场，为设备安置与调试预留时间。

　　紧急并网不仅是卡点完成任务，更具有提高电力系统安全迎峰度夏的重要意义。例如，由新源智储交付的湖南能投永州水湾100兆瓦/200兆瓦时电网侧共享储能项目为列入 湖南省 调峰储能电站示范项目打下坚实基础，对电网调峰调频，迎峰度夏期间提高本地区电网质量和电网安全水平具有重要意义。

　　而这些数据的背后，是若干工程、技术、电力人员支撑项目的推进。接通记者电话时，新源智储项目主管刘权提到，为了保障在手的建设项目顺畅交付，这十多天他所在的团队工作到凌晨三四点是常态。而为了按期完成调试目标，需在电网批准的时间段内进行充放电测试。

　　7月26日，国务院新闻办公室举行国务院政策例行吹风会，国家能源局电力司责任人刘明阳介绍，近年来，受风电、光伏发电大规模开发消纳需求驱动，并在相关产业政策支持下，我国新型储能快速发展，装机规模快速增长。截直到今天年5月底，全国已投运新型储能装机规模超过1200万千瓦，国内各地对新型储能重视水平持续提高。

　　光辉的数据背后是一个个具体的人。“刚起床马上就要到项目上去，一年到头都在外面负责项目建设。”刘权对记者说。而这，几乎成了今年储能人工作的缩影。

“行业发展太快了”

　　“储能发展得太快了，我们都有点看不清行业了。”一家储能企业产品总监向21世纪经济报道记者感叹。

　　某企业的责任人如此描述今年的储能产业景象，电芯越做越大，单个箱体容量从之前的2MWh到现在最大的已经能做成20尺的5.1MWh。容量做大以后，电压平台做大。单个电站的项目也从之前的兆瓦时级向吉瓦时级扩大。

　　“原来我们参与的2MWh或5MWh的项目都有几家在争取，现在中标的一个项目没有200MWh都不好意思告诉别人中标了项目。”他戏谑地称。

　　21世纪经济报道记者与业内人士交流时注意到，产品的快速迭代也为行业造成了懊恼。

　　智光储能老总姜新宇近日在公共场所提到，2021年之前，大部分的厂家还是在推280Ah的样品。可是2023年，大家发现2021年的产品已经过时了。那么未来两年、三年之后，这些现存的储能电站还能不能找到匹配的电芯？找不着电芯之后，这么多电池仓、电池架如何替换，更不要说5年今后的产品格局了。

　　其实，电芯厂每推出一个新产品，下游的PACK厂和系统集成厂商都要重新进行产品认证。“一个项目，除了电芯要认证，PACK和系统也需要认证。假如电芯迭代过快，对于后面的资源而言，真正拿下来的周期就会很长，对于后面的发展也会形成阻碍。”

　　技术快速成长，新路线百花齐放，产业需求在政策引导和市场化的竞争下更加放大。

　　对业主而言，今年最大的喜讯或许是中标价格的降低。记者走访调研了解到，去年储能项目电芯价格最高时超过1元/Wh，而今年电芯的报价约降低了30%以上，至每瓦时六毛多。

　　 科士达 7月27日在投资者互动平台表示，材料价格下调降低了储能的系统成本，进一步扩大光储业务市场需求。

　　7月18日， 中国能建 电子采购平台公布了最新一期磷酸铁 锂电池 储能系统集采的中标候选人情况。在0.5C（2小时系统）中， 比亚迪 报价跌破1元，为0.996元/Wh，0.25C（4小时系统）报价为0.866元/Wh。

　　而当系统报价跌破1元/Wh，买方和卖方的说法迥然相异。其实，这对于自有电芯的厂家而言的，尚享有相应的收益空间。

　　但成本绝对不是目前储能降本的唯一因素。尤其是第叁方的系统集成商，往往不得不在集采招标价格的不断下降中让渡毛利率。

　　在 新能源 快速发展的情景下，产品的投标价格似乎只能去“迎合”市场。而更重要的起因是，在资本的加持之下，当前卡位是比挣钱更重要的事情。

　　好在，上半年各类型储能采购的平均报价与平均中标价处在较为接近的水平上，大多数项目其实不是最低价中标。

盼机制走向多元长效化

　　政策始终是决定项目推进与否的重要因素。在6月的并网投运项目中，仅湖南一省并网规模便超过1GW。年初， 湖南省 发改委下发通知，2023年6月底前全容量并网运行的新型储能试点项目按其装机容量的1.3倍计算所配 新能源 容量。

　　但在另一方面，政策的摇摆也对行业造成变相打击。

　　在山东，有关储能电站容量市场的补偿标准就经历了几次摇摆。

　　2022年5月以前，政策上， 山东省 给予储能电站根据全额容量发放容量补偿电费。对于业主而言，彼时的政策光靠容量补偿便可以收回成本。而在2022年7月，山东对容量补偿电价做出了调整，降为之前的十二分之一。

　　在反对声中，山东在次月再次做出了调整，使得储能电站在容量市场中基本处于容量电费成本和容量补偿收入持平的状态。“调整这块，我们其实觉得降得太低了。”国网山东的一位责任人感叹。

　　预期之外的政策变动现象有很多，政策稳定性也成为储能市场的主要担忧之一。

　　5月15日，国家发改委发布《关于 抽水蓄能 电站容量电价及有关事项的公告》。 南网储能 公告，公司所属7座投运 抽水蓄能 电站电价获核定。根据核价结果，预计上市公司将减少2023年收入预算4.96亿元人民币。

　　另外，在火储调频项目中，由于其价格形成机制，根据以往经验而言，一般先期投运参与AGC辅助服务调频的火储项目具有丰厚的 利润，很多省份先期投运的项目在一年左右即可收回成本。而后期随着参与者的增多，市场竞争激烈造成收益的不确定性，原有的 利润模型也不得不做出调整。

　　 中国化学 与物理电源行业协会储能应用分会在其编写的《2023年（二季度）新型储能典型应用与发展态势分析报告》中也提到了若干现存的挑战。

　　 新能源 侧配建储能主要收益模式在于减少弃风弃光和降低 新能源 场站两个细则的考核，收益有限，主要仍依赖于 新能源 场站建设成本的分担，商业模式的缺失造成 新能源 侧配储利用率较低。整体而言，各地仍需进一步探索落实 新能源 配建储能相关准入规则和交易结算方法，丰富其服务品种和收益水平。

　　共享储能商业模式显现地域不同、收益品种多样等特点。总体而言，电网侧共享储能商业模式仍处于发展早期阶段，通过观察已投运共享储能项目和各地区新出台的政策文件，当前共享储能收益水平整体偏低。

　　政策面的成熟似乎还有一段很长的路要走。

　　标普全球大宗商品 天然气 、电力和气候解决方案研究总监韩冰在近日的“2023北京大宗商品市场洞察论坛”上称，随着电力市场机制未来更加灵活，和储能系统成本的不断降低，国内电化学储能市场将在2030年前后迎来拐点。

　　所谓“拐点”主要体现在：2030年前后，一是届时市场机制更加灵活，不管 新能源 配储、独立储能，还是工商业储能项目，都将获得相对公平的市场主体地位，可以参加各种电力市场交易；二是6小时充放电时长的电化学储能成本预计与 抽水蓄能 成本持平。