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节资源，助力电网平稳安全地迎峰度夏。

事实上，与其说今年的6月30日是储能的“期中考”节点，不如说是尚处在初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，规模几乎是直逼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年以前，光伏享有一定的政策补贴，为了赶上补贴节点，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公司负责人向21世纪经济报道记者回忆，“我们记得2018年6月，几乎那一个月的时间，大家每天看到摆放在厂房过道两排的货一晚上全发出去，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多个光伏电站安装了80多台设备。”

另一位项目经理回顾，“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装光伏板，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，必须把热汤热饭送到工人手上，今天这个肉、明天换烧鸡，各式各样的菜式变着花式上，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者业主要求所沿袭的惯例。

不过，630对于新型储能项目来说，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%。

据悉，截至7月28日，新源智储今年11个储能项目共计超1686兆瓦时接连顺利并网。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，为设备安装与调试预留时间。

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。

7月26日，国务院新闻办公室举行国务院政策例行吹风会，国家能源局电力司负责人刘明阳介绍，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。截至今年5月底，全国已投运新型储能装机规模超过1200万千瓦，全国各地对新型储能重视程度持续提高。

灿烂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。”刘权告诉记者。而这，这几乎成了今年储能人工作的缩影。

“行业发展太快了”

“储能发展的太快了，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。

某企业的负责人如此描述今年的储能产业景象，电芯越做越大，单个箱体容量从原来的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原来的兆瓦时级向吉瓦时级扩大。

“原来我们参与的2MWh或者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带来了烦恼。

智光储能董事长姜新宇近日在公开场合提到，2021年以前，大部分的厂家还是在推280Ah的样品。但是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？找不到电芯之后，这么多电池仓、电池架如何替换，更不要说5年以后的产品格局了。

事实上，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，对于后面的资源来说，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下降了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，买方和卖方的观点迥然相异。事实上，这对于自有电芯的厂家而言的，尚享有一定的利润空间。

但成本绝对不是目前储能降本的唯一因素。尤其是第三方的系统集成商，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况下，产品的投标价格似乎只能去“迎合”市场。而更关键的原因是，在资本的加持之下，当前卡位是比赚钱更重要的事情。

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，大多数项目并非最低价中标。

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按照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，降为原来的十二分之一。在反对声中，山东在8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。”国网山东的一位负责人感叹。

预期之外的政策变动现象不在少数，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通知》。南网储能公告，公司所属7座投运抽水蓄能电价获核定。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。

另外，在火储调频项目中，由于其价格形成机制，按照以往经验来说，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收益，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，市场竞争激烈带来收益的不确定性，原有的收益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，商业模式的缺失导致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。

共享储能商业模式呈现地域差异、收益品种多样等特点。总体来说，电网侧共享储能商业模式仍处于发展初期阶段，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，以及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，无论新能源配储、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。