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今年的確稱得上是一個炙熱的夏天。六月起，多地電力提前迎峰度夏。新型儲能電站密集上馬為電力系統(tǒng)提供了更多靈活性的調(diào)節(jié)資源，助力電網(wǎng)平穩(wěn)安全地迎峰度夏。

事實上，與其說今年的6月30日是儲能的“期中考”節(jié)點，不如說是尚處在初期階段的行業(yè)的一次亮相。

至少在表面上，今年“年中小考”的成績是超出預期的。在資本市場上熱火朝天的新型儲能，上半年的產(chǎn)業(yè)表現(xiàn)足以用“眾望所歸”來加以形容。

根據(jù)儲能與電力市場，2023上半年國內(nèi)并網(wǎng)的儲能項目總規(guī)模達到7.59GW/15.59GWh，規(guī)模幾乎是直逼2022全年7.69GW/16.26GWh的并網(wǎng)總規(guī)模。

630搶裝潮盛況再現(xiàn)

“630”和“1230”對于項目工程人來說不會陌生，分別代表年中和年末的交付或并網(wǎng)節(jié)點。

在2018年以前，光伏享有一定的政策補貼，為了趕上補貼節(jié)點，光伏項目往往會在六月末和十二月末迎來“搶裝潮”。

一家從事電力電子設備的公司負責人向記者回憶，“我們記得2018年6月，幾乎那一個月的時間，大家每天看到擺放在廠房過道兩排的貨一晚上全發(fā)出去，天亮之前再把空的設備殼體運進來組裝。尤其是6月27號那天，我們整個公司的人員幾乎傾巢出動，幫助客戶的光伏電站接入SVG設備，一天就為50多個光伏電站安裝了80多臺設備。”

另一位項目經(jīng)理回顧，“以前每當迎來年中、年末并網(wǎng)潮，工地上的景象總是熱火朝天。幾百個人在工地現(xiàn)場安裝光伏板，24小時連軸干活。吃住都在工地上，光是送飯的就有20多個人，必須把熱湯熱飯送到工人手上，今天這個肉、明天換燒雞，各式各樣的菜式變著花式上，保障好光伏并網(wǎng)大會戰(zhàn)。”

而光伏平價上網(wǎng)之后，630已經(jīng)不再具有原本的意義，更多的只是一種基于企業(yè)經(jīng)營層面或者業(yè)主要求所沿襲的慣例。

不過，630對于新型儲能項目來說，今年又成為一個重要節(jié)點，搶裝潮的盛況重現(xiàn)。

今年多地的獨立儲能提出了并網(wǎng)節(jié)點。根據(jù)尋熵研究院、儲能與電力市場對公開項目信息和狀態(tài)的統(tǒng)計，6月新型儲能的并網(wǎng)規(guī)模達到4.34GW/9.07GWh，占到上半年并網(wǎng)總規(guī)模的近58%。

據(jù)悉，截至7月28日，新源智儲今年11個儲能項目共計超1686兆瓦時接連順利并網(wǎng)。新源智儲副總經(jīng)理邱勇介紹，這之中永州項目、東明項目和諸城項目均要保障“630”并網(wǎng)節(jié)點，設備供貨時間和工程工期都較為緊張，公司加緊排產(chǎn)計劃，保障設備按時到達施工現(xiàn)場，為設備安裝與調(diào)試預留時間。

緊急并網(wǎng)不僅是卡點完成任務，更具有提高電力系統(tǒng)安全迎峰度夏的重要意義。例如，由新源智儲交付的湖南能投永州水灣100兆瓦/200兆瓦時電網(wǎng)側(cè)共享儲能項目為列入湖南省調(diào)峰儲能電站示范項目打下堅實基礎(chǔ)，對電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻，迎峰度夏期間提高本地區(qū)電網(wǎng)質(zhì)量和電網(wǎng)安全水平具有重要意義。

而這些數(shù)據(jù)的背后，是若干工程、技術(shù)、電力人員支撐項目的推進。接通記者電話時，新源智儲項目經(jīng)理劉權(quán)提到，為了保障在手的建設項目順利交付，這十多天他所在的團隊工作到凌晨三四點是常態(tài)。而為了按期完成調(diào)試目標，需在電網(wǎng)批準的時間段內(nèi)進行充放電測試。

7月26日，國家能源局電力司負責人劉明陽介紹，近年來，受風電、光伏發(fā)電大規(guī)模開發(fā)消納需求驅(qū)動，并在相關(guān)產(chǎn)業(yè)政策支持下，我國新型儲能快速發(fā)展，裝機規(guī)?？焖僭鲩L。截至今年5月底，全國已投運新型儲能裝機規(guī)模超過1200萬千瓦，全國各地對新型儲能重視程度持續(xù)提高。

燦爛的數(shù)據(jù)背后是一個個具體的人。“剛起床馬上就要到項目上去，一年到頭都在外面負責項目建設。”劉權(quán)告訴記者。而這，這幾乎成了今年儲能人工作的縮影。

“行業(yè)發(fā)展太快了”

“儲能發(fā)展的太快了，我們都有點看不清行業(yè)了。”一家儲能企業(yè)產(chǎn)品總監(jiān)向記者感嘆。

某企業(yè)的負責人如此描述今年的儲能產(chǎn)業(yè)景象，電芯越做越大，單個箱體容量從原來的2MWh到現(xiàn)在最大的已經(jīng)能做成20尺的5.1MWh。容量做大以后，電壓平臺做大。單個電站的項目也從原來的兆瓦時級向吉瓦時級擴大。

“原來我們參與的2MWh或者5MWh的項目都有幾家在爭取，現(xiàn)在中標的一個項目沒有200MWh都不好意思告訴別人中標了項目。”他戲謔地稱。

記者與業(yè)內(nèi)人士交流時注意到，產(chǎn)品的快速迭代也為行業(yè)帶來了煩惱。

智光儲能董事長姜新宇近日在公開場合提到，2021年以前，大部分的廠家還是在推280Ah的樣品。但是2023年，大家發(fā)現(xiàn)2021年的產(chǎn)品已經(jīng)過時了。那么未來兩年、三年之后，這些現(xiàn)存的儲能電站還能不能找到匹配的電芯？找不到電芯之后，這么多電池倉、電池架如何替換，更不要說5年以后的產(chǎn)品格局了。

事實上，電芯廠每推出一個新產(chǎn)品，下游的PACK廠和系統(tǒng)集成廠商都要重新進行產(chǎn)品認證。“一個項目，除了電芯要認證，PACK和系統(tǒng)也需要認證。假如電芯迭代過快，對于后面的資源來說，真正拿下來的周期就會很長，對于后面的發(fā)展也會形成阻礙。”

技術(shù)快速成長，新路線百花齊放，產(chǎn)業(yè)需求在政策引導和市場化的競爭下更加放大。

對業(yè)主而言，今年最大的喜訊或許是中標價格的降低。記者走訪調(diào)研了解到，去年儲能項目電芯價格最高時超過1元/Wh，而今年電芯的報價約下降了30%以上，至每瓦時六毛多。

科士達7月27日在投資者互動平臺表示，材料價格下調(diào)降低了儲能的系統(tǒng)成本，進一步擴大光儲業(yè)務市場需求。

7月18日，中國能建電子采購平臺公布了最新一期磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)集采的中標候選人情況。在0.5C（2小時系統(tǒng)）中，比亞迪報價跌破1元，為0.996元/Wh，0.25C（4小時系統(tǒng)）報價為0.866元/Wh。

而當系統(tǒng)報價跌破1元/Wh，買方和賣方的觀點迥然相異。事實上，這對于自有電芯的廠家而言的，尚享有一定的利潤空間。

但成本絕對不是目前儲能降本的唯一因素。尤其是第三方的系統(tǒng)集成商，往往不得不在集采招標價格的不斷下降中讓渡毛利率。

在新能源快速發(fā)展的情況下，產(chǎn)品的投標價格似乎只能去“迎合”市場。而更關(guān)鍵的原因是，在資本的加持之下，當前卡位是比賺錢更重要的事情。

好在，上半年各類型儲能采購的平均報價與平均中標價處在較為接近的水平上，大多數(shù)項目并非最低價中標。

盼機制走向多元長效化

政策始終是決定項目推進與否的重要因素。在6月的并網(wǎng)投運項目中，僅湖南一省并網(wǎng)規(guī)模便超過1GW。年初，湖南省發(fā)改委下發(fā)通知，2023年6月底前全容量并網(wǎng)運行的新型儲能試點項目按其裝機容量的1.3倍計算所配新能源容量。

但在另一方面，政策的搖擺也對行業(yè)造成變相打擊。

在山東，有關(guān)儲能電站容量市場的補償標準就經(jīng)歷了幾次搖擺。

2022年5月以前，政策上，山東省給予儲能電站按照全額容量發(fā)放容量補償電費。對于業(yè)主而言，彼時的政策光靠容量補償便可以收回成本。而在2022年7月，山東對容量補償電價做出了調(diào)整，降為原來的十二分之一。在反對聲中，山東在8月再次做出了調(diào)整，使得儲能電站在容量市場中基本處于容量電費成本和容量補償收入持平的狀態(tài)。“調(diào)整這塊，我們其實覺得降得太低了。”國網(wǎng)山東的一位負責人感嘆。

預期之外的政策變動現(xiàn)象不在少數(shù)，政策穩(wěn)定性也成為儲能市場的主要擔憂之一。

5月15日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知》。南網(wǎng)儲能公告，公司所屬7座投運抽水蓄能電價獲核定。根據(jù)核價結(jié)果，預計上市公司將減少2023年收入預算4.96億元。

另外，在火儲調(diào)頻項目中，由于其價格形成機制，按照以往經(jīng)驗來說，一般先期投運參與AGC輔助服務調(diào)頻的火儲項目具有豐厚的收益，很多省份先期投運的項目在一年左右即可收回成本。而后期隨著參與者的增多，市場競爭激烈?guī)硎找娴牟淮_定性，原有的收益模型也不得不做出調(diào)整。

中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會在其編寫的《2023年（二季度）新型儲能典型應用與發(fā)展態(tài)勢分析報告》中也提到了若干現(xiàn)存的挑戰(zhàn)。

新能源側(cè)配建儲能主要收益模式在于減少棄風棄光和降低新能源場站兩個細則的考核，收益有限，主要仍依賴于新能源場站建設成本的分擔，商業(yè)模式的缺失導致新能源側(cè)配儲利用率較低。整體而言，各地仍需進一步探索落實新能源配建儲能相關(guān)準入規(guī)則和交易結(jié)算方法，豐富其服務品種和收益水平。

共享儲能商業(yè)模式呈現(xiàn)地域差異、收益品種多樣等特點?？傮w來說，電網(wǎng)側(cè)共享儲能商業(yè)模式仍處于發(fā)展初期階段，通過觀察已投運共享儲能項目和各地區(qū)新出臺的政策文件，當前共享儲能收益水平整體偏低。

政策面的成熟似乎還有一段很長的路要走。

標普全球大宗商品天然氣、電力和氣候解決方案研究總監(jiān)韓冰在近日的“2023北京大宗商品市場洞察論壇”上稱，隨著電力市場機制未來更加靈活，以及儲能系統(tǒng)成本的不斷降低，國內(nèi)電化學儲能市場將在2030年前后迎來拐點。

所謂“拐點”主要體現(xiàn)在：2030年前后，一是屆時市場機制更加靈活，無論新能源配儲、獨立儲能，還是工商業(yè)儲能項目，都將獲得相對公平的市場主體地位，可以參加各種電力市場交易；二是6小時充放電時長的電化學儲能成本預計與抽水蓄能成本持平。

原標題：商業(yè)故事｜新型儲能“期中考”