2023年，是中国储能发展波澜壮阔、跌宕起伏的一年。新型储能装机年增幅创规模化发展以来的新高，提前两年达成国家十四五规划3000万千瓦新型储能装机目标。储能成为各地政府发展新动能的重要抓手，政策频度和力度持续加力。以电池为代表的产能扩张速度超过市场需求释放的速度，尚在蓝海中探索技术创新和应用市场的储能企业，被迅速裹挟进入红海白刃战，价格从年初到年尾几近腰斩。这一年，奋战在产业中的从业者们对“卷”字各有感触。

纵观2023年，储能联盟从以下八个角度盘点过去一年产业发展特征和态势：

一、新增装机规模首次突破20GW，三倍于2022年水平

根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据库的不完全统计，截止到2023年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达86.5GW，同比增长45%。其中，抽水蓄能累计装机达51.3GW，占比从2022年77.1%降至59.4%。新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh，同比增长18.2个百分点。

2023年，中国新增投运新型储能项目装机规模 21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%。首次超过抽水蓄能新增投运近四倍之多。

从项目规模等级来看，超过100个百兆瓦级项目实现投运，同比增长370%。

从技术路线来看，锂电占比进一步提高，从2022年的94%增长至2023年的97%；非锂储能技术逐渐实现应用突破，多种长时储能技术路线被纳入省级示范项目清单。

从应用区域来看，14个省投运装机规模超过吉瓦时，新能源占比较高的西北地区整体引领全国；各省市中，新疆新增并网装机规模全国第一（按能量规模计算）。（更多详细数据将在《储能产业研究白皮书2024》正式发布）

二、各类政策全面加力，价格机制仍是盈利的关键

2023年，我国共发布653项储能直接和间接相关政策，其中国家层面政策60项，广东、浙江、山东和江苏发布政策数量较多。

面向规划布局

各地进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标和重点任务，27个省、市、自治区发布储能装机目标，总规模达84GW。内蒙古、河南、广东、湖北、广西等地更是进一步提高了新型储能装机目标。

瞄准示范推优

全国范围内评选出56个项目作为第二批新型储能试点示范项目，依托技术的先进性、场景的多元化、项目的盈利性及商业模式的可行性，其成为国家发展储能的风向标。

聚焦管理规范

《发电机组进入及退出商业运营办法》等政策逐步将新型储能作为电力系统的常规机组纳入各项管理，进一步提升新型储能管理要求。

针对市场规则

《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》等政策明确了新型储能参与各类市场的主体身份与市场规则。山西、山东、甘肃、广东四省的现货市场已向新型储能开放，并均有项目参与市场。

围绕价格机制

《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》、《关于建立煤电容量电价机制的通知》分别核定了抽蓄电站、调峰火电站的容量价格，体现了国家在新型电力系统建设过程中对灵活性调节资源、应对新能源长时间尺度波动保供的重视。2023年，各地继续对新型储能的容量补偿机制进行探索，主要通过容量租赁、容量调峰市场、容量补偿电价等方式对新型储能的容量成本进行补偿。随着我国电力市场改革的深入，将逐步形成适宜各类调节资源公平竞争的价格机制和市场机制。

三、“表前”应用仍为重点，商业模式亟待改善

独立储能

独立储能是国内最大的细分应用场景。

从收益水平来看，新疆、内蒙古、甘肃、山东、湖南、宁夏等省份投运的独立储能项目内部收益率在3%~10%左右，收益水平普遍偏低。

从收益构成来看，主要包括电能量、容量、频率调节三方面构成。其中，租赁费用收益占比普遍超过50%，主要由新能源强制配储政策推动实现，但也面临租赁合同年限及出租率难以保证的问题。电能量收益是未来储能参与电力市场的重要收益来源，但当前现货价差小很大程度影响了独立储能的预期稳定收益。部分省份推出了储能容量补偿相关政策，但补偿力度要么偏小，要么周期短，难以构成长期稳定收益。

新能源配储项目

新能源配储项目主要是解决新能源电站并网问题，投建后的储能设施利用率低，难以有效改善配套新能源电站的收益水平。预计短期内，该领域还将维持高速增长的态势。

一方面，由于新能源和储能初始投资成本大幅下降，2023年光伏组件、陆上风机和储能电芯跌破了1元/W、1.2元/W和 0.4元/Wh以下，下降幅度均超过50%，新能源配储后的整体利润空间有望增加；另一方面，随着新能源进入电力市场步伐加快，新能源配储联合参与市场可一定程度上可解决出力稳定性、容量可靠性、降低市场考核风险的难题。

用户侧储能

用户侧储能延续2014年以来装机占比持续下降的趋势，累计装机占比下降至10%以下。用户侧储能市场集中度高，由于峰谷价差大、补贴力度强，2023年浙江、广东、江苏三省用户侧储能投运规模占比超过了60%。

预计未来用户侧储能领域：

1）市场玩家增加。在表前储能赛道内卷加剧的情况下，将会有更多企业将目光投入到用户侧领域；

2）收益来源改善。随着负荷数据采集精度和预测技术的提升，通过聚合方式参与需求响应和电力市场并获取收益有望成为现实。

3）应用场景拓宽。随着电动汽车、分布式光伏的大发展，有望从工商业储能场景为主扩展到大数据中心、5G 基站、光储充、虚拟电厂等新场景。

四、产业链竞争博弈加剧，储能系统价格腰斩

电芯产能快速扩张，供需矛盾愈加突出

2023年，中国企业在全球市场中储能电池（不含基站/数据中心备电类电池）出货量预估在200GWh左右。新增锂离子电芯产能（含规划、开工和达产）约1172.5GWh，而同期全球电力储能年总装机量约为100-120GWh,受供需关系影响，行业平均产能利用率50%左右，造成产品库存升高，电芯产能扩张速度远超市场需求释放速度。

入局企业数量前所未有，龙头企业优势明显

2023年，进入储能领域的企业超过数万家，储能招投标市场厮杀激烈，200多家企业摘得标的，而参与投标的企业远大于这一数字，每个储能系统的集采/框采标的都会吸引六、七十家企业竞逐投标。但头部效应仍然明显，海博思创、中车、比亚迪、宁德时代、电工时代、阳光电源、远景能源等龙头企业入围半数以上标的。

储能电池产业链各环节价格全线下跌

电池级碳酸锂价格年终均价已跌破10万元/吨，与最高 60万元/吨时相比，价格降幅超过80%；正极材料与电解液价格降幅超60%，负极材料与隔膜下跌超过20%，方形电芯（磷酸铁锂）降幅超51%，储能系统均价持与2023年初相比接近腰斩，甚至出现低于0.6元/Wh报价。

五、企业出海大势所趋，贸易保护主义影响加深

国内市场竞争加剧的背景下，储能企业竞相征战海外市场。中国储能凭借技术领先、成本优势和产业链完整，已经成为引领全球的优势战略产业。在国内储能电池产能扩张过速、商业模式尚需改善的情况下，海外部分区域市场盈利模式更为明晰，利润率更高，出海成为众多储能企业的必然选择。

储能企业出海战略各有侧重

中国储能企业出海主要有三种形式，一种是与国外系统集成商合作，出口电池、PCS等设备，代表企业有宁德时代、海辰储能、亿纬锂能、阳光电源、科华数能等；一种是出口储能系统，代表企业有阳光电源、比亚迪、华为等；一种是寻求海外建厂机会，以便提供更好地本地化服务，代表企业有宁德时代、远景动力、国轩高科等，以电池企业为主。

企业出海面临贸易保护主义的挑战

当前国际环境日趋错综复杂，储能领域开始出现“贸易保护”“产品本地化要求”等现象，为争夺储能这一战略制高点，实现产业链本土化，美国、欧盟通过《通胀削减法案》、“碳关税”等政策设定贸易壁垒和政策壁垒，抢占电池材料、电池产品等方面国际标准话语权，一定程度上削弱了我国储能产品国际竞争力，挤压我国储能产业的国际市场空间，对国内企业出海的不利影响将进一步加剧。

六、资本市场高开低走，储能企业上市进程放缓

延续2022年储能行业高景气度，2023年资本市场仍持续为储能各环节加力。多起储能融资金额在亿元以上，2023年融资总额达534亿元（仅统计披露具体金额的融资事件，不含上游材料端融资事件），涉及钠离子电池、液流电池等新技术，以及智能制造、虚拟电厂、AI数字化等新领域。但由于证监会新政出台，2023年全年共有293家拟上市企业终止上市申请（包括撤单和被否），多家储能企业的上市节奏整体亦有放缓。

但各地招引政策同频共振，尤其“以投带引”吸引项目落地，储能市场需求尚未充分挖掘，产能已大量释放，未来产能还在路上。粗放式发展必然带来赛道拥挤。企业迅速开启了价格、成本、技术、交期、出海、本地服务等高烈度竞争，市场出清压力骤增。2023年前三季度储能指数表现好于创业板，但由于投资者对储能领域，特别是锂电产业链产能过剩以及价格战的忧虑，第四季度下跌较多。

行业估值处于历史低位。无论从时间还是空间来看，都已经进入最后下跌阶段。从产业链来看，各个环节利润都经过严重挤压，部分环节甚至出现亏损，碳酸锂价格跌破10万元/吨，未来继续下跌空间不大。目前储能领域已经利空出尽，加之海外市场光伏装机超预期增长，发展中国家储能需求才刚刚崛起，新的市场有待开发，新能源全面进入电力市场交易而激活储能更大的需求，增量潜力巨大，未来有望否极泰来，实现反转。

七、储能电芯走向“大”时代，技术多元化进程加快

锂电大电芯从设计走向应用，新集成方案快速布局应用。电芯方面，近30家电芯厂商相继推出了300Ah及以上电芯产品，2024年这类电芯的市场渗透率将逐步提高。系统集成方面，随着300Ah+大容量电芯迎来量产，20尺单舱电量从原来的3-4MWh提升到了5MWh+，20余家企业已先后发布此类产品。为了适应新型电力系统需求，构网型储能及高压级联技术快速突破。2023年全球首座百兆瓦级分散控制构网型独立储能电站投运，60MW/60MWh最大高压级联储能项目投运，为新型集成方案规模化应用奠定坚实基础。

非锂技术多元化应用进程加快

山东肥城国际首座300MW先进压缩空气储能示范电站倒送电一次成功，为压缩空气储能下一阶段的技术攻关方奠定了坚实基础；钠离子电池产能已超过10GWh，在低速车领域开启了小规模应用；飞轮、超级电容多个新型储能项目成功投运。其他非锂技术取得快速突破应用，为新型电力系统建设和多元用户侧场景提供了更多的技术竞争与协同。

长时储能战略布局落后于国际

远期来看，大规模可再生能源发电将带来长时间尺度供给不平衡对长时储能的巨大需求，国际市场高度关注长时储能。

美国能源部于2023年3月提出净零情景下2050年需部署225-460GW长时储能。英国政府于2024年1月提出若在2030—2050年部署20GW长时储能技术，英国电力系统可节省240亿英镑（约2188亿人民币）。为解决长时储能部署障碍，加大投资力度，美国能源部在2021年提出了十年内将电网规模的10小时以上长时储能成本降低 90%的战略目标，英国能源安全和净零部提出了面向长时储能技术的投资激励计划。

国际市场已经普遍认识到，基于不同的成本下降幅度，长时储能与锂电技术在电力市场中的日内市场（即日内能量时移市场）具有“此消彼长”的竞争关系，我国锂电发展已经在国际上相对领先，但国内目前还未有专门针对长时储能战略布局和激励计划。只有新能源加长时储能成功替代化石能源，才能真正实现全球碳中和。

提升电站运营水平，智能化平台建设成为企业布局的热点

随着单体集装箱容量不断增加，更需要高效、智能、安全的手段帮助储能系统解决高频数据采集、分析、传输和存储等关键问题，实现储能系统价值的最大化。智能化运营将是储能电站从“成本竞争”转向“价值竞争”的关键。企业纷纷利用大数据、人工智能等技术，开启智能化运营的服务新模式，为后续电站聚合参与电力市场，提高电站盈利性打下基础。

八、标准体系趋于完善，细分应用有待补充

全球在储能规划、建设、并网、系统、子系统及零部件以及梯次利用回收标准已经较为全面。

国际标准

国际上，IEC TC120在相关的设备、子系统之外，构建了储能系统的术语、性能参数、规划和性能评估、环境影响和安全等标准体系，已发布了12项IEC储能系统标准；北美地区， NFPA、UL、IEEE等标准组织围绕储能项目的建设、系统、设备/子系统、并网等构建了一套以安全为核心的标准框架。其中NFPA 855、UL 9540、UL 9540A等标准得到了国际认可，也对储能项目和储能产品设计产生了深远影响。

国内标准

国内，在《关于加强储能标准化工作的实施方案》《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》等相关政策的推动下，并结合近几年储能示范项目的建设运行经验，我国已初步形成了较为完善的新型储能标准体系。

从国内外差异方面来看，国外更多关注在安全的要求上，而国内在系统零部件标准上更为齐全，但对于目前国内大储和工商业储能建设所急需的设计标准，仍迟未发布，有待产业和监管部门共同寻找储能安全和产业发展的最佳平衡点。