2023年，是中國儲能發展波瀾壯闊、跌宕起伏的一年。新型儲能裝機年增幅創規模化發展以來的新高，提前兩年達成國家十四五規劃3000萬千瓦新型儲能裝機目標。儲能成為各地政府發展新動能的重要抓手，政策頻度和力度持續加力。以電池為代表的產能擴張速度超過市場需求釋放的速度，尚在藍海中探索技術創新和應用市場的儲能企業，被迅速裹挾進入紅海白刃戰，價格從年初到年尾幾近腰斬。這一年，奮戰在產業中的從業者們對“卷”字各有感觸。

縱觀2023年，儲能聯盟從以下八個角度盤點過去一年產業發展特征和態勢：

一、新增裝機規模首次突破20GW，三倍于2022年水平

根據中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能數據庫的不完全統計，截止到2023年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機達86.5GW，同比增長45%。其中，抽水蓄能累計裝機達51.3GW，占比從2022年77.1%降至59.4%。新型儲能累計裝機34.5GW/74.5GWh，同比增長18.2個百分點。

2023年，中國新增投運新型儲能項目裝機規模 21.5GW/46.6GWh，功率和能量規模同比增長均超150%。首次超過抽水蓄能新增投運近四倍之多。

從項目規模等級來看，超過100個百兆瓦級項目實現投運，同比增長370%。

從技術路線來看，鋰電占比進一步提高，從2022年的94%增長至2023年的97%；非鋰儲能技術逐漸實現應用突破，多種長時儲能技術路線被納入省級示范項目清單。

從應用區域來看，14個省投運裝機規模超過吉瓦時，新能源占比較高的西北地區整體引領全國；各省市中，新疆新增并網裝機規模全國第一（按能量規模計算）。（更多詳細數據將在《儲能產業研究白皮書2024》正式發布）

二、各類政策全面加力，價格機制仍是盈利的關鍵

2023年，我國共發布653項儲能直接和間接相關政策，其中國家層面政策60項，廣東、浙江、山東和江蘇發布政策數量較多。

面向規劃布局

各地進一步明確“十四五”及中長期新型儲能發展目標和重點任務，27個省、市、自治區發布儲能裝機目標，總規模達84GW。內蒙古、河南、廣東、湖北、廣西等地更是進一步提高了新型儲能裝機目標。

瞄準示范推優

全國范圍內評選出56個項目作為第二批新型儲能試點示范項目，依托技術的先進性、場景的多元化、項目的盈利性及商業模式的可行性，其成為國家發展儲能的風向標。

聚焦管理規范

《發電機組進入及退出商業運營辦法》等政策逐步將新型儲能作為電力系統的常規機組納入各項管理，進一步提升新型儲能管理要求。

針對市場規則

《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》等政策明確了新型儲能參與各類市場的主體身份與市場規則。山西、山東、甘肅、廣東四省的現貨市場已向新型儲能開放，并均有項目參與市場。

圍繞價格機制

《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》、《關于建立煤電容量電價機制的通知》分別核定了抽蓄電站、調峰火電站的容量價格，體現了國家在新型電力系統建設過程中對靈活性調節資源、應對新能源長時間尺度波動保供的重視。2023年，各地繼續對新型儲能的容量補償機制進行探索，主要通過容量租賃、容量調峰市場、容量補償電價等方式對新型儲能的容量成本進行補償。隨著我國電力市場改革的深入，將逐步形成適宜各類調節資源公平競爭的價格機制和市場機制。

三、“表前”應用仍為重點，商業模式亟待改善

獨立儲能

獨立儲能是國內最大的細分應用場景。

從收益水平來看，新疆、內蒙古、甘肅、山東、湖南、寧夏等省份投運的獨立儲能項目內部收益率在3%~10%左右，收益水平普遍偏低。

從收益構成來看，主要包括電能量、容量、頻率調節三方面構成。其中，租賃費用收益占比普遍超過50%，主要由新能源強制配儲政策推動實現，但也面臨租賃合同年限及出租率難以保證的問題。電能量收益是未來儲能參與電力市場的重要收益來源，但當前現貨價差小很大程度影響了獨立儲能的預期穩定收益。部分省份推出了儲能容量補償相關政策，但補償力度要么偏小，要么周期短，難以構成長期穩定收益。

新能源配儲項目

新能源配儲項目主要是解決新能源電站并網問題，投建后的儲能設施利用率低，難以有效改善配套新能源電站的收益水平。預計短期內，該領域還將維持高速增長的態勢。

一方面，由于新能源和儲能初始投資成本大幅下降，2023年光伏組件、陸上風機和儲能電芯跌破了1元/W、1.2元/W和 0.4元/Wh以下，下降幅度均超過50%，新能源配儲后的整體利潤空間有望增加；另一方面，隨著新能源進入電力市場步伐加快，新能源配儲聯合參與市場可一定程度上可解決出力穩定性、容量可靠性、降低市場考核風險的難題。

用戶側儲能

用戶側儲能延續2014年以來裝機占比持續下降的趨勢，累計裝機占比下降至10%以下。用戶側儲能市場集中度高，由于峰谷價差大、補貼力度強，2023年浙江、廣東、江蘇三省用戶側儲能投運規模占比超過了60%。

預計未來用戶側儲能領域：

1）市場玩家增加。在表前儲能賽道內卷加劇的情況下，將會有更多企業將目光投入到用戶側領域；

2）收益來源改善。隨著負荷數據采集精度和預測技術的提升，通過聚合方式參與需求響應和電力市場并獲取收益有望成為現實。

3）應用場景拓寬。隨著電動汽車、分布式光伏的大發展，有望從工商業儲能場景為主擴展到大數據中心、5G 基站、光儲充、虛擬電廠等新場景。

四、產業鏈競爭博弈加劇，儲能系統價格腰斬

電芯產能快速擴張，供需矛盾愈加突出

2023年，中國企業在全球市場中儲能電池（不含基站/數據中心備電類電池）出貨量預估在200GWh左右。新增鋰離子電芯產能（含規劃、開工和達產）約1172.5GWh，而同期全球電力儲能年總裝機量約為100-120GWh,受供需關系影響，行業平均產能利用率50%左右，造成產品庫存升高，電芯產能擴張速度遠超市場需求釋放速度。

入局企業數量前所未有，龍頭企業優勢明顯

2023年，進入儲能領域的企業超過數萬家，儲能招投標市場廝殺激烈，200多家企業摘得標的，而參與投標的企業遠大于這一數字，每個儲能系統的集采/框采標的都會吸引六、七十家企業競逐投標。但頭部效應仍然明顯，海博思創、中車、比亞迪、寧德時代、電工時代、陽光電源、遠景能源等龍頭企業入圍半數以上標的。

儲能電池產業鏈各環節價格全線下跌

電池級碳酸鋰價格年終均價已跌破10萬元/噸，與最高 60萬元/噸時相比，價格降幅超過80%；正極材料與電解液價格降幅超60%，負極材料與隔膜下跌超過20%，方形電芯（磷酸鐵鋰）降幅超51%，儲能系統均價持與2023年初相比接近腰斬，甚至出現低于0.6元/Wh報價。

五、企業出海大勢所趨，貿易保護主義影響加深

國內市場競爭加劇的背景下，儲能企業競相征戰海外市場。中國儲能憑借技術領先、成本優勢和產業鏈完整，已經成為引領全球的優勢戰略產業。在國內儲能電池產能擴張過速、商業模式尚需改善的情況下，海外部分區域市場盈利模式更為明晰，利潤率更高，出海成為眾多儲能企業的必然選擇。

儲能企業出海戰略各有側重

中國儲能企業出海主要有三種形式，一種是與國外系統集成商合作，出口電池、PCS等設備，代表企業有寧德時代、海辰儲能、億緯鋰能、陽光電源、科華數能等；一種是出口儲能系統，代表企業有陽光電源、比亞迪、華為等；一種是尋求海外建廠機會，以便提供更好地本地化服務，代表企業有寧德時代、遠景動力、國軒高科等，以電池企業為主。

企業出海面臨貿易保護主義的挑戰

當前國際環境日趨錯綜復雜，儲能領域開始出現“貿易保護”“產品本地化要求”等現象，為爭奪儲能這一戰略制高點，實現產業鏈本土化，美國、歐盟通過《通脹削減法案》、“碳關稅”等政策設定貿易壁壘和政策壁壘，搶占電池材料、電池產品等方面國際標準話語權，一定程度上削弱了我國儲能產品國際競爭力，擠壓我國儲能產業的國際市場空間，對國內企業出海的不利影響將進一步加劇。

六、資本市場高開低走，儲能企業上市進程放緩

延續2022年儲能行業高景氣度，2023年資本市場仍持續為儲能各環節加力。多起儲能融資金額在億元以上，2023年融資總額達534億元（僅統計披露具體金額的融資事件，不含上游材料端融資事件），涉及鈉離子電池、液流電池等新技術，以及智能制造、虛擬電廠、AI數字化等新領域。但由于證監會新政出臺，2023年全年共有293家擬上市企業終止上市申請（包括撤單和被否），多家儲能企業的上市節奏整體亦有放緩。

但各地招引政策同頻共振，尤其“以投帶引”吸引項目落地，儲能市場需求尚未充分挖掘，產能已大量釋放，未來產能還在路上。粗放式發展必然帶來賽道擁擠。企業迅速開啟了價格、成本、技術、交期、出海、本地服務等高烈度競爭，市場出清壓力驟增。2023年前三季度儲能指數表現好于創業板，但由于投資者對儲能領域，特別是鋰電產業鏈產能過剩以及價格戰的憂慮，第四季度下跌較多。

行業估值處于歷史低位。無論從時間還是空間來看，都已經進入最后下跌階段。從產業鏈來看，各個環節利潤都經過嚴重擠壓，部分環節甚至出現虧損，碳酸鋰價格跌破10萬元/噸，未來繼續下跌空間不大。目前儲能領域已經利空出盡，加之海外市場光伏裝機超預期增長，發展中國家儲能需求才剛剛崛起，新的市場有待開發，新能源全面進入電力市場交易而激活儲能更大的需求，增量潛力巨大，未來有望否極泰來，實現反轉。

七、儲能電芯走向“大”時代，技術多元化進程加快

鋰電大電芯從設計走向應用，新集成方案快速布局應用。電芯方面，近30家電芯廠商相繼推出了300Ah及以上電芯產品，2024年這類電芯的市場滲透率將逐步提高。系統集成方面，隨著300Ah+大容量電芯迎來量產，20尺單艙電量從原來的3-4MWh提升到了5MWh+，20余家企業已先后發布此類產品。為了適應新型電力系統需求，構網型儲能及高壓級聯技術快速突破。2023年全球首座百兆瓦級分散控制構網型獨立儲能電站投運，60MW/60MWh最大高壓級聯儲能項目投運，為新型集成方案規模化應用奠定堅實基礎。

非鋰技術多元化應用進程加快

山東肥城國際首座300MW先進壓縮空氣儲能示范電站倒送電一次成功，為壓縮空氣儲能下一階段的技術攻關方奠定了堅實基礎；鈉離子電池產能已超過10GWh，在低速車領域開啟了小規模應用；飛輪、超級電容多個新型儲能項目成功投運。其他非鋰技術取得快速突破應用，為新型電力系統建設和多元用戶側場景提供了更多的技術競爭與協同。

長時儲能戰略布局落后于國際

遠期來看，大規模可再生能源發電將帶來長時間尺度供給不平衡對長時儲能的巨大需求，國際市場高度關注長時儲能。

美國能源部于2023年3月提出凈零情景下2050年需部署225-460GW長時儲能。英國政府于2024年1月提出若在2030—2050年部署20GW長時儲能技術，英國電力系統可節省240億英鎊（約2188億人民幣）。為解決長時儲能部署障礙，加大投資力度，美國能源部在2021年提出了十年內將電網規模的10小時以上長時儲能成本降低 90%的戰略目標，英國能源安全和凈零部提出了面向長時儲能技術的投資激勵計劃。

國際市場已經普遍認識到，基于不同的成本下降幅度，長時儲能與鋰電技術在電力市場中的日內市場（即日內能量時移市場）具有“此消彼長”的競爭關系，我國鋰電發展已經在國際上相對領先，但國內目前還未有專門針對長時儲能戰略布局和激勵計劃。只有新能源加長時儲能成功替代化石能源，才能真正實現全球碳中和。

提升電站運營水平，智能化平臺建設成為企業布局的熱點

隨著單體集裝箱容量不斷增加，更需要高效、智能、安全的手段幫助儲能系統解決高頻數據采集、分析、傳輸和存儲等關鍵問題，實現儲能系統價值的最大化。智能化運營將是儲能電站從“成本競爭”轉向“價值競爭”的關鍵。企業紛紛利用大數據、人工智能等技術，開啟智能化運營的服務新模式，為后續電站聚合參與電力市場，提高電站盈利性打下基礎。

八、標準體系趨于完善，細分應用有待補充

全球在儲能規劃、建設、并網、系統、子系統及零部件以及梯次利用回收標準已經較為全面。

國際標準

國際上，IEC TC120在相關的設備、子系統之外，構建了儲能系統的術語、性能參數、規劃和性能評估、環境影響和安全等標準體系，已發布了12項IEC儲能系統標準；北美地區， NFPA、UL、IEEE等標準組織圍繞儲能項目的建設、系統、設備/子系統、并網等構建了一套以安全為核心的標準框架。其中NFPA 855、UL 9540、UL 9540A等標準得到了國際認可，也對儲能項目和儲能產品設計產生了深遠影響。

國內標準

國內，在《關于加強儲能標準化工作的實施方案》《能源碳達峰碳中和標準化提升行動計劃》等相關政策的推動下，并結合近幾年儲能示范項目的建設運行經驗，我國已初步形成了較為完善的新型儲能標準體系。

從國內外差異方面來看，國外更多關注在安全的要求上，而國內在系統零部件標準上更為齊全，但對于目前國內大儲和工商業儲能建設所急需的設計標準，仍遲未發布，有待產業和監管部門共同尋找儲能安全和產業發展的最佳平衡點。