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。