截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh，功率和能量规模同比增长均超150%;中国新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。

中国新型储能市场继续高速发展，项目数量较2022年增长46%，新增规模较去年增长65%。百兆瓦级项目数量增速明显，100余个投运，同比+370%。

当行业扩产热火朝天，储能装机规模创历史新高，另一面则是“价格战”硝烟四起。面对国内储能市场卷到极致的现状，企业如何在降低成本的同时保持竞争力，并在全球化浪潮中找到自己的定位，是整个行业面临的重要议题。

01 技术突破、成本下降

电力系统对储能技术的需求可分为： 功率服务：平抑可再生能源的波动性，需要电网的实时稳定和短时功率平衡需求，因此需要响应快速的功率型储能技术，如飞轮、钠硫电池、超导磁储能及超级电容储能等。

能量服务：用于长时间的公里调节和能量存储，实现电网调峰填谷，需要高能量转换效率的能量型储能技术，如抽水蓄能、压缩空气储能和电化学储能等。 电化学储能技术的进步关键在于材料技术的突破。储能系统从最初的7-8元/Wh，降到1.5元/Wh，目前已到达0.6元/Wh。行业普遍认为1.5元/Wh的系统成本是储能经济性的拐点。

另外，梯次利用锂电池(容量剩余70%-80%)可有效降低储能系统成本20%。大规模梯次利用锂电的门槛：一是梯次利用电池剩余寿命和一致性检测手段难以达到精准高效;二是梯次利用储能电站的运维过程中，对电池管理和充放策略有更高的要求，最好能应用AI热失控算法进行安全管控。

02 新势力异军突起

宁德时代、比亚迪、阳光电源等为代表的传统储能厂商加大储能领域的投资。新势力华为以户用侧为切入点;远景打造智慧城市楼宇储能;明阳智慧能源打造风光储一体化。另外，其他储能技术也发展迅猛，如钠离子电池、液流电池等，产业化后的钠电池材料成本显著低于磷酸铁锂。 非锂储能技术应用逐渐突破，首个飞轮火储调频项目、首个超容+锂电混储调频项目、用户侧单体最大铅碳电池项目相继投运;300MW压缩空气完成倒送电，多种长时储能技术路线被纳入省级示范项目清单。

长时储能(4小时以上)成为储能发展的重要方向，具备提升新能源消纳能力和降低电网运行成本的潜力。中国在盐洞和废弃矿洞等领域拥有优势，预计到2030年，中国的压缩空气储能装机容量有望达到43.15GW。

03 多途径盈利

储能除去峰谷套利，还可以以独立市场主体身份参与电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等各类电力市场，能以独立电站、聚合商、虚拟电厂等多种形式参与如备用、爬坡等多个交易品种辅助服务，具有良好的盈利前景，之后将逐步实现市场化和产业化发展。

04 先进产能“永不过剩”

伴随着行业产能的集中释放，产能过剩隐忧开始显现。2023年，在央国企的集采项目中，40-60家企业同时参与竞标，几乎成为常态。而对于一些中小企业而言，在产能过剩的大背景下，没有巨头的规模和品牌优势，要想分羹储能市场，只能通过降低价格拼死博一把。