第一，工商業儲能投資經濟性漸顯。2023年各地工商業儲能政策變化明顯，具體可表現為：

1)多省完善分時電價機制，浙江、湖南、湖北、上海、安徽、廣東、海南等多省市可滿足工商業儲能每天兩充兩放，逐步具備較高經濟性；

2）峰谷價差整體持續拉大，多個省份工商業儲能回本年限縮短；

3）兩部制電價下，配置工商業儲能可以減少容量電價;

4）輔助服務、補貼、隔墻售電政策出臺，賦能工商業儲能發展。

第二，碳酸鋰等原材料大幅下降，儲能系統整體成本隨之降低。2023年，碳酸鋰價格從頂峰的60萬元/噸跌至近10萬元/噸。電池儲能系統整體成本降大大降低。

第三，新型儲能等逐漸上升為國家重要新型產業，除了電網側的如火如荼外，零碳園區等的打造為工商業園區起到良好的示范作用；而高耗能企業一直是高電價重要承擔者，配置儲能成為其“節源”或“能源轉型”的重要方式。

2023年，峰谷套利仍然是工商業儲能最主要的盈利方式，工商儲項目經濟測算模型主要仍基于當下的分時電價機制，因此各省分時電價政策備受關注。

截至2023年底，全國各省份已基本建立起分時電價機制，并在原有機制基礎上不斷完善：

1）從適用范圍來看：執行分時電價的用戶普遍為大工業用戶及一般工商業用戶，部分省份用戶范圍有所擴大。

2）從電價浮動來看：浮動環節方面，根據《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加五部分組成，不同省份有所差異；浮動比例方面，各省份峰谷電價浮動比例大多在50%-80%之間，尖峰及深谷電價浮動比例將在峰/谷電價基礎上進一步拉大。

根據2023年12月全國各地公布的電網企業代理購電價格（一般工商業10(20)kV的單一制、兩部制電價）：

• 24個地區單一制電價的最大峰谷價差超過0.7元/kWh，廣東、湖南、江蘇、重慶最大峰谷電價差達1元/kWh以上；
• 25個地區兩部制電價最大峰谷電價差超0.7元/kWh，廣東、上海、江蘇、華南、山東最大峰谷電價差達1元/kWh以上。
  
  

3）從峰谷時段來看，2023年多個省份日間的低谷電價時段均表現出明顯的增加趨勢。例如蒙西、甘肅、新疆、寧夏、山東、河北等省份均出現較長的谷段電價。

（各省份風電光伏項目配儲情況表）

并且分布式配儲的趨勢也在加強。據不完全統計，2021年以來，全國已有9地先后發布了分布式光伏配置儲能的政策要求或征求意見，分布式配儲比例要求在8%~30%不等。其中河北和湖南等省份在全省范圍內開展分布式光伏配置儲能；山東德州、河南則對不同預警等級的區域提出了不同的配儲要求；此外，山東特別指出鼓勵光伏投資企業、電網企業在消納困難變電站(臺區)配建儲能設施，開發建設分布式儲能，提升電力系統調節能力，促進分布式光伏就近就地消納。

2023年，伴隨儲能行業的高速發展，越來越多的儲能企業脫穎而出，扎堆IPO。據不完全統計今年以來已有超百家儲能產業鏈企業排隊沖刺IPO，業務橫跨儲能電池、儲能系統集成、儲能變流器等環節，覆蓋電力儲能、便攜式儲能和通信基站等應用場景。

在電池領域，動力電池及儲能電池供應商海辰儲能、瑞浦蘭鈞和蜂巢能源都已提交上市申請，其中瑞浦蘭鈞已于12月18日正式登陸港交，同時也標志著青山控股版圖中第一個IPO誕生。

在儲能系統集成領域，2023年以來，奇點能源、采日能源、海博思創、沃太能源、艾羅能源等均已向上交所科創板提交了招股書。其中，奇點能源和采日能源已分別完成了B輪和C輪融資。

在通信基站儲能電池領域，雙登股份今年表現尤為亮眼，目前正在沖刺創業板。

在便攜式儲能應用領域，繼“便攜式儲能第一股”華寶新能于2022年上市之后，便攜式儲能領域的另外兩家“獨角獸”企業——正浩創新、德蘭明海都已經啟動IPO輔導。

上交所31家儲能領域企業IPO進展：

深交所51家儲能領域企業IPO進展：

北交所20家儲能領域企業IPO進展：

赴港9家儲能企業IPO進展：

赴境外上市儲能領域企業IPO進展：

要論2023年儲能行業最熱的詞匯，一定包括“產能過剩”。2022年，國內外兩個市場儲能需求井噴，儲能電池和系統集成紛紛加入擴產潮，行業和市場頻頻預警“產能過剩”。進入2023年，歐洲儲能市場從井噴到迅速“退燒”，國內儲能行業在產能急劇擴張后隨即陷入產能過剩的嚴峻局面。

儲能“跨界大潮”、低價競爭不斷加劇，也使得“儲能安全”成為行業的中心議題之一。

據儲能盒子不完全統計，2023年間，國內外發生的儲能電站起火事故近50起，事故以海外三元鋰為主，也涉及國內磷酸鐵鋰儲能電站。梳理分析上述電站起火背后的原因，國外大部分最終都指向了電池；而國內大都指向不專業集成，既有產品本身環節的質量問題，也有使用環節的不當操作。

業內分析認為是“唯價格論”為行業埋下了“地雷”，畢竟對于儲能行業而言，價格背后是安全質量、產品的效率性能、循環壽命、轉換效率和后期的維護運營、使用壽命等綜合性能的體現。

2023年，高景氣度的電化學儲能市場也帶火了構網型技術。隨著新能源發電占比快速提升，電力系統低慣量、低阻尼、弱電壓支撐等問題凸顯，電力系統安全穩定運行面臨嚴峻挑戰。在新能源側的儲能系統上增加新型控制策略，使其具備同步發電機或者類似同步發電機的頻率調節和電壓控制能力，形成構網型儲能系統，是解決上述問題的可行方案。

目前，我國已有多地提出鼓勵或強制新能源項目配建構網型儲能。西藏、新疆、遼寧、青海等地提出按比例、強制配建構網型儲能或布局構網型儲能項目要求。8月份，青海格爾木昆侖建設發布格爾木魯能構網型儲能電站總承包及儲能系統招標公告。10月18日，國家能源局發布通知，明確支持構網型風電、構網型光伏發電、構網型儲能等技術研發與工程示范。11月初，內蒙古電網“基于構網型技術的純新能源電力系統”。據不完全統計，今年啟動的構網型儲能項目已超1.3GW/3.5GWh。