随着新型电力系统建设推进，整个电力系统将由传统的“源随荷动”实时平衡的运行模式向“源网荷储”协同互动的非完全实时平衡的运行模式转变，储能作为其中的关键环节之一，2023年发展趋势分析如下：

1、储能市场依旧火热，装机规模不断扩大。

为了平抑新能源的波动性、随机性和间歇性，目前新能源电站并网要求强制配置储能已经成为主流，大部分省、市、区的储能配置比例基本不低于并网容量的10%，河南、陕西等省配置比例要求达到20%。国家发改委、能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。

2、储能形式灵活多样，不同技术路线验证项目逐步增多。

除了以锂离子为代表的电化学储能外，抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能、钠离子电池、全钒液流电池等不同技术路线储能项目都会有所体现，技术验证角度多点开花。

3、储能政策不断完善、获利机制不断丰富，共享（独立）储能迎来新的发展

2022年，国家及地方出台储能直接相关政策约600余项，主要集中在储能规划、实施方案、市场机制、技术研发、安全规范等领域。随着新能源装机规模不断扩大，独立储能政策不断完善，盈利模式不断丰富，共享储能电站将会获得更多市场机会。容量租赁+现货交易+辅助服务+容量电价的不同组合模式将会不断丰富。

4、储能电站利用率有望提高

2023年2月16日，中国光伏行业2022年发展回顾与2023年形势展望研讨会在北京拉开帷幕，国家能源局新能源司副司长熊在会议致辞中指出：将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决“建而不调”的问题。

5、峰谷价差进一步拉大，为储能打开盈利空间

12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，文件指出：

各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。

近日，全国多地2023年2月代理购电价格发布，2023年2月份电网代理购电价格中全国最高峰谷价差为浙江省1.32元/kWh，超过23个省区峰谷电价差超过0.7元/kWh，为储能电站现货套利提供了良好条件。

6、海外布局进一步加速

俄乌战争引起的欧洲能源紧张，欧洲相关国家一方面推迟煤电机组退役，一方面加大对新能源行业的投资建设，海外户用储能市场广阔。中国企业利用产业链优势，纷纷加快海外市场的开发，全球市场占比还在不断上升。

7、储能电站安全问题不容忽视

2021年4月16日，北京大红门储能电站起火爆炸， 爆炸直接原因为南楼电池间内的单体磷酸铁锂电池发生内短路故障，引发电池及电池模组热失控扩散起火，事故产生的易燃易爆组分通过电缆沟进入北楼储能室并扩散，与空气混合形成爆炸性气体，遇电气火花发生爆炸。北楼发生爆炸，造成1名值班电工遇难、2名消防员牺牲、1名消防员受伤。经北京市丰台区价格认证中心进行价格认定，丰台区消防救援机构统计确认，此次火灾直接财产损失为1660.81万元。