与目标明确的储能市场不同，储能经济性的变化就像摸着石头过河，有趋势但也有外在风险，难以准确预测。

目前，储能市场已成为红海，但是市场机制仍在发展，储能项目调用率参差不齐，储能项目投资回报周期较长。再加上尤其是与火电、抽水蓄能电站等其他替代资源相比，储能电站本身的成本仍然较高，导致储能项目成本回收期“居高不下”，还落了个“不赚钱”的标签。

这种问题在火速发展的储能市场中显得更加严峻，现在行业内也在广泛呼吁，推动储能常态化参与电力市场，通过市场竞争形成价格，不断扩大电量带来的收益，给储能多一条赚钱道路。日前，山西独立储能电站首次参与电力现货市场交易，为今后市场发展带来新的探索参考方向。

正是因为储能成本的多因素性和不确定性，关于它的话题总是最受业内关注。据北极星储能网不完全整理，2023年中有多家上市企业针对储能相关成本问题进行了揭秘。而且他们的不同答复也能看出，包括锂电池、液流电池等技术路线的储能成本都在快速下降。

储能成本快速下降

在2023年年初，储能系统设备中标单价都还在1.4-1.6元/Wh之间徘徊，到了9月，单价首次跌破0.9元/Wh。这样的变化离不开储能产业链上游原材料价格的回落。

据悉，皖能电力“十四五”风光装机目标400万千瓦，目前已获得指标超100万千瓦（尚未最终确定）。抽蓄装机目标为控股以及参股各一个体量120万千瓦及以上的项目。

2月17日，针对新能源配储和火电调峰项目经济性的话题，皖能电力回应时表示，目前储能造价1.5~2元/Wh，其次存在调用有损耗以及电芯更换问题，新能源配置储能成本较大。

4月24日，宁德时代回答投资者提问时表示，锂电池、钠电池等在材料价格合适的情况下电化学储能更具成本优势。但这样的优势差距已经在逐渐缩小，其他非锂电池储能技术正在蓬勃发展。

9月11日，中广核新能源2023至2024年储能设备框架集采标段1、标段2开标。标段一、标段二招标规模共计1.25GWh。其中标段一的第三中标候选人中天储能科技有限公司，投标单价已经低至0.85元/Wh，创造了当下已公开的储能设备报价最低记录。

10月11日，三峡能源在投资者活动记录中提及储能成本，公司称：目前常见的锂电池储能建设成本约1000-1500元/kWh，抽水蓄能的建设成本约4500-7000元/kW，压缩空气储能建设成本约4000-6000元/kW，光热电站建设成本约15000-25000元/kW。

振华股份在10月9日的问询函回复中提到，铁铬液流储能系统的成本有望进一步下降，预计到“十四五”末，