3月10日在杭州召开的第十四届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深表示，中国新型储能产业的全球化进程将转入快速、深入、大规模的发展阶段，但同时也将面临巨大挑战，中国储能企业需未雨绸缪，调整生产计划，确保供应链的稳定性和成本控制，以提高企业的整体抗风险能力。

　　王泽深说，从储能装机量、自主品牌占有率、储能电池及系统集成出口量来看，2023年已经成为中国新型储能产业发展史上极具纪念意义的一个年份。中国化学与物理电源行业协会公布数据显示，2023年中国储能累计装机功率约为83.7GW。其中新型储能累计装机功率约为32.2GW，同比增长196.5%，占储能装机总量的38.4%；抽水蓄能累计装机功率约为50.6GW，同比增长10.6%，占储能装机总量的60.5%；蓄冷蓄热累计装机功率约为930.7MW，同比增长69.6%，占储能装机总量的1.1%。从储能项目数量来看，截至2023年底，中国储能投运项目数量累计达1588个，相比2022年累计投运储能项目932个，数量增长70.4%。

　　王泽深表示，在国家政策大力支持下，依托强大的内需市场及完整产业链、供应链支撑，中国新型储能产业跑出“加速度”，在全球形成了制造优势、产能优势、创新优势、人才优势和竞争优势，也孕育了一批中国储能产业领先品牌。同时欧美及东南亚也正成为中国储能企业投资的聚集地和广阔热土。

　　在他看来，受关税、贸易壁垒、碳边境税、成本控制、市场需求、物流运输、产品供应链和售后服务等多种因素影响，中国电池企业布局海外本地化进程将进一步加快。但同时跨国企业积极依托国际渠道优势，正在雄心勃勃地加快本土化和技术转型，国际供应链环境不确定性增强。因此，中国储能企业需未雨绸缪，调整生产计划，确保供应链的稳定性和成本控制，以提高企业的整体抗风险能力。

　　王泽深表示，“十四五”是“碳达峰”的关键期，应综合考虑我国国情及电力市场发展阶段，加强储能政策顶层设计，开展储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿机制研究，探索解决制约储能发展瓶颈的思路和方法。

　　第一，聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题，综合考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务是否具有公共品属性等因素，研究提出能够体现储能价值和经济学属性的成本疏导机制。

　　第二，建议科学客观合理分析各类储能技术成本结构、影响因素及变化趋势，测算各类储能技术成本收益情况，开展在电力系统相同应用场景下不同技术类别之间的经济性比较分析，为制定相关储能产业政策、价格政策、财政补贴政策提供参考。

　　第三，建议组织开发数智化储能项目并网平台，优化并网流程、简化并网手续，制订储能项目调度管理规定、调度原则、调度运行指标评价体系等制度办法和并网标准，为进一步规范储能项目并网运行奠定坚实基础。

　　第四，建议加快推进灵活调节资源容量市场和调频市场建设运行。推动中长期和现货交易、区域辅助服务市场与省级现货市场有效衔接，鼓励新型储能、虚拟电厂等参与电力市场。

　　第五，加大新型储能项目、抽水蓄能等重点领域和项目的接入电网、进入市场、调节消纳等重点环节的安全与运行监管，探索构建供给侧和需求侧双向联动的新型能源体系电力平衡新机制，及时推进解决存在的问题。

　　第六，加强自主知识产权的国际市场布局，鼓励企业由“产品出口”模式向“技术出口”模式转变，提升企业应对复杂国际形势的技术实力，并合理利用国际贸易规则，积极融入全球新能源和新型储能产业链，服务全球碳中和进程。

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