“2024年，中国新型储能产业的全球化进程将进一步转入快速、深入、大规模的发展阶段。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也将进一步加快。”

在3月10日于杭州举办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深泽做出如上表示。

在业内看来，就全球来看，储能产业尤其是新型储能（以锂电池储能为主）产业正面临着前所未有的机遇和挑战。

此次储能大会中，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会最新统计数据显示，2023年全球储能累计装机功率约294.1GW，其中：新型储能累计装机量约 88.2GW，占比为 30.0%；抽水蓄能累计装机量约201.3GW，占比为 68.4%；蓄冷蓄热累计装机量约4.6GW，占比为1.6%。

2023年全球新型储能新增装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为92.7%，压缩空气储能占比为1.4%，飞轮储能占比为0.4%，液流电池占比为1.7%，钠离子电池占比为1.7%，铅蓄电池占比为2.0%。

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，我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%。

对于过去的2023年，王泽深总结称，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，我国储能产业在全球市场中的品牌力和影响力都大幅提高。

在王泽深看来，2023年中国新型储能的大发展受多重因素推动。一方面，2023年，国家发改委、工业和信息化部、国家能源局和地方政府主管部门出台多个重磅政策，涵盖电力市场、工业微电网、创新项目、安全生产、技术创新、标准建设、应用导则等多个方面。

另一方面，王泽深表示，依托强大的内需市场及完整产业链、供应链支撑，中国新型储能产业在全球形成了制造优势、产能优势、创新优势、人才有优势和竞争优势，同时也孕育了如宁德时代、比亚迪、中电科蓝天、亿纬锂能、南都电源、派能科技、科华数能、欣旺达、中车株洲所等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。

以国内光储集成商龙头阳光电源为例，国内资讯机构高工产研储能研究所日前公布的《2023年全球市场中国储能系统企业出货量榜单》显示，阳光电源再度蝉联第一。

除中美重点市场外，2023年，阳光电源在其它市场比较代表性的项目有：南澳138MW/330MWh最大独立储能项目、与英国Constantine公司签订825MWh储能供货协议、中标沙特NEOM新城2.2GW光伏+600MWh储能项目、与澳大利亚HBD公司签署三年3GWh供货协议等。

阳光电源去年发布的储能新产品

展望2024年全球和中国储能产业和市场的前景，王泽深分析表示，中国新型储能产业的全球化进程将进一步转入快速、深入、大规模的发展阶段。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也将进一步加快。

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。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。

建议加强储能政策顶层设计，开展储能成本补偿机制研究

值得一提的是，今年全国两会的政府工作报告，首次提到了“新型储能”。李强总理强调了发展新型储能产业的必要性，提出加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能。

“‘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，推动各类新型储能技术蓬勃发展，为保障新型电力系统安全稳定运行发挥重要支撑作用。”王泽深说。

今年中国的储能行业如何更稳更好地发展？王泽深提出以下建议。

一是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。

二是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。

三是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。

四是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。

五是加大新型储能项目、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。

六是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式的技术实力，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。