中國儲能網訊：火電是傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的“壓艙石”，儲能是新型電力系統(tǒng)的“壓艙石”。新型儲能可應用于發(fā)輸配用各個環(huán)節(jié)，提高電力系統(tǒng)的靈活性、安全性和穩(wěn)定性。通過儲能產業(yè)價值規(guī)律、成長規(guī)律和組織規(guī)律的分析，有助于我們明確儲能產業(yè)的戰(zhàn)略定位，把握儲能產業(yè)和技術發(fā)展趨勢，并引導企業(yè)合理布局，積極應對國際變局。
一、儲能產業(yè)現狀
隨著新能源發(fā)電規(guī)模的迅速增長和新型電力系統(tǒng)的啟動建設，儲能也開始進入快速發(fā)展階段。根據中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會統(tǒng)計，截至2023年末，我國儲能項目累計投運裝機總功率達92.667GW。其中抽水蓄能電站累計裝機功率為59.565GW，占比64.28%；電化學儲能項目累計投運規(guī)模為31.35GW，占比33.83%；蓄冷/蓄熱儲能項目累計投運規(guī)模為930.7MW，占比1%；其他技術儲能項目（主要指飛輪儲能、壓縮空氣和超級電容）累計投運裝機功率共822.63MW，占比0.89%。
2023年全球新型儲能新增裝機量約為35GW，同比增長72%，其中鋰電池儲能項目新增裝機量為34GW。預計2024年全球新增儲能裝機規(guī)模將達85GW/180GWh，中國新增儲能裝機將達34GW/80GWh左右。
截至2023年底，中國電化學儲能項目累計投運規(guī)模達31.35GW/68.70GWh，其中鋰離子電池儲能規(guī)模累計投運30.553GW，占比97.48%。圖1顯示從2017年“儲能的春天”到來后，電化學儲能項目開始快速增長。
圖1 我國電化學儲能項目歷年投運規(guī)模及數量增長情況
（數據來源：中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會）
2023年，我國新能源產業(yè)繼續(xù)保持一騎絕塵，風能、太陽能、儲能、動力電池等各方向迅猛發(fā)展，裝機規(guī)模、出貨量、國內外交易額等增長明顯，技術創(chuàng)新迭代升級加快，產業(yè)鏈水平在全球領先。儲能在國家和地方多重利好政策的加持下成為我國戰(zhàn)略性新興產業(yè)。
對于新型儲能行業(yè)來說，2023年也是“危”與“機”并存的一年?；仡?023年國內新型儲能的發(fā)展歷程，一方面，儲能電站遍地開花，各類應用場景儲能項目層出不窮，建設規(guī)模和增長率屢創(chuàng)新高；另一方面，以磷酸鐵鋰電池為主的儲能設備價格暴跌，產業(yè)結構性產能過剩，安全問題仍未杜絕，儲能電站盈利水平尚不樂觀，各類否定行業(yè)發(fā)展的聲音也此起彼伏。因此，面對行業(yè)發(fā)展的“?！迸c“機”，需要我們能源人具備戰(zhàn)略定力，認清規(guī)律，勇往直前，方能穿越迷霧，順利實現“雙碳”目標。
二、儲能產業(yè)的價值規(guī)律和戰(zhàn)略定位
火電是傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的“壓艙石”，儲能是新型電力系統(tǒng)的“壓艙石”。盡管火電同樣具有靈活性調節(jié)功能，但它只能放電，不能儲電，因此在新能源發(fā)展規(guī)模較小時可以起到很好的調節(jié)作用，但若新能源大規(guī)模發(fā)展，僅僅依靠火電的“放電”調節(jié)是遠遠不夠的，必須有具備“儲電”和“放電”功能的儲能技術參與調節(jié)。另外，火電與新能源發(fā)電存在發(fā)電量占比的直接競爭關系。因此，這就是新能源大規(guī)模發(fā)展的同時，火電需要有序退出（但不是完全退出）的技術原因。
儲能的主要作用是支撐新能源的大規(guī)模發(fā)展。若沒有新能源的大規(guī)模發(fā)展，就不需要大規(guī)模的儲能。新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性是新型能源的生產力特點，“生產力決定生產關系”：（1）在體制層面，新能源的不穩(wěn)定性決定了僅僅依靠“計劃經濟手段”是行不通的，必須堅定不移地發(fā)展社會主義能源市場經濟，推動電力體制改革，“還原能源的商品屬性”，由政策電價逐步向市場電價發(fā)展，建設能源的市場價格體系，充分利用市場價格信號發(fā)展新能源和儲能，建設新型電力系統(tǒng)；（2）在技術層面，不能僅僅依賴大電網結構的集中調度手段，必須尊重新能源快速發(fā)展的事實和規(guī)律特性，加快修訂《可再生能源法》，出臺考慮儲能在內的新能源發(fā)電并網指導規(guī)范，積極配套建設儲能和分布式能源等“新型電力系統(tǒng)的物理基礎”，逐步形成分布式能源體系與大電網骨干架構體系互補的新型電力系統(tǒng)結構。
產業(yè)價值規(guī)律反映了產業(yè)的橫向發(fā)展趨勢，即產業(yè)發(fā)展中的分解、融合、轉移和集聚特點。儲能的核心作用是促進新能源的消納和大規(guī)模發(fā)展，但在不同的場景其具體的價值表現并不一樣。儲能應用于風電、光伏發(fā)電，能夠平滑功率輸出波動，儲存高峰電力，降低其對電力系統(tǒng)的沖擊，提高電站跟蹤計劃出力的能力，為可再生能源電站的建設和運行提供備用能源。目前大多數新能源發(fā)電強制配套建設的儲能項目其實尚未成為真正意義上的新能源側儲能，因為儲能電站和新能源場站雖然建在同一片區(qū)域，但它們分別被電力調度機構直接調用，儲能并沒有嚴格從屬配合局域新能源的并網發(fā)電，發(fā)揮應有的價值。地方上新能源強制配套儲能項目“只管生，不管養(yǎng)”的問題導致近兩年儲能電站等效利用系數只有6.1%左右，造成了大量的項目建設浪費。
以青海省為例，2023年青海全省清潔能源裝機突破5000萬千瓦，占總裝機93%，新能源發(fā)電量首次超過水電成為省內第一大電源。但2023年1至8月份，青海棄光率10.5%，高于同期全國平均水平1.7%，同時青海在晚上、冬天的用電缺口大，需從鄰省購買高價火電來補充不足。青海省在2021年就發(fā)布政策開始實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，要求新建新能源項目配置儲能設備比例不低于10%、儲能時長2小時以上，但事實上儲能設施的配置未能充分提升新能源電力的利用率。截至2023年11月底，在青海海南州和海西州的兩大“玻璃?！眳^(qū)域，仍有超過1000萬千瓦已建成的光伏電站在排隊等待并網。在運送通道不暢、消納市場不足的情況下，儲能配而不用，只能流于形式。因此，必須盡快取消新能源發(fā)電強制配套儲能的不合理政策，改為由新型并網質量標準引導新能源發(fā)電企業(yè)自愿配置儲能的方式，同時促進新能源發(fā)電和儲能產業(yè)的健康發(fā)展。
儲能應用于電網側，在提高電網調頻能力方面，儲能可減少因頻繁切換造成的傳統(tǒng)調頻電源損耗；在提升電網調峰能力方面，儲能可根據電源和負荷變化及時可靠地響應調度指令，并根據指令改變其出力水平。但目前網側新型儲能的價值發(fā)揮并沒有得到合適的價格體現，大部分項目盈利困難。對于獨立儲能項目，除山東、廣東等地，多數省份地區(qū)無法形成可觀收益。以寧夏為例，其獨立儲能盈利模式為“容量租賃+調峰輔助服務”，目前容量租賃價格保持在105-150元/kWh/年區(qū)間，調峰輔助服務補償價格上限為0.6元/kWh，參考近期的儲能電站建設成本，假設電站年調用次數為300，容量租賃價格120元/kWh，首年租賃量為100%，后每三年遞減5%，以20年的運營期計算，項目的IRR理論值僅為3.9%。因缺乏合理市場機制，收益模式單一，在容量租賃比例和調用次數降低的情況下，更無法保證利潤。因此，存在以下幾種可供探討的方案：（1）行業(yè)主管部門做好頂層優(yōu)化設計，各地方結合自身相應條件因地制宜做好儲能產業(yè)規(guī)劃，加強安全監(jiān)督管理，對納入規(guī)劃中的建設儲能電站項目（如5MW以上）要確保優(yōu)先并網和公平調度，這是目前最保守也是最現實的方法，但面臨公平性如何評估的問題。（2）所有界定為網側電化學儲能電站的建設項目借鑒已有抽水蓄能電站管理辦法，包括引入電網股東架構、輸配電價、兩部制電價等，由電網公司主導建設。此方法中如何界定儲能納入輸配電價范圍是個難點。（3）作為漸進折中的方案，發(fā)展以分布式能源、智能微網、虛擬電廠為代表的二級“調度響應”平臺，因為隨著電化學儲能度電成本的快速下降（2025年左右降至0.3元以下），“分布式光伏+儲能”將逐漸會成為標配。但此方案仍然需要解決“隔墻售電”問題，面臨一定的改革阻力。
用戶側儲能能夠為用戶提供可靠的應急電源，改善電能質量；或者利用峰谷電價的差價，為用戶節(jié)省開支。但是需要指出的是，用戶側儲能的核心價值在于應急需求，以及與虛擬電廠及分布式光伏匹配的支撐價值，峰谷價差套利并不是用戶側儲能的核心價值訴求，而是需求側響應的核心價值訴求。因此，僅靠人為計劃地拉大峰谷價差，給出固定的政策電價，并不能真正地發(fā)展用戶側儲能，同時會由于電價政策的調整直接影響用戶側儲能的發(fā)展。例如，安徽省2023年12月發(fā)布《關于進一步優(yōu)化峰谷分時電價政策等有關事項的通知（征求意見稿）》，調整季節(jié)性尖峰電價，使得用戶側儲能充放電模式隨之調整，原本一充一放的月份一年只有2個月，其他月份均可實現兩充兩放，在電價政策調整后，一充一放的月份增加至5個月，使得用戶側儲能投資收益受到影響，投資回收期延長。偏離核心價值訴求的布局方向可能會誤導產業(yè)的發(fā)展，在未來形成一地雞毛。因此，建議借鑒山西、廣東及其他省份（局部地區(qū)）的試點工作經驗，盡快由政策電價向市場電價發(fā)展，并打破隔墻售電壁壘，因地制宜發(fā)展分布式能源和虛擬電廠。
三、儲能產業(yè)的成長規(guī)律和發(fā)展趨勢
產業(yè)成長規(guī)律反映了產業(yè)的縱向發(fā)展趨勢，即一個產業(yè)從萌芽、成長到壯大發(fā)展的整個過程，以及在此過程中體現出的特征。
儲能的核心是促進新能源的消納和大規(guī)模發(fā)展。為滿足新能源消納需求，在一定棄能率下，儲能發(fā)展規(guī)模和新能源規(guī)模將存在一定的正相關性。實證研究發(fā)現，儲能/新能源合理配比（簡稱“儲新比”）與地區(qū)的新能源出力特性強相關，增加新能源裝機規(guī)模的同時，儲能規(guī)模應同步增長，比例逐步提高，最終趨近于20%，但在不同區(qū)域這一比例會有一定變化。2020年，我國儲新比6.7%，世界其他國家和地區(qū)15.8%。因此在2021年8月，《能源》雜志刊發(fā)《雙碳背景下中國儲新比的發(fā)展趨勢》，文中提出必須盡快在最近兩年扭轉儲新比下降的趨勢，爭取在2025年提高到≥10%，2030年提高到12%～13%，2050年長期目標達到與全球其他國家和地區(qū)基本一致的水平（15%左右）。根據筆者調研，最近三年的產業(yè)實際數據，基本上符合上述判斷：2021年中國儲新比6.9%，2022年7.3%，2023年已上升至8.83%（92.667GW/1050GW）。
到2060年，預計我國新能源裝機將達5900GW，發(fā)電量占比超60%，煤電占比約7%（中國電器工業(yè)協會數據）。按儲新比20%計算，2060年中國儲能裝機規(guī)模約1180GW，其中，筆者預計：抽水蓄能≤760GW/6000GWh，新型儲能≥420GW / 2500GWh；全球新型儲能≥2400GW /1.4萬GWh。
上述儲能產業(yè)的發(fā)展進程會遇到一個重要問題，即如何處理“煤電有序退出”與“國資煤電保值”的關系？或者說，如何破解火電投資回收周期與雙碳目標實現進程的矛盾？這其實也是中國能源轉型進程中遇到的核心問題。
我國煤電設備裝機投資約1萬5千億元。在過去三年，我國煤電企業(yè)集體步入寒冬，2021年央企煤電業(yè)務虧損超千億元；2022年全國火電續(xù)虧660億元，行業(yè)內盈利力量最好的上市煤電龍頭的業(yè)績也逐步惡化，燃煤發(fā)電一度失去盈利能力。因此，2024年1月1日開始正式執(zhí)行《關于建立煤電容量電價機制的通知》?！锻ㄖ穼⑦^去單一的煤電電價機制一拆為二，形成了“電量電價+容量電價”的兩部制電價機制，容量電價明確了煤電固定成本回收機制，給煤電帶來了上千億元的收益補償。
與此同時，根據筆者調研，2023年光伏發(fā)電平均度電成本已降至0.3元以下，局部1類地區(qū)度電成本甚至低于0.2元，電化學儲能度電成本降至0.5~0.55元。隨著儲能度電成本的進一步下降，分布式能源的發(fā)展將勢不可擋。預計1類地區(qū)“分布式光伏+儲能”的平均度電成本將有極大的概率在2026年前后降至0.45元以下。
根據能源局發(fā)布數據，2023年中國火力發(fā)電仍然是絕對的主力，占據了全國發(fā)電量的69.95%，產出高達62318億千瓦時，同比增長了6.10%。而太陽能發(fā)電產出2939.68億千瓦時，雖然同步增長了17.17%，但總發(fā)電量只占3.3%。2023年，全國已有17個地方因為光伏發(fā)電的并網及消納問題，紛紛出臺政策，要么暫緩分布式光伏備案，要么明令分布式光伏不得開工、不予并網。新能源發(fā)展任重道遠。因此，在光伏和儲能成本下降迅速的產業(yè)背景下，以及近幾年極端天氣風險和戰(zhàn)爭風險驟升的情況下，希望火電的有序退出能夠成為戰(zhàn)略性的能源發(fā)展方向，并達成共識，從政策方向上推動包含儲能和就地消納因素在內的分布式能源的發(fā)展。
新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性問題包括“三性”：隨機性、波動性和間歇性。隨機性問題需要備用型儲能來解決，波動性問題需要功率型儲能，而間歇性問題只有靠容量型長時儲能來解決。因此，今天已普遍應用的功率型和（介于功率型與容量型之間的）能量型儲能只是“開胃菜”，4小時以上的容量型長時儲能才是“正餐”，未來發(fā)展規(guī)模將遠遠超過其他場景儲能類型。
儲能技術和產業(yè)的發(fā)展趨勢是安全、經濟和綠色，這需要我們積極建設市場應用導向的綠色儲能技術創(chuàng)新體系，創(chuàng)造有利于技術和產業(yè)融合發(fā)展的投資環(huán)境和創(chuàng)新環(huán)境。經過近二十年的儲備研發(fā)，目前給予新型儲能技術“百花齊放、百家爭鳴”的窗口期已經為時不多了。再有五年左右的時間，針對不同儲能應用場景的幾大技術路線將基本定型。特別是2023年鋰電上游材料和中游設備的大降價，基本奠定了基于鋰電材料的新型儲能系統(tǒng)的成本優(yōu)勢，在此基礎上再進一步開發(fā)高安全大容量儲能專用電池已是行業(yè)發(fā)展的必然趨勢，其中的技術內涵包括：1）避免熱失控及燃燒爆炸的本質安全控制技術（特別是電芯級別的本質安全）；2）以修復延壽技術為代表的創(chuàng)新技術，延長儲能裝備系統(tǒng)壽命，降低儲能的度電成本；3）與儲能裝備易回收設計相結合的綠色回收技術，支撐新型儲能產業(yè)的大規(guī)?？沙掷m(xù)發(fā)展。
四、儲能產業(yè)的組織規(guī)律和國際變局
產業(yè)組織規(guī)律反映了產業(yè)運行的可控機理，是一個以企業(yè)為主體的包括政府機構、高校院所、中介組織等共同推動的產業(yè)組織創(chuàng)新的過程。充分認識組織規(guī)律，是把握產業(yè)運行可控機理，進行積極的產業(yè)組織創(chuàng)新、提高要素配置效率、促進產業(yè)發(fā)展的關鍵。
儲能是新能源領域的第三大產業(yè)。新能源領域其他兩個先發(fā)產業(yè)（新能源發(fā)電和新能源汽車產業(yè)）的組織規(guī)律其實能夠給予儲能產業(yè)重要的啟示。特別是在新能源產業(yè)早期階段的快速降本增效方面，幾乎都是靠民營企業(yè)的前赴后繼，通過技術創(chuàng)新、工藝優(yōu)化和產品的快速迭代，以“中國速度”將成本高企的新能源產品迅速降至“平價時代”，為世界新能源產業(yè)的發(fā)展作出了突出貢獻。
從2017年中國“儲能元年”開始，新型儲能產業(yè)鏈的“降本增效”也體現了類似的歷程效果，目前儲能度電成本已經向0.45元挺進。但最近兩年，眾多央企在“掌握新興產業(yè)核心技術”的誘惑下，也大面積進入亟需降本增效的產業(yè)鏈（中游）環(huán)節(jié)。據公開資料統(tǒng)計，目前已經有118家央國企控股儲能企業(yè)，其中部分企業(yè)從事下游項目設計，但有相當數量的企業(yè)已經進場中游開發(fā)儲能新技術，這有可能在將來造成巨大的產業(yè)損失和資金災難。許多案例表明，產業(yè)初期階段的“降本增效”只有快速反應的民營企業(yè)能夠靈活應對，并不太適合決策時間長的央企進入。但央企在上游核心礦產資源開發(fā)和下游應用場景制度創(chuàng)新方面具有天然優(yōu)勢，因此可以在新型儲能產業(yè)發(fā)展的初期階段發(fā)揮“保供應，穩(wěn)市場”的重要作用，但是否適合現在進入亟需降本增效的中游環(huán)節(jié)，需要謹慎考慮。在未來儲能產業(yè)發(fā)展壯大后，央企在資源回收和電站長期持有方面也可以發(fā)揮獨特優(yōu)勢，更好地支撐產業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。
因此需要政策保障國資央企有所為和有所不為，也需要政策促進民營企業(yè)創(chuàng)新有為。特別是強化民營企業(yè)的技術創(chuàng)新主體地位，讓技術創(chuàng)新離需求更近、離實用更近、離產業(yè)更近，從而把技術創(chuàng)新迅速轉化為經濟效益，并高度重視通過工藝優(yōu)化降低儲能成本的重要性。國家重點專項等高新技術項目應支持應用導向的技術創(chuàng)新，鼓勵民營企業(yè)與高校院所合作申請及承擔項目。針對工藝優(yōu)化類的產業(yè)類創(chuàng)新項目，可以采取先立項簽約，優(yōu)化達標后再發(fā)放經費補貼的方式，防止可能的騙補行為。
最近，中國儲能設備的出口受到阻力，這需要我們清醒認識未來產業(yè)發(fā)展的國際變局。改革開放以來，從最初的原材料出口，到本世紀初的產品出口，再到今天的產品出口向技術出口轉變的陣痛期，以及發(fā)展到未來的標準出口，這是產業(yè)從落后到先進的一般歷史規(guī)律。中國儲能產業(yè)鏈的健康發(fā)展，核心在于如何認知產品出口模式到技術出口模式的轉變，需要相關主管部門和產業(yè)鏈企業(yè)高度重視 “產品服務國內市場，技術服務海外市場”的產業(yè)大變局，并借鑒中國光伏產業(yè)曾經經歷過的“雙反”經驗和教訓，站在國際角度建設中國技術知識產權體系和“融合國際、對接未來”的產業(yè)標準體系，以促進儲能產業(yè)的高質量發(fā)展，服務中國和世界的碳中和進程。中國在全球制造業(yè)轉型升級的過程中，不應以持續(xù)占據“世界工廠”的地位而自滿自足，而是可以利用中國的基礎設施設備制造能力、建設技術和經驗，為更多想要成為“世界工廠”或改善本國民生環(huán)境的國家賦能。
1.理解儲能產業(yè)的價值規(guī)律，特別是產業(yè)的應用價值規(guī)律，以市場機制為根本依托，積極建設社會主義能源市場經濟。
“規(guī)律第一，利益第二”。新型能源生產力的特點決定了我們必須旗幟鮮明、堅定不移地發(fā)展社會主義能源市場經濟，“還原能源的商品屬性”，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，由政策電價逐步向市場電價過渡，發(fā)展新型儲能產業(yè)。
對于電源側儲能，需抓緊修訂《可再生能源法》，出臺考慮儲能在內的新能源發(fā)電并網指導規(guī)范，盡快取消地方上新能源發(fā)電強制配套儲能的不合理政策，改為由新型并網質量標準引導新能源發(fā)電企業(yè)自愿配置儲能的方式，同時促進新能源發(fā)電和儲能產業(yè)的健康發(fā)展。
對于電網側儲能，需科學安排儲能發(fā)展規(guī)模、建設布局和建設時序，根據電力系統(tǒng)的需求合理配置網側儲能。主管部門要做好頂層優(yōu)化設計，加強安全監(jiān)督管理，對納入規(guī)劃中的建設儲能電站項目（如5MW以上）要確保優(yōu)先并網和公平調度，從而更好發(fā)揮儲能電站參與峰谷套利、電力輔助服務、現貨交易、容量租賃和容量電價等電力市場交易環(huán)境，獲得價值疊加下的多重收益回報，提升產業(yè)投資積極性。
對于用戶側儲能，積極配套建設儲能和分布式能源等“新型電力系統(tǒng)的物理基礎”，逐步形成分布式能源體系與大電網骨干架構體系互補的新型電力系統(tǒng)結構。打破隔墻售電壁壘，因地制宜、因時制宜發(fā)展分布式能源、智能微網和虛擬電廠。加大推動“分布式光伏+儲能”、臺區(qū)配儲、離網配儲、海島多能互補、園區(qū)微電網、光儲充、通信基站、數據中心等典型細分應用場景建設，可選擇有條件的區(qū)域先行先試，加大給予上網補貼、綠電交易（含綠證）、土地保障、保險機制、綠色基礎設施信貸、不占用園區(qū)企業(yè)能評考核指標、優(yōu)化充放電價格等措施。
2.理解儲能產業(yè)的成長規(guī)律，隨著儲能技術的快速進步和度電成本的進一步下降，“分布式光伏+儲能”即將成為趨勢，政策層面需盡快達成產業(yè)發(fā)展共識。
“安全、經濟、綠色”是新型儲能產業(yè)和技術的發(fā)展方向，需加快建設市場應用導向的綠色儲能技術創(chuàng)新體系。支持高安全大容量綠色儲能專用電池技術和其他綠色儲能技術的發(fā)展，包括本質安全儲能技術、修復延壽技術、易回收結構設計和綠色回收技術等，推動新型儲能技術的綠色可持續(xù)發(fā)展，積極響應“碳足跡”要求，應對國際競爭。
建立涵蓋新型儲能各專業(yè)領域相互支撐、協同發(fā)展的標準體系，完善全產業(yè)技術要求，包括按應用場景需求分類和分級的安全標準體系、儲能產品的綠色評估標準體系、碳稅征收制度等，從全方位多角度共同促進新型儲能技術的安全、經濟和綠色發(fā)展。
加強儲能試點示范項目的落地及監(jiān)管工作。多元化技術路線應“大膽嘗試、小心驗證”，通過不同應用環(huán)境、應用場景、實施功能、時間周期等驗證新技術的性能指標；對于相對成熟的技術，應更好地發(fā)揮政府的監(jiān)督規(guī)范作用，加強全壽命周期全過程的監(jiān)視和總結，通過閉環(huán)反饋不斷提升儲能技術水平。
在《關于建立煤電容量電價機制的通知》基礎上，逐步引導煤電有序退出歷史舞臺，在有條件地區(qū)為儲能支撐下的新能源發(fā)電騰出空間，為雙碳目標的順利實現奠定基礎。
3.理解儲能產業(yè)的組織規(guī)律，鼓勵企業(yè)由“產品出口”模式向“技術出口”模式轉變。
引導企業(yè)良性競爭和產業(yè)可持續(xù)發(fā)展。相關部門完善公平競爭內部審查機制，加強市場監(jiān)管，正確引導企業(yè)良性競爭，鼓勵企業(yè)提升核心競爭力、制定合理的產業(yè)規(guī)劃布局，共同促進產業(yè)的健康有序發(fā)展。
倡導國資央企結合自身優(yōu)勢進行產業(yè)布局。央企國企應有所為、有所不為，針對自身優(yōu)勢領域進行產業(yè)布局，發(fā)揮“保供應、穩(wěn)市場”的重要作用。
加強自主知識產權的國際市場布局，鼓勵企業(yè)由“產品出口”模式向“技術出口”模式轉變，提升企業(yè)應對復雜國際形勢的技術實力，并合理利用國際貿易規(guī)則，積極融入全球新能源和儲能產業(yè)鏈，服務全球碳中和進程。
（作者：陳永翀所長/副秘書長，馮彩梅副研究員，何穎源高工，清華四川能源互聯網研究院綠色儲能研究所；劉勇秘書長，中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會）
