东盟储能黄金时代来临，中国企业出海新机遇解读

摘要 在电力需求快速增长、供需缺口扩大和能源安全风险上升的背景下，东盟正加快推进能源转型，储能的重要性明显提升。随着各国能源规划加快纳入储能、新能源项目配储要求逐步落地，叠加工商业、数据中心和离网微电网等应用场景扩展，以及储能成本持续下降，东盟储能市场正从早期示范逐步转向规模化发展。 东盟储能市场未来五年有望进入加速放量阶段，根据本文测算，到2030年东盟电池储能总容量预计约为当前水平的10倍。2025年东南亚已运营电池储能容量超过6GWh；基于新增风光装机、储能配置比例和储能时长等测算，到2030年东盟电池储能总容量在中性情景下约57GWh。分领域看，电网侧储能最确定的机会在越南和菲律宾；工商业储能重点关注马来西亚数据中心需求和越南工业园区应用；户用及离网/微电网储能则以印尼和菲律宾潜力最大。 总体来看，东盟储能市场是中国储能产业链出海和深化中国—东盟绿色能源合作的重要方向。未来，中国企业应从单一设备供应转向综合能源解决方案输出，推动业务向系统集成、本地制造和长期运维延伸。与此同时，应加强政策沟通与规则对接，完善投融资支持、标准认证和行业合作机制，健全本地化服务体系，推动形成长期稳定、互利共赢的中国—东盟能源转型合作模式。 一、引言：东盟能源转型加快，储能重要性上升 东盟正处于工业化、城市化和数字化加快推进的发展阶段，经济增长持续带动能源消费和电力需求上升，但区域能源结构和电力体系调整相对滞后，能源安全风险也在外部环境变化中不断放大。在这一背景下，加快能源转型、提升可再生能源比重，已成为东盟保障电力供应、增强能源自主性和实现低碳发展的现实选择。当前东盟能源结构仍以化石能源为主，能源转型处于相对早期阶段。根据东盟能源统计数据，东盟可再生能源在一次能源供应中的占比大约在14%左右（2023年）；从电力结构看，2024年东盟可再生能源发电占比约为26%，低于全球平均水平（约40%），化石能源发电仍占74%，其中煤炭和天然气是东盟最主要的发电来源。相比之下，2024年中国、美国和欧盟可再生能源发电占比分别约为38%、42%和71%，东盟能源低碳化水平仍有较大提升空间。 电力需求快速增长和供需缺口扩大，正在推动东盟加快发展本地可再生能源。根据全球能源智库Ember①数据，东盟电力需求从2020年的1115TWh增长至2023年的1356TWh，年均复合增速约为5%；国际能源署（IEA）预计，到2035年东南亚电力需求仍将以年均约4%的速度增长1，显示区域电力需求将持续快速扩张。在需求快速增长背景下，菲律宾、越南等国已暴露出供电稳定性不足问题。菲律宾吕宋电网和维萨亚斯电网近年来多次发布黄色预警2，反映出高峰负荷时期备用容量不足；越南则在2023年出现较大范围电力短缺，部分北部工业区生产受到影响，世界银行估计当年电力危机造成约14亿美元经济损失，相当于越南GDP的0.3%3。随着制造业、数据中心和居民用电需求继续增长，东盟电力系统对稳定供给、应急保障和灵活调节能力的需求将进一步上升。 东盟近期已在加快推进可再生能源等政策布局，能源安全风险上升进一步强化了这一趋势。2026年初，美以与伊朗冲突升级，霍尔木兹海峡这一全球关键油气运输通道受阻，国际油气及相关化工原料价格随之上涨，东盟面临燃料成本攀升、通胀压力加大以及工业生产和交通运输受扰等问题4。中东冲突以来，东盟能源体系对外部油气供应扰动和价格波动的敏感性进一步暴露，区域能源安全议题 明显升温。2026年4月，东盟能源部长特别会议提出，将通过供应多元化、清洁和可再生能源转型、拓宽原油及成品油来源、加强东盟内部能源贸易等方式提升区域能源安全与韧性5；与此同时，东盟主要国家也在近期加快推进可再生能源、储能和电力互联相关政策。菲律宾2026年2月要求10MW及以上拟建可变可再生能源项目配套储能；印尼2026年4月表示将加快推进100GW太阳能项目，并将光伏+储能作为替代偏远地区柴油发电的重要路径等6。 随着东盟加快发展本地可再生能源，储能的重要性也随之上升。太阳能、风电等新能源有助于扩大本地清洁电力供给、降低化石能源进口依赖，但其出力具有波动性和间歇性，难以像传统火电一样持续、稳定、可控地供电。当风电和光伏装机规模扩大后，电力系统不仅需要更多清洁电源，也需要更强的调峰、调频、备用和新能源消纳能力。储能正是连接新能源发电和稳定用电之间的关键环节：在新能源出力较高、用电负荷较低时储存电力，在用电高峰、新能源出力不足或电网波动时释放电力，从而提高可再生能源利用效率，增强电力系统稳定性和韧性。 更重要的是，储能的作用不只局限于新能源配套。在电网侧，储能可参与削峰填谷、调频调压、备用容量和应急支撑，提升电力系统稳定性；在用户侧，储能可帮助工业园区、制造业企业和数据中心降低峰值用电成本、提高供电可靠性，并支撑企业低碳转型；在离网和弱网地区，储能可与光伏、柴油备用和微电网结合，替代高成本燃油发电，改善岛屿和偏远地区供电条件。在此背景下，储能正从新能源项目的配套环节，逐步成为东盟提升新能源消纳能力、保障供电稳定、优化用能成本和增强区域能源安全的重要基础设施。 二、东盟储能发展的驱动因素 在能源转型加快和储能必要性上升的背景下，东盟储能能否从早期示范走向规模化发展，关键取决于政策规则、应用场景和经济可行性是否同步成熟。与第一部分所讨论的能源转型背景不同，本部分重点分析储能市场自身增长的直接驱动因素。总体来看，当前东盟储能发展的动力主要来自三个方面：一是各国能源规划、并网规则和配储要求逐步明确，储能从政策倡议进入具体制度安排；二是电网侧、用户侧和离网微电网等应用场景不断扩展，推动储能需求从示范应用走 专题报告系列 向实际部署；三是电池和系统成本下降，叠加峰谷电价、辅助服务、容量补偿和直接购电等机制逐步完善，提升储能发展的经济可行性和制度支撑。 1.国家能源规划和配储规则逐步明确，储能部署目标日益清晰 国家能源规划和政策目标是东盟储能市场启动阶段的重要驱动因素。在储能商业模式尚未完全成熟、电力市场机制仍在完善的背景下，规划文件、装机目标和配套政策能够为市场提供中长期预期，提升项目开发和资本投入的确定性。近年来，东盟多国已不再仅停留于原则性支持可再生能源发展，而是逐步将储能、电网灵活性和分布式能源纳入国家能源转型和电力系统建设框架，储能的政策地位明显上升。 在国家政策层面，东盟主要经济体已明显加快将储能纳入电力系统规划。越南、印尼、菲律宾、泰国等国已提出较为明确的储能发展目标，马来西亚和新加坡也将储能纳入能源转型和未来电网能力建设框架。东盟部分国家已开始将储能要求嵌入具体项目规则，强制配储政策逐步落地。国际经验表明，在储能市场起步阶段，将储能纳入新能源开发和并网条件，是快速形成新增需求的重要方式。中国在新能源快速发展阶段，多个省份曾要求集中式风电、光伏项目按一定比例配置储能，常见比例为新能源装机容量的10%—20%、时长2小时左右。7东盟目前已出现类似趋势，其中菲律宾、越南和马来西亚的政策推进较具代表性。根据菲律宾能源部2026年发布的政策，所有拟建装机容量在10MW及以上的可再生能源发电项目，均须配套建设储能设施，且储能容量至少达到电厂总装机容量的20%。8越南2025年批准的修订版《第八电力发展规划》（PDP8）要求集中式太阳能项目必须配套电池储能系统，最低配置比例为装机容量的10%，并具备2小时储能时长9，同时通过电价机制对配置储能的项目给予更高激励。马来西亚能源委员会修订后的《SELCO自发自用太阳能安装指南》也明确，自2026年起，容量超过1MWac的非家庭用户光伏项目需配备至少1小时额定容量的电池储能系统。10这一要求意味着储能已不再只是部分新能源项目的可选配置，而是被纳入项目规划、开发和系统接入的重要条件。随着更多国家在大型风电、光伏项目中提高对调节能力和并网稳定性的要求，储能部署有望进一步获得制度性支撑。 2.工商业、户用与系统韧性需求上升，拓宽储能应用空间 除政策和配储规则推动外，下游负荷增长和电力系统韧性要求提升，也在推动东盟储能应用空间扩大。东盟制造业、数字经济和城市化持续推进，工业园区、数据中心、商业建筑等高可靠负荷增加。这类用户对供电稳定性、电能质量、备用能力和长期电价可预测性要求较高，因此对储能的需求更加突出。 其中，数据中心是东盟工商业储能需求增长最快、代表性最强的领域之一。近年来，东盟正在成为全球数据中心投资的重要区域。根据ResearchAndMarkets报告，东南亚数据中心市场规模将从2024年的137.1亿美元增长至2030年的304.7亿美元，年复合增长率为14.2%。11伴随数据中心加速布局，其电力需求快速上升。与此同时，东南亚地区普遍处于热带气候，高温高湿环境显著提高了制冷系统能耗，使数据中心成为区域内单位面积用电强度最高的负荷类型之一。对于此类高可靠性负荷而言，光伏配储或独立储能不仅有助于降低长期用电成本，也能够提供备用电源、减少电力中断风险，并帮助跨国企业满足绿电采购和ESG要求。 除工商业场景外，户用储能需求也在部分市场中逐步显现。随着屋顶光伏推广、居民自发自用需求提升以及部分地区对备用电源需求增强，户用储能开始具备一定发展空间。对居民用户而言，户用储能可与屋顶光伏结合，提高白天发电的本地消纳比例，并在电网不稳定或电价较高的地区发挥备用电源作用。尽管短期内户用储能整体规模仍难与工商业市场相比，但在分布式能源发展较快、电网稳定性相对不足的市场中，户用储能有望成为用户侧储能的重要补充。 此外，区域供需错配和电网稳定需求也在提高储能的重要性。东盟部分国家存在负荷中心、电源布局和输电能力不匹配的问题。以马来西亚为例，马来半岛、沙巴和砂拉越三大区域电网相对独立，跨区电力互济能力有限，难以完全依靠全域资源调配平抑负荷波动。在此背景下，储能在削峰填谷、局部保供和提升电网韧性方面的作用更加突出。越南也存在南北电力供需和电网输送不均衡问题，储能可在局部保供、缓解输配电压力和提升新能源消纳能力方面发挥作用。 3.储能成本下降与收益机制改善，规模化应用条件逐步成熟 近年来，电池价格和储能系统成本持续下降，使光伏加储能在部分东盟国家逐步具备相对传统购电、柴油发电和天然气发电的成本优势。根据Ember，在煤炭价格上涨约15%并达到每吨134美元的背景下，煤炭发电的平准化度电成本 专题报告系列 （LCOE）约为76美元/兆瓦时，天然气发电约为104美元/兆瓦时，而太阳能加电池储能系统的LCOE已降至约40美元/兆瓦时12（图1）。柴油发电的成本更是高达250–650美元/兆瓦时。13这一成本优势使得工业用户采用太阳能+储能自备电力不仅能够大幅降低长期用电成本，还能有效规避燃料价格波动风险，为数据中心、制造业等高耗能负荷提供稳定、清洁且经济的电力保障。随着电池价格进一步下行，储能在工商业和部分户用场景中的经济性仍有望继续增强。 另外，电力市场化改革和收益机制完善进一步扩大了储能的商业化空间。随着现货交易、峰谷电价、辅助服务采购和容量补偿等机制逐步建立，配置储能能够获得更多收益来源。具体来看，储能可以通过低价时段充电、高价时段放电获取价差收益，也可以通过提供调频、备用、容量支撑等服务获得系统服务收入，还可以与分布式光伏、工商业用能管理和综合能源服务结合，提高项目整体收益水平。因此，电力市场机制越完善，储能的系统价值越容易转化为商业收益，企业和投资方配置储能的积极性也越高。 5从东盟实践看，菲律宾和越南的相关探索值得关注。菲律宾拥有批发电力现货市场（WESM），并逐步建立辅助服务采购机制，储能可以通过参与调频和备用服务获取收益。越南则正在通过直接购电协议（DPPA）和电力市场改革改善储能收益环境。2025年颁布的新规进一步完善了DPPA机制，使可再生能源生产商与大电力用户之间的交易更加灵活14；2026年初出台的储能电价政策则引入了电池储能系统两部制电价结构，将储能补偿从单一放电电量补偿，拓展为容量费用和能源费用相结合。这有助于提