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文/绿色和平地方气候行动力项目组
中美贸易经历了戏剧不断、高潮迭起的一个半月。中国出口美国的储能锂电池关税一度在2025年4月被抬到173%之后,5月12日,中美双方于日内瓦经贸会谈后发布联合声明,美方将对中方全部进口产品加征30%关税。中美关税之战远未结束,仍在重塑中国新型储能产业的竞争格局与发展走向。
2024年,中国储能锂电池出口中欧美市场占比高达73%。现在美国高额关税政策直接收缩了对华储能需求,欧洲也呈现短期观望态度,长期将减少对中国储能电池供应链的依赖。中国作为为全球提供超九成储能电池出货量的国家,正面临一个更为割裂且不确定性加剧的全球储能市场。
另一方面,中国储能装机增长仍保持韧性,以锂离子电池为主的新型储能新增装机有望在2025年超过30GW,并在2025-2030年年平均至少新增储能装机26.3GW。在此形势下,中国新型储能产业亟需依托“国内国际双循环战略”——通过“外循环”拓展多元化国际市场,同时以国内大循环为主体,提升行业竞争力、确保能源安全。本文聚焦“双轮战略”的落地路径以及由此带来的战略机遇。
新兴市场为储能产业打开“外循环”路径
2025年04月23日,国家能源局印发的《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》提出,鼓励民营企业高质量参与“一带一路”建设,开展储能等绿色能源项目合作,提高企业国际竞争力。与此同时,随着可再生能源快速发展,东南亚、中东和非洲等新兴市场正在成为全球储能新的增长点。据国际能源署预测,在净零排放情景下,到2030年,除中国以外的新兴市场在全球电池储能装机中占比达25%。
东南亚地区电力缺口和可再生能源发展机遇并存,储能作为配套解决方案展现出巨大的市场潜力,预计今年累计装机将达到12GWh,同比增长50%,到2030年新增装机总规模将接近15GWh。以越南为例,其政府宣布将投入1363亿美元,大幅提升可再生能能源占比,预计2030年光伏发电占比超25%,成为国内第一大电力来源。伴随光伏装机的激增,储能需求也迅速攀升,根据2025年第一季度最新数据越南已成为中国锂电池的第三大出口市场。
中东地区积极的可再生能源发展目标和友好的贸易环境,为储能产业带来广阔机遇。2025年,中东地区预计新增储能装机将达到20GWh,同比增长350%以上,成为全球市场最大增量的地区。到2030年,沙特和阿联酋分别计划可再生能源装机达到130GW和19.8GW,将释放约57.4 GW的大储需求。尽管当地电力产业国有化程度高,中国与中东国家良好的商贸合作基础,以及相对低的进口关税(如沙特、阿联酋、埃及等国的关税均在5%以内),仍为中国储能产品的出口提供了有利条件。今年第一季度,沙特已经成为中国锂电池第八大出口市场,出口额同比增长高达2706.4%。
非洲现在是全球可再生能源投资的新型高地,新能源装机需求快速增长。近年,非洲联盟推出了“非洲绿色能源倡议”、“非洲能源合伙计划”、“非洲能源协议”和“2030年非洲能源战略”,并成立了可再生能源与能源效率基金,以鼓励各国利用可再生能源发电,满足发展需求,推动非洲储能装机容量从2017年的31MWh跃升至2024年的1600MWh,预计到2030年和2040年将分别达到4.8GW和7.7GW。
在贸易战和地缘政治冲击下,中国储能企业加速开拓东南亚、中东、非洲等新兴市场,加之国家层面对“绿色出海”政策的大力支持,不仅能够弥补因欧美关税壁垒导致的出口缺口,更可借此助力当地清洁能源转型,实现双边互利。但需要警惕的是,若只是单纯将之前原本出口欧美的产品转向其他市场,可能对当地可再生能源产业造成冲击,抑或导致当地形成产业依赖、加剧中国企业对当地市场的垄断,这不利于保持良好的经贸合作关系。
政策引导促进储能产业“内循环”
在国际贸易环境日趋复杂的背景下,中国储能产业亟需稳定国内市场的支撑。今年以来,从政策引导到产业发展,中国储能产业也在探索从“规模扩张”转向“价值深耕”的道路。
2月,以新能源全面入市为标志的“136号文”的横空出世,“强制配储”时代告一段落,储能开始摆脱其“附属”资源地位,正式迈入市场化竞争新阶段。
为助力储能企业凭借市场化手段提升竞争力,4月,《电力辅助服务市场基本规则》首次把储能企业纳入辅助服务市场,明确储能可作为“新型经营主体”参与频率调节、备用容量和黑启动等交易,在传统收益模式下开拓市场化收入,进一步激发新型储能的建设活力。几天后,推动电力现货市场建设的“394号文”落地,提出到2025年底实现现货市场全覆盖,并通过分时电价形成价格信号,鼓励储能等新型主体通过在削峰填谷、优化电能质量等服务中,灵活捕捉电价差收益,引导新型储能产业从“依靠行政指令”的被动发展模式向“市场实际需求激活经济效益”理性高质量成长转变。
地方层面,各省也纷纷通过价格激励信号,引导储能项目投建与运营,以提升储能在电力系统中的调节能力和经济效益。例如,内蒙古则率先全国设立独立储能容量补偿机制,补偿标准最高、期限最长;陕西推动虚拟电厂参与现货和辅助服务市场,划定最低调节规模与时长;海南由无调峰机组分摊储能充放电价差;安徽允许独立储能和虚拟电厂“报量报价”或“自调度”参与现货交易;河北首创“双向电价”机制,免除充电环节多项附加费并延长高容量电价激励期。各地通过这些差异化、电价杠杆和补偿机制的部署,不仅增强了电网对新能源的吸纳能力,也大幅改善了储能项目的盈利前景。
2025年第一季度国内新增投运的新型储能项目装机规模功率为5.03GW,能量容量为11.79GWh,与去年同期相比功率下降1.5%,能量容量下降5.5%。这是自2020年新型储能规模化发展以来首次出现季度新增装机量负增长。但是从应用分布上看,同期独立储能新增装机规模占比超50%,电网侧新增装机规模扩大,功率和容量分别增长46%和48%;北方与西部重点省份的源、网侧储能项目的规模化落地与并网,均使得独立储能的市场化价值被进一步挖掘;以及混合与长时储能技术的加速试点与可复制性推广,表明中国新型储能产业正在告别单纯的“装机规模增长”,努力实现“价值觉醒”与“高质量发展”。
在谋创新方面,新型储能项目及向相关产品更是“多点开花”,储能企业积极通过产品与服务创新拓展国内市场需求。头部企业推出灵活多样的储能产品组合和智能化运维平台,提升了项目可用性和投资回报,进一步增强了市场信心,助力储能应用规模化发展。
“外循环”加速新兴市场布局,“内循环”深化电力市场改革
深化国内市场“内循环”布局,扩大国内需求是抵御外部不确定性的“压舱石”。首先不断完善储能参与电力市场现货和辅助服务市场的交易机制,推动多市场联动,在削峰填谷、调频等场景中形成清晰的价格信号,帮助储能形成可持续商业模式,提升各地发展储能的积极性。企业方面,应加大研发投入,提升储能技术经济性和安全性,满足市场对高性能储能系统的需求,促进产业健康可持续发展。
优化“外循环”国际合作模式。随着“走出去”步伐的加快,中国企业对于国际环境的战略认知不断增强,在全球规则持续演变下的适应力与增长韧性也逐步提升。对于高度依赖“出海”的储能企业而言,有必要完成角色定位的升级,从单纯的“经济”参与者转型为推动国际合作、促进全球绿色转型的重要建设者与责任担当者。为此,建议在“产品+服务+投资”三位一体模式基础上,与当地政府、金融机构和产业伙伴通过共建示范项目、技术培训等,因地制宜地开展本土化生产、运维与人才培养。如此既能巩固中国储能企业的国际竞争力,也能为东南亚、中东和非洲地区的能源转型与经济发展带来可持续红利,同时提升中国在全球绿色竞争中的领导地位。
促进内外循环信息互通。在国际局势复杂多变的背景下,加强信息互通是实现“双循环”协同增效的关键。应充分利用“一带一路”等双多边合作机制,鼓励行业协会、智库机构建设公共服务平台,为企业提供海外市场信息、政策法规解读等服务,帮助企业在动态变化的国际环境中迅速调整战略和资源配置。通过强化信息共享和政策协同,将内外循环优势有效对接,进一步释放储能产业的整体活力。
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