洞见 | 关税战逼出中国储能新打法

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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