现实需求托底、政策引导下的成长型储能市场 – 越南

根据 InfoLink 的预测，2024-2026 年，中美欧以外的新兴市场在全球储能新增装机中的占比预计将由约 7% 显著提升至约 18%。在东南亚地区，印度尼西亚、马来西亚、泰国、越南及菲律宾等国因能源转型的刚性需求与政策红利，储能需求正进入加速释放阶段。

其中，越南作为东盟主要经济体之一，其电力系统在南北供需失衡、可再生能源渗透率提高与传统调峰能力不足等方面矛盾突出，为本土电化学储能市场的启动与放量提供了现实基础。本文在此背景下，对越南储能市场的主要驱动因素进行梳理，并对后续市场发展进行展望。
 

用电增长与能源结构失衡：储能需求的现实基础

经济快速增长带动用电需求高增

2025 年，越南经济延续较快增长态势。世界银行预计，2025 年越南 GDP 增速有望保持在 6% 左右，工业扩张与出口韧性仍是主要驱动力。越南工贸部《2025 年电力供需预测报告》显示，全国用电量预计同比增长约 13.5%，工业用电占比提升至约 72%，电子、纺织及新能源制造等产业集群成为电力需求主力。

制造业投资扩张、城镇化率提升以及居民消费升级，共同推高全社会用电需求，并对电源结构优化、电网调峰能力和系统灵活性提出更高要求，为储能需求奠定了现实基础。
 

可再生能源占比提升与调峰能力不足

在电源结构方面，越南仍以煤电和水电承担基荷与调节功能，但可再生能源增长速度明显快于传统电源。根据《国家电力发展规划第八版》（PDP8）及其修订方案，至 2030 年太阳能与风电在装机容量中的占比目标分别提升至约 25-31% 与 14-16%，火电占比则逐步回落。

结合越南工贸部及 InfoLink 的测算，2025 年可再生能源在发电量结构中的占比预计将由 2024 年的约 35% 提升至约 38%，其中光伏从约 22% 升至约 25%，风电从约 8% 升至约 10%；同期火电发电占比则由约 41% 下降至约 39%。可再生能源出力占比的提高，使电网在高光照、高风速时段面临更大波动性，对调峰与备用容量的需求显著抬升，储能由“辅助配置”逐步演化为支撑高比例新能源并网与消纳的关键基础设施。

表：越南各电源类型发电占比变化

数据来源：越南工贸部，InfoLink 整理
 

南北错配与枯水期缺口：储能或成为破局路径

当前越南电力系统的区域结构性失衡较为突出：中部和南部地区光照与风资源条件优越，集中布局了大量光伏与风电项目；北部地区则集中了主要工业负荷与人口中心。受限于 500kV 及以下输电通道建设进度及局部电网薄弱等因素，南部“绿电富集”与北部“用电高增”并存，部分时段仍出现弃风弃光现象，同时面临输电瓶颈。

同时，北部地区水电在电源结构中占比较高，枯水期水电出力下滑叠加工业用电快速增长，“北缺南余”的时空错配进一步放大。上述供需与输电矛盾，直接催生两类典型储能需求场景：其一，在南部就地配置储能，平抑大规模风光出力波动、提高本地消纳水平；其二，在北部通过储能在枯水期补充水电出力、削减峰值负荷，并缓解煤电与气电机组的调峰压力。
 

政策驱动与机制改革同步进行：储能市场预期增量明确

规划目标与电网侧任务落地：2026 年规划落地项目达 1.2 GW

越南政府在《国家电力发展规划第八版》（PDP8 及其修订版）中，将储能明确纳入中长期电力结构调整路径，并在 2025 年修订版中将电化学储能目标上调至：2030 年装机 10-16.3 GW，2050 年接近 96 GW，体现出将储能作为高比例可再生能源并网关键工具的政策导向。

在此背景下，越南电力集团（EVN）已在 2026-2030 年北部电网规划中提出电网级电池储能系统（BESS）配置方案，从 0-5 MW 至 110-275 MW 不同容量等级，在河内及周边负荷中心布局多座 BESS 站点。配电公司层面，集团向北方电力总公司（EVNNPC）、河内（EVNHANOI）、中部（EVNCPC）、胡志明市（EVNHCMC）、南方电力公司（EVNSPC）下达的配电网 BESS 建设目标合计约 1.2 GW，并要求在 2026 年前建成投运。这些项目由于要求各责任单位自主筹集资金，落实过程中有一定不确定性，但为 2026 年电网侧储能装机提供相对明确的需求参照，也表明储能已从“可选项目”转变为应对区域供需矛盾的系统性工具。
 

光伏配储电价溢价：短期收益受支撑

根据 2025 年 3 月生效的《58/2025/ND-CP 号议定》，越南政府对《电力法》中可再生能源与新能源发展的若干条款作出细化，授权工贸部制定分区域、分技术的电价政策。在该法令框架下，工贸部于 2025 年 4 月发布 988/QD-BCT 号决定，并配套 09/2025/TT-BCT 通告，在全国层面明确区分了“未配储能系统的太阳能发电厂”和“配备储能系统的太阳能发电厂”的最高上网电价。

数据来源：越南工贸部，InfoLink 整理

相关条款同时明确了获得“配储电价”的技术门槛：电池储能系统的额定功率和容量须不低于光伏电站装机容量的 10%，储能时长至少 2 小时，并要求储能系统在年度总上网电量中的贡献比例不低于 5%。从电价水平看，配储项目的最高电价较未配储项目普遍溢价约 10-15%（不同区域和电站类型略有差异），为“光伏+储能”形态提供了直接、可量化的经济激励。
 

投资激励与市场改革：中长期收益仍依赖机制完善

在价格机制之外，越南对可再生能源及相关配套项目（包括储能）适用通用的投资优惠政策体系。政策支持方向涵盖企业所得税优惠，土地与基础设施支持，进口税优惠等方向：

在电力市场与电网调度层面，越南目前尚未形成完整的储能价格与交易机制，独立储能缺乏明确、可复制的市场化现金流，是制约 BESS 大规模落地的关键因素之一。工贸部在批发电力市场（VWEM）框架下，正起草针对电化学储能发电服务定价机制的专门通告，就储能电站的电量计量方式、价格形成机制及购电协议（PPA）模式征求意见，目标是在未来允许储能参与调峰、调频、备用等辅助服务并获得补偿。结合修订版 PDP8 中 2030 年 10-16.3 GW 的 BESS 目标，监管机构正在讨论在 2030 年前后逐步建立更成熟的储能市场参与规则，包括辅助服务市场乃至潜在容量补偿安排。整体来看，短期内储能项目的可见收益主要来自“光伏+储能”上网电价溢价，而这一激励力度本身有限，且 EVN 体系内的网侧、配电网 BESS 工程更多处于试点和示范阶段，尚难形成广泛、稳定的现金流来源；中长期能否形成稳定、可复制的收益模型，则在很大程度上取决于 2026-2030 年间电力市场改革的节奏与机制设计质量。
 

产业链布局领跑 储能大项目尚未进入快车道

在政策方向与需求预期的共同驱动下，多家国际企业和中国企业已将越南视为电池与储能产业链向东南亚延伸的重要节点，当前布局路径以本地制造、技术授权和区域供应链整合为主。

在国际企业方面，Fluence Energy 与韩国 ACE Engineering 于 2025 年 8 月在北江省投产年产能 35 GWh 的全自动化电池储能系统工厂，面向越南本地及亚太、欧美市场供货，将越南定位为区域制造与出口基地。对于中国企业而言，越南与印尼被普遍视为中资电池和储能供应链‘出海’的两大关键枢纽：天能股份在义安省荣市建设首个海外制造基地，一期已于 2024 年投产，布局铅蓄和锂电产品，规划服务两轮车、电动轻型车及储能应用；金风科技（Goldwind）与越南 GG Industries 于 2025 年 11 月签署合作协议，向后者转让完整 BESS 制造技术，并提供年产 5 GWh 的自动化生产线，用于在兴安省生产面向工业、商业及电网侧的储能系统；中国华电集团（含中国华电工程公司）在越南累计投资约 28 亿美元，并在后续规划中提出将进一步提升风电、生物质能与储能项目占比。此外，包括国轩高科（Gotion High-tech）、海辰储能（Hithium）、古瑞瓦特（Growatt）、德赛电池以及欣旺达在内的多家中国企业，也通过本地化电芯和 PACK 生产、逆变器与系统集成等路径，逐步嵌入越南及东盟区域供应链。

随着上述项目推进，越南正逐步形成涵盖电芯制造、PACK 集成、系统集成及部分关键材料在内的储能制造基础，并以“越南制造-东盟出口”模式向印尼、泰国等周边市场输出产品与解决方案。然而，在 PDP8 修订版提出 2030 年 10-16.3 GW BESS 目标的宏大框架下，当前越南本地储能项目，尤其是独立储能与大规模电网侧项目，尚未出现与规划体量相匹配的集中落地潮。在电力市场改革和储能价格机制尚未完全成型之前，项目端大规模、市场化的储能投资仍面临收益结构不清晰、商业模式待成型等客观约束，制造与供应链端的加速布局，与项目侧相对温和的落地节奏在时间维度上呈现出一定程度的错位。
 

结论与展望

总体来看，越南储能需求具有较为坚实的系统基础：南北供需错配、可再生能源比重提升及枯水期与工业负荷叠加，使电网对灵活调节资源形成了长期、结构性的需求。PDP8 将 2030 年 BESS 目标上调至 10-16.3 GW，叠加 EVN 在配电网侧下达约 1.2 GW 储能建设任务，表明储能已被纳入国家电力规划与工程实践，但当前项目落地节奏仍偏审慎，中短期收益结构依赖“光伏+储能”上网电价及 EVN 体系内工程项目，独立储能和大规模电网侧项目尚处起步阶段。储能能否在 2027-2030 年迈入规模化发展，关键取决于辅助服务、电量计价及容量补偿等市场规则能否实质落地并形成可复制的商业模式。

在此意义上，越南储能市场并非“立即爆发的风口”，而是政策与商业模式仍在成型的成长型市场。对中国企业而言，更合理的路径不是等待“完全成熟”后再进入，而是在当前阶段通过本地化生产、区域供应链整合与技术标准输出，提前占据制造与服务端的有利位置；同时，围绕光伏配储与 EVN 网侧/配网 BESS 试点项目，稳步参与第一波工程化实践。未来十年，越南电力转型大概率将步入“深水区”，其储能产业的成熟度不仅将影响东南亚整体储能发展的节奏，也会在很大程度上决定中国企业在东盟能源转型中的话语权与收益空间。对具备电池与储能系统能力的企业而言，已经是一个值得加快布局、系统占位的时间窗口。