东南亚地区风光资源丰富，可再生能源发展潜力大。

在第26届联合国气候变化大会上，东盟国家发布《东盟能源合作行动计划（APAEC）》（2021-2025），计划到2025年可再生能源占一次能源供应总量的23%，可再生能源装机容量占总装机容量的35%。

东盟能源中心政策研究与分析部主任苏亚迪在第十九届中国—东盟博览会、中国—东盟商务与投资峰会上说，到2025年，东盟地区超过60%的新增能源将来自可再生能源。

随着东南亚可再生能源接入电网比例的增加，风电、光伏出力的随机性、间歇性将增加电力系统日内调节和跨季度调节难度，出力和用电负荷特性不匹配也将增加电力系统保供难度。电力系统需要更多灵活性调节资源和调节手段，以确保系统安全稳定运行。

煤电在不少东南亚国家原本扮演着基荷电源的角色，也起到灵活性调节的作用。随着东南亚国家纷纷设立可再生能源发展目标，各国也在退煤方面做出了承诺。不难预见，不少东南亚国家在不远的将来可能面临电网安全稳定运行挑战。

笔者在近日的采访中获悉，东南亚国家普遍还没有充分认识到储能在电力系统中的重要作用。虽然多国陆续将储能列入该国能源规划，但是计划的装机总容量偏少或者表述模糊。

以越南为例，目前越南第八个电力发展规划中，到2030年只规划配备300兆瓦的电化学储能和2400兆瓦的抽水蓄能，相较于其40716兆瓦的非水可再生能源发展目标，有研究者认为其储能规划相对保守。

多位专家提示，东南亚储能投资和政策支持滞后于可再生能源的发展速度，限电风险大，呼吁东南亚各国将储能更清晰地列入能源规划，增加储能装机容量比重，明确储能电价政策和商业模式，吸引更多外国资本进入东南亚储能领域，实现双赢。

电化学储能和抽水蓄能是不同的储能品种，有不同的应用场景。简单来说，抽水蓄能应用广泛、规模大，全生命周期成本低，适用于大规模电网调节；电化学储能单站规模小，调节功能好，选址灵活，建设周期短，但目前成本较高。

市场调研机构伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）发布的《亚太电力与可再生能源战略规划展望2023》认为，电化学储能将是亚太地区增速最快的电力技术，到2050年，亚太地区电化学储能装机将从当前的17吉瓦增长75倍，达到1277吉瓦。

此前，电化学储能在东南亚地区没有被充分重视的部分原因是成本较高。近年来，电化学储能全生命周期成本不断降低，我国电化学储能领域技术水平处于全球领先水平，储能产业链较为完备，“出海”东南亚前景可期。

有专家认为，抽水蓄能建设周期长，选址条件苛刻，东南亚国家需要提前把抽水蓄能列入国家能源发展规划，以便更好地进行统筹安排。我国抽水蓄能建设经验丰富，关键技术国际领先，项目所在地自然环境与东南亚部分国家有相似之处，也具备一定的“出海”优势。