微信客服
微信公众号
2025年2月，中国一纸136号文把强制配储从并网前置条件里拿掉，行业哗然。
一年半后的2026年9月，印度中央电力局拿出一份征询草案却打算把储能深度绑进新能源项目，提出若落地2027年7月以后投产的新建地面光伏和陆上风电，必须配同址储能，起步功率不低于电站装机的10%、时长至少2小时，2029年后还要提到4小时，连逆变器和PCS的构网能力都作了要求。
图注：Andrey Metelev via Unsplash
一个拆分，一个绑定。方向好似截然相反，但放在更宏观的视角观察，这其实是同一道题的两种解法。中国经过八年强制配储探索，发现仅靠并网前置难以充分释放储能价值，随后转向市场机制寻找收益；印度现在急着入场，想用行政要求同时解决弃电、电网薄弱和本土制造不足。
可涉及储能考题的真正难点从来都不是“建or不建”，而是建完之后能不能被调度？能不能赚钱？谁来买单？这些更加重要的细节。
01 印度为什么急着绑定储能
印度急着绑定储能首先就是因为当地弃电太过严重。印度官方数据显示，2026财年第一季度，全国因输电瓶颈和电网安全约束弃用的太阳能电力达到8133GWh，4月2417GWh，5月3235GWh，6月2481GWh，加起来够140万户家庭用一年。CEA测算，到2031-32年，印度需要储能容量73.93GW/411.4GWh。
但配储能能解决多少？弃电主因如果是输电瓶颈，储能只能缓解部分时段性消纳和顶峰问题，替代不了电网投资。印度要实现500GW可再生能源目标，输电和配储得一起发力，缺任何一个都难以成立。
另一重焦虑则来自本土制造，印度实施的PLI-ACC计划本意是想推本土电池产能，但截至2026年印度本土已建成储能电池产能仅1.4GWh，超过七成电芯仍需依靠进口。Wood Mackenzie数据显示，印度本地电池制造占2026年约260GWh招标需求管线的比重不到1%。对此，有业内人士分析：此番印度的强配草案既想解决棘手的电网问题，也想用市场需求倒逼本土产业链，进而助力行业发展。
02 印度的储能账，不好算
虽然理想很丰满，但现阶段的印度储能市场已经提前暴露出经济性隐忧，事件的发展未必会完全符合预期。
JMK Research和IEEFA在2026年5月发布的联合报告显示，2025年印度共分配10.4GW独立电池储能项目容量，其中约75%的中标价格低于研究机构测算的商业可行性门槛；两小时储能项目最低中标价已降至每兆瓦每月14.8万卢比，而可行性基准约为23万卢比。2022年到2025年，印度储能中标价格累计下降超过70%，同期电池包价格降幅约36%。
虽然2026年价格有回升迹象。古吉拉特邦450MW/900MWh储能招标中标价格约23.2万卢比/MW/月，已接近可行性基准，项目还能拿到VGF（可行性缺口融资）支持，但附有高可用率、效率和本土化条件。这说明在VGF支持下，部分项目开始进入可融资区间；能否持续，仍取决于电池成本、融资条件和VGF力度。
更值得警惕的是执行风险，IEEFA数据显示已分配储能容量中，只有46.3%由具有独立储能建设经验的企业获得，项目实施延迟可能持续9到18个月。一旦价格低于成本线，压力就可能传导到系统质量和安全性上。
值得注意的是把2025年的低价中标归因于强制配储并不准确，因为CEA草案2026年9月才发布。低价更多是招标竞争、融资预期和投机性报价共同作用的结果。但若草案落地生效后，法规要求取代经济性成为配储的主要驱动力，早期强制配储中调用不足、收益不清的阶段性风险，就可能再次出现。
03 中国为什么拆？八年学费换来的转向
中国之所以选择拆掉强制配储并非突然转向，而是经过了漫长的摸索与实践。中电联数据显示，2022年新能源配建储能的平均等效利用系数仅为6.1%，电化学储能电站整体平均等效利用系数为12.2%。大量储能设备建成后长期闲置。这虽然是强制配储高峰期的运行情况，却足以佐证行政配储模式下的行业扭曲。
原因在于投资方并非故意不用储能，而是当储能只是并网的前置条件时，其最理性的策略就是用最低成本满足合规要求，而不是追求最优运营收益。正是基于这一矛盾，中国选择拆掉并网前置条件。
需要强调的是，136号文取消的是强制配储这一前置条件，并不是取消对储能的政策支持。2026年1月的114号文，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，把支持逻辑从行政绑定转向了市场支付。因此，中国取消强配不是终点，而是把“谁买单”这个问题摆到了台面上。
04 取消强配后，中国储能怎么算账？
中国取消强制配储半年后，新型储能市场出现了结构性成效，但还谈不上全面成功。CNESA数据显示，2026年上半年中国新增投运新型储能21.81GW/58.60GWh，功率和能量规模同比分别下降18%和16%，是“十四五”以来首次同比下降。
但同期独立储能新增15.1GW，占新增总量69.3%，同比提高13.9个百分点；新增投运项目数量同比下降51%，百兆瓦级以上项目数量占比同比提升8个百分点；平均储能时长达到2.69小时，4小时以上项目数量占比同比提升4.8个百分点。
这组数据看似矛盾，却指向了同一变化。减少的主要是为了并网而配的短时配建储能，独立储能正从配套设施走向市场主体。但也不能过度乐观。总新增下降并不完全等于需求减少，抢装退潮、收益不确定、融资收紧都在起作用。结构优化是事实，需求总量的走势还需要更长时间观察。
114号文建立的容量电价机制在中国取消强配的后市场就变的极为关键：容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按比例折算；折算比例是满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。同时实行清单制管理，项目清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定，折算比例直接决定收入。
从落地情况看，截至2026年7月，已有13个省份就独立储能出台容量电价政策或公开征求意见，但多数仍处于征求意见阶段。已披露省份中，辽宁最高，征求意见稿给出370元/千瓦·年（含税），吉林、甘肃为330元，青海为185元，湖北、陕西为165元。
需要注意的是，容量电价只是基础收益，不是全部答案。136号文把新能源推入电力市场后，储能理论上有了低充高放的空间。但2026年至今，据安徽一省数据，独立储能参与现货市场的充放电价差结算收益约0.23元/千瓦时；该口径并非全国净收益水平，且受调用次数、充放电效率和结算规则影响，各省差异很大。山东、蒙西、山西等省级现货市场平均价差虽已达0.4元/千瓦时以上，但相比独立储能实现盈利目标所需的价差水平，仍有差距。与此同时，容量租赁收入曾是独立储能最重要的收入来源之一，但随着强制配储退坡，增量项目租赁需求快速下降，租赁价格明显承压。
不过，与配建储能相比，独立储能的利用率明显更好。中电联数据显示，2025年电网侧储能年均利用小时数1246小时，比2024年提高约251小时，平均利用率指数60%，比2024年提升7个百分点。虽然还不算高，但比配建储能已经好很多。原就在于储能有了独立收益来源和市场参与身份，运营激励随之改变。
因此，后强配时代真正要看的不是装机多少，而是容量电价、现货价差、辅助服务能不能叠加成可融资收益，调度机制能不能识别储能的顶峰和构网价值。
05 构网型是个好东西，但谁买单？
印度的最新草案里对于构网型的需求同样引发了行业关注。构网型储能可以模拟同步发电机功能，部分方案还需要通过超配PCS来实现短时过载能力。综合不同来源，构网型PCS单价比跟网型高15%—30%，系统整体造价约高25%—40%。
对于正处于价格敏感期的印度储能市场而言，构网型要求会显著抬高项目成本。然而，构网型技术对电网薄弱、惯量支撑不足的印度电网又具有真实的系统价值。矛盾由此产生，如果这部分系统价值不能通过容量补偿或辅助服务补偿得到定价和支付，成本就会全部压在项目开发商身上，进一步削弱本已脆弱的经济性。
因此，印度草案的关键不只是要不要构网型，而是要求多高、何时实施、由谁为系统价值买单？如果征询结束后构网型要求放宽或延后，成本影响也会随之变化；但若只保留强制要求而不建立补偿机制，项目的经济性依然难以改善。
06 储能的价值需要市场自愿买单
中国和印度表面进行了相反的选择，实则面对同一个根本问题，那就是储能提供的调峰、调频和电网稳定性价值，有相当一部分具有系统性和公共品属性，很难完全通过电能量交易变现。
中国的114号文就是对这个问题的机制回应：以容量电价补偿系统容量价值，以市场机制激励运营效率。目前绝大部分省份已开放储能参与电力市场，储能从单一价差收益向“中长期+现货+辅助服务”的多元盈利体系升级，但省际差异仍然显著，跨市场兼容和收益叠加规则还不统一。
印度草案目前更侧重“要不要配”的强制性问题，对配了之后怎么赚钱的机制安排还不明朗。印度电力市场以长期购电协议为主，约88%的电量通过长期PPA获得，现货市场覆盖范围有限。辅助服务方面已有一定基础，Grid-India已提议将储能纳入AGC和SRAS框架，部分邦也在推进改革。但容量补偿机制在印度仍处于早期阶段，长期储能的长时间属性缺乏相应的市场回报设计。
如果容量补偿、峰谷价差、辅助服务补偿等收益通道不能同步建立，强制配储就可能落入重装机、轻调用的行业共性陷阱。
07 写在结尾
说到底，中印反向操作只是表象。中国拆掉的是并网前置，拆不掉的是储能系统价值必须被支付的问题；印度绑上的是项目门槛，绑不上的却是调度、结算和补偿机制。
储能能否成为新型电力系统的刚需，不取决于文件里写没写“必须配”，而取决于容量电价、现货价差、辅助服务和构网补偿能否叠加成可融资收益。谁能为这些系统价值买单，谁就能让储能真正转起来。
0 条