当中国在2025年初正式叫停实施近8年的“新能源强制配储”政策时，印度却宣布将强制要求新建光伏和风电项目配套至少10%的储能容量。
这一政策分野的背后，折射出两国能源转型阶段、市场成熟度及产业生态的深层差异。为何中国摈弃的路径被印度视为“解药”？这场政策选择的镜像对比，揭示了全球储能产业发展逻辑的分化与重构。
中国强制配储政策的起点可追溯至2017年青海省的风电配储要求，随后20多个省份跟进，配储比例从10%逐步提升至20%。这一政策直接推动了中国储能装机的爆发式增长：截至2024年底，中国新型储能装机达7376万千瓦，远超2021年设定的2025年目标。
然而，表面繁荣下隐藏着结构性矛盾——储能利用率不足。数据显示，2024年全国5800万千瓦新型储能的年调峰电量仅约200亿千瓦时，占风光发电量的1/70，经济性备受质疑。
强制配储的症结在于“建而不用”。地方政府为完成新能源装机指标，将配储作为项目审批前置条件，但缺乏配套调度机制和收益模式。电力央企被迫将储能视为“路条成本”，招标时“价低者得”，导致劣质产能充斥市场。中国工程院院士刘吉臻直言：“储能相当于用矿泉水桶储长江水，作用微乎其微。”
2025年2月，中国发改委、能源局联合发文叫停强制配储，标志着政策驱动时代的终结。这一转向的核心逻辑是：储能必须从“成本中心”转向“价值中心”，通过电力市场机制实现收益，而非行政指令下的无效配置。
与中国不同，印度的强制配储政策诞生于截然不同的土壤。
印度可再生能源装机快速攀升，截至2024年2月，光伏累计装机达75.58GW，风电45.15GW，但其电网脆弱性突出。太阳能日间发电仅6-8小时，风电季节性波动显著，导致弃电率高达15%。印度能源部长Prashant Kumar Singh指出：“强制配储可将间歇性电源转化为全天候电力，这是取代煤电的关键。”
印度储能产业尚处萌芽阶段，截至2024年3月底，电池储能装机仅111.7MW/219.1MWh。通过强制配储，印度政府意图刺激本土产业链发展：技术积累：强制配储倒逼企业攻克热管理、系统集成等技术瓶颈；市场孵化：预计到2027年，印度将新增1.6GWh独立储能和9.7GW可再生能源配储项目，为本土企业提供试炼场；政策协同：配合生产挂钩激励（PLI）计划、40%组件关税等，减少对中国供应链的依赖。
中印选择相反路径，本质是能源转型阶段的差异映射。
中国已建成全球最大风光储体系，2024年风光装机超14亿千瓦，亟需解决消纳效率和经济效益问题。而印度可再生能源占比仅30%，首要任务是快速扩大规模并保障电网稳定。强制配储对印度而言，是规模化扩张的必要成本，而对中国则成为精细化转型的阻碍。
中国电力市场化改革进入深水区，现货交易、容量补偿等机制逐步完善，储能可通过峰谷价差、辅助服务获得收益。
印度电力市场仍以政府招标为主，缺乏成熟的价格信号，强制配储成为弥补市场机制缺位的过渡手段。
中国储能产能严重过剩，2024年产业链产值超7000亿元，但低端产能占比达60%。政策转向旨在淘汰“劣币”，推动技术升级。
印度则处于本土制造崛起的关键期，强制配储为本土企业构筑了市场保护屏障。例如，印度ALMM清单限制政府项目使用进口组件，配合储能本地化要求，形成“风光储一体化”产业闭环。
尽管强制配储符合印度现阶段需求，但其面临的挑战不容忽视。成本压力居高不下：印度光伏组件成本比中国高50%-100%，配储将进一步推高项目电价。若储能利用率不足，可能重蹈中国“建而不用”覆辙。技术依赖困境：印度储能核心部件（如电芯、BMS）仍依赖进口，本土企业多集中于系统集成环节。若技术突破滞后，恐陷入“组装式创新”陷阱。标准缺失难题：印度尚未建立完善的储能安全标准，盲目复制中国早期政策可能加剧安全隐患。2024年全球储能事故超50起，印度需警惕“速度优先”带来的风险。
中印的政策选择揭示了一个核心规律：储能政策必须与能源转型阶段相匹配。
从中国经验来看，强制配储在特定时期加速了产业规模化，但过度行政干预导致资源错配。转向市场驱动后，需通过容量补偿、现货交易等机制释放储能真实价值。
而对于印度来说，强制配储是应对电网脆弱性和培育产业的权宜之计，但需避免长期依赖。未来应逐步建立市场化收益机制，推动储能从“政策输血”转向“自我造血”。
值得注意的是，两国政策并非完全对立。中国叫停的是“低效强制配储”，而非否定储能本身；印度在实施强制配储的同时，也在探索Viability Gap Fund等市场化激励措施。这种“政策螺旋”印证了全球储能产业的共性：安全性与经济性的平衡，永远是动态博弈的过程。
中国的教训提醒印度，强制配储终非长久之计；印度的实践则警示中国，市场化转型需兼顾公平与效率。或许正如“最好的政策不是设计出来的，而是演化出来的。”相关链接：印度光伏强制配储10%，未来或将提高至30%-40%。