政策解读

2025年初国家发改委、国家能源局发布136号文，明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。中国新能源配储的国家政策导向，一改此前项目开发端的行政性比例要求，转向由电力市场收益与电力系统需求共同决定配储的真实价值。

但放眼海外，强制配储仍在升温。对新能源发展迅猛及电网调节资源不足的国家和地区而言，新能源配套储能仍是不少国家政策制定者青睐的重要工具。本文选择菲律宾、越南和印度近期发布的代表性政策，让我们看看海外都有哪些不同的政策设计。

海外强制配储政策要点

越南：集中式光伏强制配储，10%/2小时

2025年4月15日，越南总理发布第 768/QĐ-TTg号决定，批准修订《国家电力发展规划第八版》，随后越南工贸部于5月30日发布第1509/QĐ-BCT号决定，批准实施修订后的规划。政策明确提出：集中式光伏发电项目必须配套安装电池储能系统，储能功率不低于光伏项目装机容量的10%，储能时长为2小时。

实施计划同时提出，到2030年越南电池储能装机规模预计达到10~16.3GW，到2050年达到95.983~96.120GW，以匹配高比例新能源电力系统。

该政策要求简单，边界清晰。需要注意的是其适用对象仅为集中式光伏电站。

越南代表性储能项目：河内110kV变电站50MW/100MWh储能项目，该项目是河内电网首次大规模应用储能，在五座变电站分别安装10MW/20MWh的电池储能系统，以支持电网运行、负荷调节并提高电力系统的灵活性。目前其中四个项目已经投运，最后一个项目于2026年7月成功并网。

菲律宾：10MW以上的风光，原则上配储20%

2026年2月20日，菲律宾能源部发布政策文件No. DC2026-02-0008，对2023年发布的储能政策文件进行修订与补充。新规提出拟建的、装机容量达到10 MW及以上的可变可再生能源发电项目必须配备装机容量不低于20%的储能系统。

这里有三点值得注意：第一，文件仅规定了容量规模，没有规定储能时长；第二，文件提到配储具体规模可以依据系统影响研究（SIS）、配电影响研究（DIS）调整，如果研究认定配储对电网或配电网的稳定性有负面影响，系统运营商或网络服务运营商可以建议豁免配储要求；第三，文件提出配建的储能系统宜具备构网型逆变器等电网支撑能力，但并非强制要求。

配储政策是菲律宾新能源发展的重要部分：菲律宾目标电池储能系统在2030年达成装机容量65GWh、2040年466GWh以及2050年1,021GWh，以支持《2023-2050菲律宾能源计划（PEP）》及《国家可再生能源计划》中设定的“到2030年可再生能源占比至少35%；到2040年至少50%”的可再生能源目标。

菲律宾代表性储能项目：Masinloc 10MW/10MWh 电池储能项目，项目于2016年投运，与Masinloc燃煤电站共址，主要向吕宋电网提供快速调频服务。该项目被认定为菲律宾首个电池储能设施，也是东南亚较早进入商业运行的电网级电池储能项目。

印度：国家层面建议配储，地方开始强制配储

1. 国家发布配储指导建议

2025年2月18日，印度中央电力管理局（Central Electricity Authority，CEA）发布《关于光伏项目共址配置储能系统以增强电网稳定性和成本效率的咨询意见》。《意见》提出建议所有可再生能源实施机构和国家公用事业公司在未来光伏项目中至少纳入10%装机容量、2小时的共址储能系统，配电许可方也可以考虑要求分布式屋顶光伏配置2小时的储能系统。

这份国家级指导意见对于集中式光伏和分布式光伏配储的态度为“建议”和“可考虑”，并非强制执行。

2. 邦级发布强制配储要求

在2026年3月18日，印度马哈拉施特拉邦政府发布《马哈拉施特拉邦可再生能源和储能政策2025-26至2035-36》，提出两类项目的配储要求：

第一，对于配电公司采购的新建光伏、风电与风光互补项目，必须配备装机容量50%的储能系统，2029-30财年末前投运的项目，时长至少达到2小时，2030-31财年后则需达到至少4小时。

第二，自通知发布之日起，配电公司应优先为100kW以上且配储的分布式屋顶光伏或分布式风电提供电网接入服务，并且从2026年4月起强制要求此类项目安装50%/2小时的储能系统，且这一要求每两年进行审查和更新。

此外，这一政策也鼓励存量新能源项目通过加装储能系统并提供相应的政策支持。

马哈拉施特拉邦的强制配储政策从采购场景、电网接入、投运时间等分别设置规则。此类政策将直接影响项目的时长、成本及收益测算。

印度代表性储能项目：Kilokari 20MW/40MWh 独立储能项目， 2025年8月在新德里投运，项目被开发机构认定为印度首个进入商业运行的公用事业规模独立电池储能项目，也是南亚地区的最大同类型项目之一。

政策启示

一是，强制配储仍是海外市场的启动工具，但政策形态差异很大。除配储比例、时长要求以外，更需要关注国家法规、规划要求、招标指导和地方接入规则的细节。

二是，相比于配储的容量，储能对于系统的支撑能力更重要。菲律宾把配储比例与并网影响研究、电网支撑能力结合，越南和马哈拉施特拉邦则同时规定功率比例和持续时长。未来配储的重点将是构网能力、并网适配、新能源消纳等系统贡献。

三是，强制配储并不意味着必然盈利。强制要求可以快速创造设备需求，但储能成本分摊、收益模式、参与电力市场程度及是否有容量费用支持，仍决定项目能否形成稳定回报。企业进入相关市场前，应同步核查收入模式、市场机制、并网标准、本地化要求、融资条件和质保责任。