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电网侧
印度政府已经制定了到2022年实现175GW清洁能源装机规模的目标，其中100GW来自光伏发电、60GW来自风力发电、10GW来自生物质发电、5GW来自小型水力发电。届时，仅光伏发电的装机规模就将占到整个电力系统总装机的25%。
高比例可再生能源的不稳定性，势必要求印度电网安装额外的灵活性资源，包括二次调频资源，三次调频资源和快速爬坡资源，以保障电网的安全性和稳定性。与加州的“鸭子曲线”类似，预计到2022年，受100GW光伏的影响，印度的电力净负荷曲线将呈现“骆驼”状，需要大量的爬坡资源，以增加电网的灵活性。这一需求在一些依靠柴油发电机组来提供基荷和平衡服务的岛屿，如Andaman、Nicobar等尤为突出。
2022年印度净负荷预测曲线（包含100GW光伏）
针对这一需求，印度政府和相关企业正在积极探索应对方案。印度中央电力监管委员会正在制定引进辅助服务市场的政策框架，要求2~3%的发电容量用于调频。由于目前印度的总装机量已经超过210GW，一旦监管条例发布，将带来4~5GW的调频市场潜力，而储能有望在这一市场空间中占据一个显著的比例。
与此同时，大型电力开发企业纷纷发布了多个储能招标计划。例如，印度NTPC公司发布了625MW光伏招标计划，采购计划中包括了100MWh储能系统，成为印度首个公共事业规模的储能招标项目。此外，印度电网公司也发布储能采购计划，计划配置3MW储能系统用于电力系统调频。尽管上述项目仍然属于示范项目，且在资金、调度、运维等各个环节面临问题，但上述项目的建设运行将有助于印度发电商、电网系统运营商等相关利益方更好的了解储能在电网侧的应用价值，为未来制定储能相关政策提供借鉴。
用户侧领域
根据印度可再生能源发展目标，2020年100GW分布式光伏中将有40GW来自分布式屋顶光伏，因此，来自印度国内外的储能开发商纷纷聚焦用户侧，探讨储能系统的应用潜力。
居民侧
和中国的情形类似，政府针对居民电价给予了丰厚的补贴，使得居民电价大幅低于光伏发电成本。根据每月电力消费量的不同，印度不同州的平均居民电价范围大致在1.8卢比/kWh和6.5卢比/kWh之间。相比较而言，光伏系统的度电成本至少在6-7卢比/kWh以上，配置电池储能之后光伏发电的度电成本更是高达14卢比/kWh。居民电价和光伏度电成本之间的巨大差距是阻碍“光伏+储能”模式在家庭用户中应用的最大因素。
但也应注意到，居民电价和光伏度电成本之间的差距也在快速缩小中。目前印度居民电价正以每年6%的速度持续增长，而光伏系统的成本却以每年5%的速度快速降低。按照这个速度，到2020年，居民家庭领域中的光伏发电成本有望与居民电价形成竞争。
工商业领域
对于商业和工业用户来说，光伏发电成本已经低于电价。未来，日益增加的电费将使得光伏发电系统更具成本竞争力。预计到2020年， “光伏+储能”的系统成本也将低于电价，对电池储能的需求将进一步增加。
另外，目前在印度，仅高压电力用户（如工业用户）执行分时电价，且仅存在于个别州中。印度政府正在考虑将分时电价引入到居民和商业用户领域，一旦实现，将带来电池储能的大量需求。
微电网领域
在解决无电人口的供电问题、替代现有柴油发电机组等因素的推动下，以“可再生能源+储能”为基础的微网呈现出巨大的发展潜力。印度新能源和可再生能源部发布一项激励计划，在接下来的5年内，将建设并投运至少10,000个基于可再生能源的微网项目，可再生能源的总容量不低于500MW，预计这将带来2.2GWh的电池需求量。
结 语
尽管储能在印度电力市场的电网侧和用户侧均呈现出巨大的发展潜力，但仍在政策、标准、电价机制、技术来源、资金等多方面存在缺失或障碍。
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