截至2025年，印度可再生能源装机容量突破185GW，上半年新增22GW，同比激增60%。然而，政策调整与市场转向正重塑行业格局：跨州输电费用豁免政策退坡推动储能需求爆发，而招标活动放缓与供应链压力则凸显转型阵痛。
ISTS费用豁免退坡催生储能热
印度可再生能源的爆发式增长部分源于开发商抢装潮。根据政策，6月30日前并网的太阳能和风能项目可全额豁免跨州输电系统(ISTS)费用，而7月起新项目需缴纳25%费用，比例将于2028年升至100%。仅抽水蓄能及配套储能项目可延续豁免，这一调整直接刺激市场转向“可再生能源+储能”混合模式。
数据显示，2025年上半年招标及授予项目中，储能组件占比达50%，长时储能需求尤为突出。印度国家水电公司(NHPC)及比哈尔邦近期招标均要求配置4小时储能系统(125MW/500MWh)，容量费用较常规2小时项目显著提升。分析指出，政策导向正迫使开发商将储能视为项目核心，而非附加选项。
招标放缓与结构性矛盾凸显
尽管印度计划通过每年50GW招标实现2032年500GW装机目标，但2025年上半年实际招标容量仅25GW，授予容量13GW，第二季度招标量同比骤降40%至12GW，授予量下降30%至5GW。联邦机构主导了超60%的项目授予，北方邦、拉贾斯坦邦和古吉拉特邦成为州级项目分配主力。
市场结构深刻变化：混合储能与独立储能项目招标量平分秋色，而独立风光项目逐渐边缘化。然而，严苛的调度要求与成本压力制约项目落地。以印度太阳能公司(SECI)5月启动的1.2GW“全天候”招标为例，项目要求4小时储能、80%年可用性及90%高峰供电保障，结果仅35%容量被认购，最终电价飙升至61美元/MWh，较常规混合项目均价高出50%。这暴露出技术标准与经济性之间的失衡。
供应链瓶颈与电价博弈交织
电价波动折射出行业深层矛盾。第二季度，陆上风电投标均价为44-47美元/MWh，高于“风光储”混合项目的31美元/MWh，显示储能对平抑成本的关键作用。但可用性要求推高部分项目电价，例如SECI招标中，严苛的调度条款迫使开发商提高报价以覆盖风险。
与此同时，国内供应链承压加剧。太阳能电池及组件供应持续短缺，叠加资本成本上升，进一步压制招标活跃度。业内预测，2025年剩余时间内，印度可再生能源招标活动仍将低迷，行业需等待本土制造产能释放与国际资本流入缓解压力。
转型阵痛中的机遇窗口
尽管挑战重重，印度可再生能源转型仍蕴含机遇。政策层面，ISTS费用豁免的梯度退坡为市场提供调整缓冲期;市场层面，长时储能需求爆发与混合项目普及正催生新的投资热点。联邦与地方政府需平衡技术标准与经济可行性，同时加速本土供应链布局，以避免过度依赖进口导致成本失控。
从抢装潮下的装机狂飙，到储能主导的市场转向，印度可再生能源领域正经历深刻重构。政策调整的短期阵痛与长期机遇并存，而供应链韧性、技术标准与电价机制的协同优化，将成为决定其能否实现绿色跃迁的关键变量。
