面对百 GWh 增量，储能企业如何把握印度市场？
发布日期：2026/8/13
在全球能源转型的版图上，印度储能市场正以惊人的速度崛起。
根据印度国家电力规划，预计到2031-32年，该国将需要近236GW（约411GWh）的电池储能系统，以有效将可再生能源整合进电网。
分析认为，印度将是全球少数几个在未来十年能够提供百GWh级储能需求增量的市场之一。
但是，当“全球增长最快的储能市场”与“75%的中标项目已低于商业可行性门槛”能够同时用于描述印度储能时，这个市场的真实底色，仍需从业者仔细端详。
百GWh馅饼：印度储能的宏图与现实
在印度，储能不是锦上添花，而是电力系统的刚性需求。
这种紧迫性迅速传导至政策端与市场端，仅2025年一年，印度就发出了约102GWh的电池储能招标。印度电力公司董事长拉图尔·普里指出，运营产能仍处于早期阶段，该行业正从招标势头转向项目交付。
招标规模的井喷，加速了实际装机的落地。2026年上半年，印度电池储能系统装机容量已从2025年12月的0.78GWh猛增至8.7GWh，增长超过11倍。
不过，显而易见，印度百GWh储能装机的宏伟蓝图，与8.7GWh的实际装机之间，仍然存在着不小的差距。
GGII分析认为，目前印度储能市场呈现出几大核心特征：
一是结构性矛盾：14亿人的电不够用。印度人口已超14.6亿，但人均用电量仅为全球平均水平的三分之一、中国的五分之一。印度国内电力需求持续走高，年增速维持在6%-8%，而电力供给能力未能实现同步匹配。
供给总量不足之外，印度电网还面临基础设施老化、跨区域电网互联薄弱的短板，电压波动、频繁跳闸是工商业与居民用电的常态。夏季用电高峰时段电力缺口可达数GW，多个邦不得不采取拉闸限电措施。
二是政策雄心与兑现落差：从PLI到国家电力计划空转。印度已经推出包括PLI在内多项扶持政策，政策框架已基本搭建完成，但本土产业落地兑现能力却严重不足，二者形成的巨大反差。大量拿到产能配额的企业也难以兑现投产承诺，政策的强制约束机制随之启动，多家头部企业持续承担高额逾期罚金。
三是收益模式：尚在演化中的雏形。印度储能项目的收入来源目前以辅助服务、光伏/风电配套储能这两大市场为主。
印度PPA的核心逻辑是提前锁定未来25年的卖电价格，本质上是做多规模、赌装机量扩张。另一方面，容量市场机制尚在酝酿中，目前仅由个别邦试点，尚未形成全国性制度。
印度储能的收益结构尚不如发达国家成熟，项目回报高度依赖单个招标项目的合同条件，不同邦之间差异明显。
四是价格与利润的双重失速。市场规模持续扩张，并未转化为企业盈利水平的同步提升。这一困境，是三重结构性因素共同挤压的结果：招标电价恶性下探压缩项目收益、本土产业链短板推高成本、各类政策约束进一步侵蚀利润。
GGII预计，对于向印度市场供应电芯和系统集成方案的中资企业而言，本土化率要求的逐级加码正在收窄其市场空间。
20GWh订单：中企布局印度储能市场
目前，印度储能市场可观的前景，已经吸引了比亚迪、宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、天合储能、融捷能源、远景能源、瑞浦兰钧、星星充电等一批中国企业嵌入印度储能供应链。
从公开信息来看，2025年以来，中国企业公开的印度储能订单合计已超过20GWh。
主要订单包括：亿纬锂能与印度Godawari New Energy签署8GWh储能电芯订单，规划未来五年潜在合作规模达60GWh；融捷能源先后与JSW Energy签署5GWh战略合作备忘录、与Lineage Power Systems签署3GWh供应协议；天合储能与南都电源联合中标ACME Solar超3.1GWh订单；瑞浦兰钧与Mindra New Energy签署1GWh谅解备忘录；蜂巢能源获769MWh储能项目；星星充电与Prozeal Green Energy合作近1GWh；远景能源为Juniper 320MWh项目配套。
这份名单几乎涵盖了中国储能产业的核心力量，从电芯制造商到系统集成商，从老牌劲旅到新兴势力。
不过，一个微妙的现实是，绝大部分为框架协议或战略备忘录，真正具备强制执行力的供货合同体量要小得多。
据悉，中资企业在印度市场的利润水平远低于其在欧洲、美国市场的表现。因此，部分中国头部储能企业对印度市场持“战略参与但不过度投入”的态度，在确保规模出货量的同时，严格控制风险敞口。
印度储能市场虽然是一块百GWh级的巨型馅饼，但它不奖励高附加值，只奖励成本控制与本地化深度。
对于中国企业而言，印度市场考验的不是技术领先性，而在产能和成本。
来源：高工储能
