随着可再生能源普及率的提高，印度的电网运营变得越来越复杂，对稳定电网的需求从未像现在这样迫切。随着太阳能发电量和风力发电量在能源结构中的占比不断攀升，电池储能系统正在成为一个关键推动因素，帮助弥合发电和需求之间的差距，同时保持电网平衡。
　　
　　印度电力部规定，未来招标的所有太阳能发电场项目必须配套部署储能系统，其装机容量至少是太阳能发电场的10%，持续时间为两小时。该规定旨在加强电网可靠性，并支持印度实现到2030年年底部署500GW可再生能源发电设施的目标。
　　
　　将储能系统集成到电网中有助于消除可再生能源发电的波动性，还能确保白天产生的多余电力在傍晚电力需求峰值期间得以利用。
　　
　　新加坡胜科工业集团在印度的子公司——胜科印度可再生能源业务发展和商业主管Rajesh Zoldeo指出：“为应对可再生能源发电的间歇性，需部署储能系统，以便在发电高峰期储存多余电力，并在用电高峰期释放电力。”
　　
　　印度中央电力局发布的《国家电力规划》预示着未来储能部署的巨大规模。该规划预计，到2032年，印度将需部署近74GW的储能系统，储能容量超过411GWh。这一规模对于整合近364GW太阳能发电场和121GW风力发电场至关重要。
　　
　　Zoldeo表示，电池储能系统有可能推迟对成本高昂的输电基础设施升级的需求。
　　
　　印度的电池储能系统市场与价格格局亦发生了显著变化。2022年，电池储能系统价格高于108万卢比/MW/月（约合12,570美元/MW/月）。而在2024年的招标中，电池储能系统价格已降至22.1万卢比/MW/月（约合2,550美元/MW/月），反映出成本的大幅下降。
　　
　　Zoldeo说：“近期太阳能发电场、风力发电场和电池储能系统的招标价格越来越具有竞争力，中标的电力价格低于化石燃料发电的平准化成本，这是印度可再生能源行业的一个转折点。”
　　
　　关税的下降主要是由于锂离子电池成本的下降，以及技术进步和生产能力的提升。2023年，锂离子电池价格下降了14%，降至139美元/kWh，这主要是由于原材料和零部件价格的下降。这一趋势在2024年进一步加速，价格再降20%，降至115美元/kWh，创下自2017年以来的最大年度降幅。
　　
　　印度中央电力监管委员会也注意到了电池成本的下降。今年1月，该委员会拒绝了印度太阳能公司关于对其500MW/1000MWh独立部署电池储能项目征收关税的请愿书，因为自从招标以来电池成本大幅下降。尽管招标过程透明且符合指导定，但该委员会裁定，采用过时的电价将会损害消费者利益。
　　
　　导致成本下降的因素包括电池产能过剩、磷酸铁锂电池的采用率提高以及电动汽车需求增长放缓。
　　
　　这些成本下降促使印度政府扩大了电池储能系统的可行性缺口补贴（VGF）计划。该计划最初目标到2028年部署4GWh的储能系统，现已将范围扩大到13.2GWh。
　　
　　该财政支持计划的上限为270万卢比/MWh（约合32,114美元/MWh）或投资的30%（以较低者为准），旨在提高储能项目的商业可行性。
　　
　　可行性缺口补贴（VGF）的支付结构分为五期，在财务结算时先支付10%，在商业运营时支付45%，最后三年分批支付剩余的15%。预计扩大的融资框架将吸引更多参与者进入该行业，同时为储能系统主导的可再生能源开发奠定坚实基础。
　　
　　印度电力部指示各邦和实施机构在2025年6月前完成所有电池储能系统合同的授予，以便在2027年5月前完成可行性缺口补贴（VGF）计划。
　　
　　这些政策转变为储能系统开发商提供了一系列优势，从项目组合的多样化到政府支持的长期电力采购协议。专家指出，合同稳定性和资助的结合使包含电池储能系统的招标项目对具备技术专长和规模实力的开发商颇具吸引力。
　　
　　然而，扩大规模的道路并非没有障碍。业内人士表示，尽管成本有所下降，但电池储能系统技术的高额初始投资和储能成本仍然是阻碍其广泛应用的主要因素。
　　
　　随着印度致力于扩大电池储能系统的部署规模以满足其开发可再生能源设施的目标，支持性政策框架将至关重要。豁免邦际输电费用和储能义务等举措是一个良好的开端。
　　
　　一个关键的监管障碍是电力交易所高峰时段10卢比/kWh（约合0.12美元/kWh）的价格上限，Zoldeo认为这阻碍了市场定价。这一上限限制了能源套利的潜在收入，降低了电池储能系统项目的商业可行性。
　　
　　如果取消这一上限，并在电力需求峰值期间实现真正的市场定价，将显著提高能源转移的财务回报。这反过来将激励许多开发商投资电池储能系统。
　　
　　编译：Harris