核心提要：印度储能市场根植于一个用电需求爆发式增长，但电网却曾让6亿人同时陷入黑暗的脆弱市场，储能在印度不是锦上添花，而是电力系统的刚性需求。
政策端的响应同样宏大，PLI计划承诺1810亿卢比激励本土制造，印度第14次《国家电力计划》锚定2030年47GW/236GWh储能部署。然而，宏图与兑现之间的落差触目惊心。
比亚迪、宁德时代等中资头部企业虽已深度嵌入供应链，却不得不面对三重挤压：异常低价中标、本土制造能力缺失、政策壁垒持续加码。
印度储能不是高利润市场，而是规模战场，这里不奖励高附加值，只奖励成本控制与本地化深度，这场拉锯战才刚刚开始。
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印度储能产业发展的核心驱动力，来自本国电力体系深层次的供需结构性矛盾。
作为全球人口最多的国家，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。伴随经济扩张与城市化快速推进，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。
历史上，2012年7月印度爆发大规模停电事故，超6亿人口遭遇超过24小时的断电，是人类史上影响范围最大的停电事件之一。公开数据显示，2025年印度夏季电力缺口达12%，对应的电网级储能缺口规模高达12GW。
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。尤其夏季高温期间，空调制冷负荷急剧抬升，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。
电网系统韧性偏弱、夏季高峰负荷脉冲式激增、全社会用电刚性增长三重因素叠加，储能由此成为印度电力系统不可或缺的调节缓冲工具，用以平抑峰谷差、缓解供电压力、提升供电可靠性。
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需求端的紧迫感已传导至政策端：
印度部分储能相关产业政策
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，是读懂印度储能市场底色最为关键的切入点。
从顶层设计来看，印度已经推出包括PLI在内多项扶持政策，试图撬动本土储能制造产能扩张，并给出宏大的产业与就业愿景。可现实落地层面，政策预设目标与实际效果之间出现断崖式落差。
同时，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。其中Ola Electric拿到20GWh产能配额，因无法按期投产，每日罚金高达125万卢比；信实新能源、Rajesh Exports分别手握5GWh配额，同样受投产延期影响，每日各需缴纳50万卢比罚款。
高额的持续罚款侧面印证：即便享有政策红利、拿到政府分配的产能指标，印度本土储能制造企业依旧面临投产推进缓慢、项目落地阻滞的现实困境，政策蓝图向产业现实转化存在显著障碍。
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政策为项目落地铺平了道路，但项目最终能否跑通，取决于收益模式。印度储能项目的收入来源目前以两大市场为主：
辅助服务市场：印度中央电力监管委员会已将储能纳入频率调节和备用服务范畴，储能参与一次调频和二次调频可获得相应补偿。
光伏/风电配套储能：通过联合竞标向电网出售稳定电力，中长期购电协议提供相对可预期的收益。该协议的核心作用并非套利，而是以固定电价提前锁定项目全生命周期的收入基本面，从而规避现货市场电价波动风险。
根据GGII观察，与日本LTDA“以利润上缴换取20年确定性”不同，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。整体而言，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。
尽管收益模式尚在演化中，市场规模的增长预期仍然吸引了大量玩家涌入。比亚迪、宁德时代、阳光电源等中资头部企业已通过设备供应深度嵌入印度储能供应链。2026年上半年，印度BESS装机容量已从2025年12月的0.78GWh猛增至8.7GWh，增长超过11倍。
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然而，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。
第一，招标电价恶性下探压缩项目收益。储能项目招标价格近几年累计下跌约71%，跌幅大幅超过同期电池包36.5%的价格降幅，不少中标价格已经跌破项目商业盈亏平衡点，项目本身先天就缺乏盈利基础。
第二，本土产业链短板推高成本。印度本土电芯制造供给不足，项目电芯高度依赖进口；电池成本占到项目总投资近 60%，核心环节受制海外供应链，成本可控性弱。
第三，各类政策约束进一步侵蚀利润。外资准入审查、进口关税、强制本土化率等多重壁垒层层叠加，尤其对中资企业形成显著约束，持续挤压盈利空间。以下逐一拆解：
1. 原因一：异常低价中标与成本倒挂
印度储能项目主要通过SECI、NTPC等机构组织的公开招标分配，价格是核心评标维度。根据GGII数据显示，类似BESS项目的电价已从高位约108万卢比/MW/月暴跌至2025年的约37.3万卢比/MW/月。独立储能项目从价格高位平均中标电价累计下降约71%，而同期电池包价格降幅仅为36.5%，价格下降的速度约为电池包成本下降的两倍。
2025年，两小时独立储能项目最低中标价已降至每兆瓦每月14.8万卢比，而研究机构测算的可行性基准价格约为23万卢比，约75%的中标项目已低于商业可行性门槛。
低价竞标的代价正在加速显现。电池成本自2025年下半年以来持续攀升，锂价大幅上涨，叠加中国出口退税减少等因素，电芯价格已从2025年同期的约42美元/kWh上涨至55美元/kWh，涨幅约31%。印度国家银行指出，部分已获融资的储能项目因供应商不再履行此前报价而陷入停滞。
JMK Research与IEEFA的联合报告显示，由于融资、采购和调试环节的挑战，项目执行延迟可能持续9至18个月。
融资条件同样趋紧，贷款机构因成本波动大且缺乏历史运营先例，通常要求项目内部收益率达到15%至20%。
2. 原因二：本土制造能力的缺失与进口依赖
印度储能产业链对外依存度依旧处于高位，电池包、电芯以及关键原材料主要自中国进口，其中电芯进口依赖度接近70%。电池作为储能项目占比最高的单一成本构成，占到项目总资本支出的近60%，供应链短板直接对本土储能产业形成硬性约束。
即便是印度规模最大的私营企业信实工业，也曾积极谋求技术引进以实现电芯自主可控。企业先后与宁德时代、海辰储能开展深度谈判，希望通过技术授权模式搭建本土电芯制造产能，推动本国电芯自主化。
但受国内核心电池及新能源技术出口管制政策持续收紧影响，两轮商业谈判最终均未能落地。受此影响，信实工业已经搁置锂离子电芯自研自产计划，产业策略由电芯生产转向储能系统集成组装。
头部龙头尚且难以突破技术壁垒，其余本土企业的技术积累则更为薄弱。在缺乏外部成熟技术输入的前提下，印度很难依靠自身力量构建具备市场竞争力的完整储能制造产业链。
3. 原因三：政策壁垒持续加码
印度对“与印度共享陆地边界国家”投资规则进行修订，动力电池、电池材料、电池储能系统等关键制造环节被纳入指定行业快速决策范围，中国投资者仍须接受受益所有权审查及国家安全审查。印度对进口中国锂电池电芯征收5%至15%的关税，完整储能系统征收15%至20%的关税。
随着PLI支持的超级工厂在2026年底至2027年间逐步进入商业化规模，本土化要求正在逐级加码。2026年7月，印度重工业部面向全球启动10GWh先进化学电池制造产能招标，投标企业须承诺两年内本土增值率不低于25%、五年内提升至40%以上。政策制定者预计将把本土含量要求从20%逐步提升至40%，最终达到50%。
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。
目前受冲击最直接的是政府主导的招标项目、补贴计划及公共采购领域，而工商业与户用储能尚未被强制纳入本土化范围，短期仍可通过进口设备参与。
然而，政策演进的趋势不容忽视，一旦本土化要求从“政府项目”向“所有并网储能项目”扩展，中资企业将面临同样的路径抉择：要么在印度设厂或与本土企业合资以维持市场准入资格，同时承担更高的固定成本与技术外溢风险；要么逐步退出这个全球少数几个百GWh级的储能增量市场。
两者的边界并非一成不变，而是随着印度本土制造能力的成熟而持续收窄，留给中资企业决策的时间窗口正在快速关闭。
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目前，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。这也解释了为何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。
根据GGII数据，印度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。印度储能联盟（IESA）预计，到2035-36财年储能需求将激增至888GWh，年度储能新增量将从2026年的50.2GWh加速至2036年的138GWh。对于追求规模效应和全球市场份额的中资企业而言，这是一个“不能放弃但必须精打细算”的存在。
也正因如此，印度市场的本质才如此清晰，印度储能的底色不是高利润，而是规模。市场对价格极度敏感，本土保护层层加码，品牌和技术溢价在这里几乎不存在。这里不奖励高附加值，只奖励成本控制与本地化深度。
而信实从“造芯”转向“组装”的路径，恰恰揭示了另一个事实，印度市场未来的竞争，不是技术战，而是产能战和成本战。谁能用最低的成本将产能落地印度、谁能在本土化率要求逐级加码之前完成布局，谁就将在这场拉锯战中占据主动。
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