印度核准 1,450 億盧比投入 92 GWh 儲能，抽蓄水力占最大比重

近 1 兆盧比的儲能推動計畫

印度聯邦內閣已核准提供 1,450 億盧比（約 15 億美元）補助，協助開發 92 GWh 的電力儲能，其中規劃容量近三分之二來自抽蓄水力計畫。這項計畫預計將支援總投資額達 9,760 億盧比的專案。

由總理納倫德拉・莫迪（Narendra Modi）主持的內閣於 2026 年 11 月 4 日核准這項方案。補助將涵蓋 2026-27 至 2030-31 財政年度，並適用於尚未投入營運的儲能容量。獲補助的電池計畫必須符合至少 40% 的國內含量要求。

這項決定著眼於印度電力轉型中的實際問題：太陽能板和風力渦輪機可能在用電需求相對低時產生大量電力，但日落後或風勢減弱時，家庭和企業仍需要電力。儲能可將電力從發電時段轉移到有需求時使用。

政府表示，這項計畫將提升電網穩定性、增加再生能源電力的使用，並降低對傳統發電的依賴，以維持日夜供電。對電力配售公司而言，挑戰在於取得建置、充電和營運成本都可負擔的儲能設施。

補助金額約占預估投資額的 14.9%，計算方式為 1,450 億盧比除以 9,760 億盧比。因此，大部分所需資金仍須來自其他融資來源。政府補助的目的，是填補建置儲能設施的成本與專案可產生的收益之間的部分缺口。

92 GWh 將由哪些儲能組成

這項方案將補助分配給三類儲能，其中抽蓄水力獲得最大配置：

• 60 GWh 來自抽蓄水力電廠，約占總量 65%。
• 30 GWh 來自電池儲能系統，約占 33%。
• 2 GWh 來自替代儲能技術，約占 2%。

抽蓄水力利用電力將水抽送至較高處的水庫。需要電力時，水流沿坡而下，通過渦輪機發電。電池則以化學方式儲存能量，並在需要時將其轉換為電力釋出。

GWh（吉瓦小時）是能量的計量單位；GW（吉瓦）則是供電速率的計量單位。例如，一座容量為 1 GWh 的儲能設施，理論上可供應 1 GW 電力一小時，但尚未計入損耗和運轉限制。92 GWh 指的是儲能容量，而不是每個專案可同時供應的電力規模。

著重水力儲能，代表政府的做法不再侷限於先前以電池為主的補助計畫。抽蓄水力特別適合在一天中的不同時段之間移轉大量電力；電池則能快速因應供需變化。

德勤印度（Deloitte India）合夥人阿努傑什・德維迪（Anujesh Dwivedi）指出，多元技術是這項核准案的核心特色：

新一輪 VGF 計畫的最大亮點，是在電池儲能系統和替代技術之外，也納入抽蓄水力。

這項計畫規模有多大？

內閣表示，新增的 92 GWh 相當於目前支援印度電網的儲能容量的 170%。換言之，若專案順利完工，這項規劃新增容量約為現有規模的 1.7 倍，將是大幅擴張。

印度預估到 2031-32 年的儲能需求為 411 GWh。單是這項新計畫就可提供約 22.4%，計算方式為 92 除以 411。現有設施及透過其他計畫開發的專案，也將共同滿足這項需求。

印度中央電力局（Central Electricity Authority）另預估，2029-30 年的儲能需求為 235 GWh，2035-36 年則為 888 GWh。《2023 年國家電力計畫》預估，2047 年的需求將達 2,380 GWh。這些數字顯示，儲能發展遠超過這項補助涵蓋的五個財政年度。

印度設定 2030 年非化石能源發電裝置容量達 500 GW 的目標，也增添推動儲能的急迫性。太陽能和風力發電增加，能在發電充沛時吸收電力、並於需求較高時供電的設施，其價值也隨之提升。

補助與招標如何運作

可行性缺口資金（Viability Gap Funding，VGF）是政府提供的資金，旨在讓具效益的基礎建設計畫具備財務可行性。這項資金可減輕部分投資負擔，使開發商能以買方較可能接受的價格提供服務。

新方案的容量將透過依費率進行的競爭性招標分配。開發商將依各招標案的要求，就儲能服務提出價格並相互競爭。公營及民營電力配售公司均可為電池和抽蓄水力計畫申請補助；替代技術計畫則由公營及民營機構執行。

電力配售公司通常稱為 discom，負責購電並輸送給消費者。儲能提供另一種方式，協助它們管理購電量與用戶特定時段需求之間的落差。儲能的價值部分取決於配售公司能否以低成本取得充電用電，並在需求和價格足以支應成本時放電。

這項最新方案的詳細架構仍待公布，包括最終補助額度、付款條件、績效要求和招標日期。相關規定將影響開發商的借款需求，以及效益如何傳遞給電力買方。

先前的安排是在財務交割時撥付符合資格補助的 20%；財務交割是指專案融資協議完成的階段。能源經濟與財務分析研究所（Institute for Energy Economics and Financial Analysis）首席能源專家查里斯・康達（Charith Konda）表示，此時仍須大舉借款。因此，補助款的撥付時機與金額同樣重要。

從首批電池補助到最新核准案

最新決定承接政府多個階段的支持。2026 年稍早流傳的一項提案，原規劃的電池配置高於內閣最終核准的規模：50 GWh，而非 30 GWh。

• 2023 年 9 月：內閣核准支援 4,000 MWh（相當於 4 GWh）的電池儲能，補助最高可涵蓋資本成本的 40%。
• 2026 年 5 月 30 日：一項徵詢中的提案規劃提供約 1,500 億盧比補助，支援 112 GWh 儲能，包括 50 GWh 電池、60 GWh 抽蓄水力，以及 2 GWh 其他技術。
• 2026 年 11 月 4 日：內閣核准提供 1,450 億盧比補助，支援 92 GWh 儲能；保留水力和替代技術的配置，同時縮減電池部分。
• 2030-31 年：這項新核准計畫涵蓋的最後一個財政年度。

2023 年 9 月的電池補助計畫初始專案預算為 940 億盧比，其中包括 376 億盧比的政府預算支持。該計畫目標是在 2030-31 年前將儲能成本降至每度 5.50 至 6.60 盧比，並要求至少 85% 的受補助容量可供電力配售公司使用。

後續電池補助輪次據稱分別支援 13.2 GWh 和 30 GWh；截至 2026 年 5 月，第一輪已完成所有招標，第二輪仍在進行。兩者合計為 43.2 GWh；而先前計畫的總容量也曾被列為 43.8 GWh，補助金額則為 9,160 億盧比。

這項核准計畫在過往電池補助基礎上，新增大規模水力儲能。規劃的 92 GWh，是 2023 年 9 月首度核准的 4 GWh 的 23 倍。

40% 國內含量規定帶來哪些改變

申請補助的電池計畫必須符合至少 40% 的國內含量要求。政府希望透過公共支出支持儲能部署，為印度製造業創造需求，並降低對進口零組件的依賴。

這項作法串連了產業政策的兩個面向：既有的製造業獎勵措施支持電池生產企業，新推出的儲能補助則支持購買並安裝電池的專案。兩者共同致力於擴大國內製造商的市場。

野村證券（Nomura）預期，這項要求將鼓勵在印度製造和組裝電池儲能系統。印度能源儲存聯盟（India Energy Storage Alliance）主席德布馬利亞・森（Debmalya Sen）表示，新增補助也可能緩衝國內價值要求和電池成本上升所帶來的費率增加。

森對電池專案的經濟效益評估，比部分其他專家更樂觀：

電池儲能系統（BESS）已具備商業可行性。

森指出，沒有 VGF 補助時，費率約為每 MW 每月 30 萬盧比。這是為預留儲能容量所支付的費用。買方還必須考量電池充電所用的電力，以及服務的使用頻率。

低價儲能標案為何仍可能成本高昂

康達表示，獨立儲能容量費率約為每度電 2.6 盧比。充電和放電成本另增加約每度 2.5 至 3 盧比，使供電成本達到每度約 5.5 至 6 盧比。電費帳單上的一度電等於一度千瓦小時。

這個供電成本區間接近為提供較穩定電力而簽約的再生能源電價，每度約 5.25 至 6 盧比。因此，電力配售公司必須比較在需要時取得電力的各種方式之完整成本，包括充電成本和調度責任。

康達認為，主要限制不只是融資管道：

融資或資本並非加速印度能源儲能部署的真正瓶頸。

他指出，激烈競標、依賴進口和價格不確定性都是問題。開發商即使提出極低費率，仍須完成建設、償還借款，並在合約期間維護設備。

TERI 電力與再生能源部門主任阿萊基亞・達塔（Alekhya Datta）引用一項評估指出，2025 年獲分配、可供電兩小時的獨立電池儲能容量中，近 75% 面臨財務可行性風險。他表示，專案經濟效益取決於充電價格、使用頻率、放電時間、融資成本，以及電池在使用年限內的效能。

達塔說明了財務援助的限制：

然而，僅靠補助無法確保商業可行性，也無法確保電力配售公司取得可負擔的費率。

績效將決定公帑的效益

電力配售公司必須有效使用合約中的儲能設施，才能取得預期的節省成本和供電效益。即使設施已可運轉，若很少充電或放電，買方仍可能面臨付款義務。

康達表示，先前補助款的撥付取決於電池是否可用，而非實際使用情況或對電網創造的價值。他指出，買方能否管理儲能是關鍵的商業問題：

真正的問題在於，電力配售公司能否有效且有利可圖地運用簽約的儲能容量。

達塔呼籲，採購規則應將可用率、使用情況、充放電效率、重複運轉能力和電池耗損納入考量。效率是指輸出的電量與輸入電量之比；耗損則是電池隨著老化及使用，儲能能力逐漸下降的現象。

電池合約也需要考量效能下降時增設或更換設備的費用。這些成本將影響合約初期商定的費率，能否在整個服務期間持續可行。

達塔建議，財務援助應與成果有更密切的連結：

也應更充分考慮將 VGF 補助與營運績效掛鉤。

哪些水力專案可能受惠？

野村證券指出，目前有 11 個抽蓄水力專案正在興建，合計發電容量為 15,870 MW。開發商包括邦營電力公司，以及 Greenko、塔塔電力（Tata Power）、JSW Energy、阿達尼旗下企業和 Torrent Power。

在建專案包括 Greenko 的 Gandhisagar 專案，容量為 1,920 MW，預計 2026 年 12 月完工；泰米爾納德邦的 Kundah 專案和阿達尼的 Chitravathi 專案，容量均為 500 MW，預計都將於 2027 年 2 月完工；以及 Greenko 的 Saundatti 專案，容量為 1,600 MW，預計於 2027 年 12 月完工。

預計較晚完工的專案包括 JSW Energy 的 Bhavali 專案，容量為 1,500 MW，預計於 2028 年 12 月完工；塔塔電力的 Bhivpuri 專案，容量為 1,000 MW，預計於 2029 年 2 月完工；以及 Torrent Power 的 Karjat 專案，容量為 3,000 MW，預計於 2029 年 12 月完工。卡納塔卡邦電力公司（Karnataka Power Corporation）的 Sharavathy 專案容量為 2,000 MW，預定於 2032 年 5 月完工，已超出方案補助期間。

這些時程顯示，施工進度將影響計畫推動。仍在興建中的專案可能符合補助條件，但實際補助仍取決於資格審查和競爭性招標。其 MW 數值代表發電功率；對計畫 GWh 目標的貢獻，則取決於可儲存和釋出的能量。

這項計畫的實際成效，將取決於已完工的基礎設施能否有效運作：在再生能源電力充沛時儲存電力，並在消費者需要時供電。1,450 億盧比的承諾有助於為擴建提供資金，而招標設計、施工和日常調度將決定電力買方實際取得的服務。

重點

• 內閣核准提供 1,450 億盧比補助，在 2026-27 至 2030-31 年間支援 92 GWh 儲能。
• 配置包括 60 GWh 抽蓄水力、30 GWh 電池和 2 GWh 替代技術。
• 專案總投資額預估為 9,760 億盧比，政府資金約占 15%。
• 電池計畫必須符合至少 40% 的國內含量要求。
• 規劃容量約占印度 2031-32 年預估 411 GWh 儲能需求的 22%。
• 容量將透過競爭性招標分配，詳細執行規則仍待公布。
• 充電成本、有效使用、施工和設備效能將影響電力買方的成本。