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印度最大可再生能源+儲能混合發電并網項目于近期開標，其中部分標包以的中標價格打敗火力發電、并成為印度最廉價電力。中標價格一經公布，印度國家太陽能聯合會（NSEFI）主席Pranav Mehta即表示“印度的火力發電已被淘汰”。
可再生能源+儲能擊敗煤炭！
NSEFI發布的電價競標結果如下:
據報道，該項目共收到了超1.6GW的投標，其中Greenko共拿到900兆瓦的抽水發電儲能項目，Renew Power則中標300MW的電池儲能。GreenKo投標引用的峰值電價為6.12盧比/kWh，平均電價為100MW的3.89盧比/kWh和800MW的3.93盧比/kWh。ReNew提供的最高電價為每單位6.85盧比/kWh，平均電價為4.07盧比/kWh。
而這里的價格已經與印度電力貿易商最近進行的重點火力發電項目招標中，每三年4.24盧比（5.89美分）/kWh的電價相當，而且火電電價定為3-5年、不是SECI招標的25年固定價格，意味著每當煤炭價格上漲時，火電電價就會變得更高。
NSEFI主席Pranav Mehta說：“印度國內最新的火電招標使電價達到了5-7盧比/kWh的水平（約6.9-9.7美分/kWh，0.49-0.69元/kWh），以每年85％最大發電能力計算，與最近在美國等國際市場上的峰值電價（8-9印度盧比/kWh，或11.11-12.50美分/kWh，約0.78-0.88元/kWh）相比，此次SECI招標的峰值電價具有極強的競爭力。”
創新招標方式、印度儲能將迎來大發展
綜合種種因素，相比傳統電源、該光伏儲能項目具有巨大優勢。未來會給煤炭帶來巨大威脅。
據了解，印度大約四分之三的電力來自煤炭。自2017年5月以來，2018年8月太陽能電價首次降至2.44印度盧比/kWh（合人民幣約0.24元/kWh）、創下了最便宜電價的紀錄，打破了可再生能源不可負擔的神話，并挑戰煤炭的主導地位，從此可再生能源電力如同打開了潘多拉魔盒、逐漸開始走上取代傳統發電廠作為主要能源之路。
印度新能源和可再生能源部曾制定目標，計劃到2022年3月實現175GW可再生能源的裝機容量。其中就包括2018年至2020年期間進行80GW太陽能和28GW風電項目的招標。彭博新能源財經在其報告中表示，印度已成為全球最大的新可再生能源發電項目招標市場，也是吸引清潔能源投資的第二大目的地。
但是相比之下，而在過去很長一段時間內，印度的儲能市場拓展并不順利。為了鼓勵制造、部署、創新和降低成本來促進儲能行業的領導地位，2018年8月印度議員還曾提出國家儲能任務（NESM）的草案，該儲能規劃模仿了中國儲能的發展模式，試圖通過鼓勵電動汽車的推廣應用，促進印度國內電池研究中心的建設，推進儲能成本下降。
但印度在大型儲能項目的起步線上一直跌跌撞撞，雖然SECI和其他一些州也在早些時候嘗試過可再生能源+儲能招標，但均以失敗而告終。此次光伏儲能項目的開標，使印度在儲能市場上取得了長足的進步。
據了解2019年6月左右印度曾發布大規模儲能項目招標信息，當時提出重力儲能項目的建議，但項目開發商考慮到運營成本等問題可能會優先選擇抽水蓄能或機械儲能技術。隨后2019年8月，印度太陽能公司（SECI）發布號稱世界最大規模可再生能源儲能項目招標，項目包含1.2GW風電光伏等可再生能源，并擴大了可以選用的儲能技術的范圍，允許項目開發商使用包括電池儲能、抽水蓄能、機械儲能和化學儲能，或者組合型儲能系統在內的任何儲能技術。
不過該可再生能源+儲能招標項目成功之處可能在于它提出了另一附加條款：要求項目在每天的5.30-9.30 AM和5.30 PM-00.30 AM的高峰用電需求時間段內要提供每天6小時、600MW的電力，而為了滿足這一高峰時段用電需求，開發商就必須同時配套安裝儲能系統。招標文件要求顯示所配置的儲能系統最小額定容量為可再生能源項目功率的一半，即：如果可再生能源項目的合同容量為100MW，則安裝的儲能系統的最低額定功率應為50MWh。但據相關媒體測算，若滿足以上對穩定的電力需求則需要至少3000MWh的儲能。
光伏+儲能項目解決了光伏發電的間歇性和用電高峰負荷問題，打消了使太陽能成為主流的主要障礙。
印度儲能聯盟（IESA）總裁（Rahul Walawalkar）博士表示，“可再生能源加儲能混合動力項目現在被認為是替代傳統電網調峰電站的可行方案。政府將通過實施此類可再生能源儲能混合發電項目，就能夠實施淘汰落后效率低下的熱電廠的計劃，從而為減少排放、改善空氣質量提供了推動力，并全面推動了可再生能源的發展。”
而且就在不久前印度太陽能公司又發布了一項光伏儲能項目招標，項目將建設14MW光伏發電廠及兩個7MW/21MWh的電池儲能系統。
根據最新《印度固定儲能市場報告》預估，印度的儲能市場在2018年已達到28億美元，預計到2026年還將以6.1％的復合年增長率增長。
可再生能源+儲能擊敗煤炭！
NSEFI發布的電價競標結果如下:
據報道，該項目共收到了超1.6GW的投標，其中Greenko共拿到900兆瓦的抽水發電儲能項目，Renew Power則中標300MW的電池儲能。GreenKo投標引用的峰值電價為6.12盧比/kWh，平均電價為100MW的3.89盧比/kWh和800MW的3.93盧比/kWh。ReNew提供的最高電價為每單位6.85盧比/kWh，平均電價為4.07盧比/kWh。
而這里的價格已經與印度電力貿易商最近進行的重點火力發電項目招標中，每三年4.24盧比（5.89美分）/kWh的電價相當，而且火電電價定為3-5年、不是SECI招標的25年固定價格，意味著每當煤炭價格上漲時，火電電價就會變得更高。
NSEFI主席Pranav Mehta說：“印度國內最新的火電招標使電價達到了5-7盧比/kWh的水平（約6.9-9.7美分/kWh，0.49-0.69元/kWh），以每年85％最大發電能力計算，與最近在美國等國際市場上的峰值電價（8-9印度盧比/kWh，或11.11-12.50美分/kWh，約0.78-0.88元/kWh）相比，此次SECI招標的峰值電價具有極強的競爭力。”
創新招標方式、印度儲能將迎來大發展
綜合種種因素，相比傳統電源、該光伏儲能項目具有巨大優勢。未來會給煤炭帶來巨大威脅。
據了解，印度大約四分之三的電力來自煤炭。自2017年5月以來，2018年8月太陽能電價首次降至2.44印度盧比/kWh（合人民幣約0.24元/kWh）、創下了最便宜電價的紀錄，打破了可再生能源不可負擔的神話，并挑戰煤炭的主導地位，從此可再生能源電力如同打開了潘多拉魔盒、逐漸開始走上取代傳統發電廠作為主要能源之路。
印度新能源和可再生能源部曾制定目標，計劃到2022年3月實現175GW可再生能源的裝機容量。其中就包括2018年至2020年期間進行80GW太陽能和28GW風電項目的招標。彭博新能源財經在其報告中表示，印度已成為全球最大的新可再生能源發電項目招標市場，也是吸引清潔能源投資的第二大目的地。
但是相比之下，而在過去很長一段時間內，印度的儲能市場拓展并不順利。為了鼓勵制造、部署、創新和降低成本來促進儲能行業的領導地位，2018年8月印度議員還曾提出國家儲能任務（NESM）的草案，該儲能規劃模仿了中國儲能的發展模式，試圖通過鼓勵電動汽車的推廣應用，促進印度國內電池研究中心的建設，推進儲能成本下降。
但印度在大型儲能項目的起步線上一直跌跌撞撞，雖然SECI和其他一些州也在早些時候嘗試過可再生能源+儲能招標，但均以失敗而告終。此次光伏儲能項目的開標，使印度在儲能市場上取得了長足的進步。
據了解2019年6月左右印度曾發布大規模儲能項目招標信息，當時提出重力儲能項目的建議，但項目開發商考慮到運營成本等問題可能會優先選擇抽水蓄能或機械儲能技術。隨后2019年8月，印度太陽能公司（SECI）發布號稱世界最大規模可再生能源儲能項目招標，項目包含1.2GW風電光伏等可再生能源，并擴大了可以選用的儲能技術的范圍，允許項目開發商使用包括電池儲能、抽水蓄能、機械儲能和化學儲能，或者組合型儲能系統在內的任何儲能技術。
不過該可再生能源+儲能招標項目成功之處可能在于它提出了另一附加條款：要求項目在每天的5.30-9.30 AM和5.30 PM-00.30 AM的高峰用電需求時間段內要提供每天6小時、600MW的電力，而為了滿足這一高峰時段用電需求，開發商就必須同時配套安裝儲能系統。招標文件要求顯示所配置的儲能系統最小額定容量為可再生能源項目功率的一半，即：如果可再生能源項目的合同容量為100MW，則安裝的儲能系統的最低額定功率應為50MWh。但據相關媒體測算，若滿足以上對穩定的電力需求則需要至少3000MWh的儲能。
光伏+儲能項目解決了光伏發電的間歇性和用電高峰負荷問題，打消了使太陽能成為主流的主要障礙。
印度儲能聯盟（IESA）總裁（Rahul Walawalkar）博士表示，“可再生能源加儲能混合動力項目現在被認為是替代傳統電網調峰電站的可行方案。政府將通過實施此類可再生能源儲能混合發電項目，就能夠實施淘汰落后效率低下的熱電廠的計劃，從而為減少排放、改善空氣質量提供了推動力，并全面推動了可再生能源的發展。”
而且就在不久前印度太陽能公司又發布了一項光伏儲能項目招標，項目將建設14MW光伏發電廠及兩個7MW/21MWh的電池儲能系統。
根據最新《印度固定儲能市場報告》預估，印度的儲能市場在2018年已達到28億美元，預計到2026年還將以6.1％的復合年增長率增長。
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