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印度电力产业
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印度电力产业（英语：Electricity sector in India）在2023-24财政年度 (FY，于次年3月31日结束) 期间生产的电力为1,949太瓦时（TWh，1太瓦时=1兆瓦时，即一万亿瓦特），其中1,734太瓦时由公用事业级公司所产。[1]印度是世界第三大电力生产国。[2]
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在同一财政年度的印度人均发电量为1,395千瓦时（kWh，即我们所称的"度"）。[1]印度农林业在2014-15年财政年度全国电力消耗的占比为17.89%，在世界各国中是最高的比例（于2021-22财政年度的占比为15.9%）。[3]虽然印度的电价较低，但人均用电量也低于大多数其他国家。[4]
印度截至2024年3月31日的国家电网装置容量为442.0吉瓦（GW=10亿瓦）。[5]由再生能源（包括大型水力发电厂）发电的占总装置容量的43%。
印度发电的排放强度（又称碳强度）为每千瓦时713克二氧化碳，高于全球平均的每千瓦时480克），该国于2023年由燃煤发电厂生产的电力占总发电量的四分之三。[6][7][8][9]
印度政府宣布将持续增加在再生能源方面的投资。根据该国2023-27年五年国家电力计划，除目前建造中的发电厂外，[10][11]将不会在公用事业领域建造任何新的使用化石燃料发电厂。预计印度到2029-30财政年度，由非化石燃料产生的电力预计将达到总发电量的44.7%左右。[12]
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历史
电力公司P.W. Fleury & Co.于1879年7月24日（英属印度时期）在加尔各答举行首次电灯演示。 FKilburn & Co.于1897年1月7日获得印度电力公司（Indian Electric Co.）授权在加尔各答经营电力照明业务，并于于1897年1月15日在伦敦注册。 FKilburn & Co于一个月之后更名为加尔各答电力供应公司（Calcutta Electric Supply Corporation）。加尔各答电力供应公司的控制权直到1970年才从伦敦转移到加尔各答，改称为CESC Limited。将电力引入加尔各答之举相当成功，之后再被引入孟买。[13]孟买的第一次点灯演示于1882年在当地克劳福德市场举行，大孟买电力和运输事业 (简称BEST) 于1905年建立发电厂，为城市轨道电车提供电力。[14]
印度第一座水力发电设施（悉拉蓬水力发电厂）于1897年在大吉岭的一个茶园附近兴建。[15]亚洲第一盏电力街灯于1905年8月5日在邦加罗尔提供照明。[16]该国第一列电动火车于1925年2月3日在孟买贾特拉帕蒂·希瓦吉·摩诃罗阇终点站（当时称为维多利亚终点站）和库尔拉站之间的港口线上运行。[17]印度首个高压电力实验室于1947年在公立贾巴尔普尔工程学院成立。[18]位于喀拉拉邦的科钦国际机场于2015年8月18日成为世界上首座全部由太阳能供电的机场（参见CIAL太阳能发电计划）。[19][20]
印度在1960年代开始采用区域输电网络管理。各邦（省份）电网相互联结，形成覆盖印度大陆的5个区域电网 - 北部、东部、西部、东北部和南部电网。建立这些区域电网是为将每个地区邦之间的剩余电力互通有无。 印度政府于1990年代开始规划国家电网。区域电网最初透过异步高压直流输电 (HVDC) 背对背（back-to-back）方式互联，以促进受管制电力的有限交换。随后升级为高容量同步联结。[21]
东北电网和东部电网于1991年10月实现首次互联。西部电网于2003年3月加入联结。北部电网也于2006年8月加入，形成同步，且以同一频率运行的中央电网。[21]最后区域电网 - 南部电网于2013年12月31日经由Raichur与Solapur两地间的765千瓦输电线与中央电网同步互联，形成印度国家电网。[21][22]
截至2015年历年底，纵然印度当年的水力发电量较少，但已成为一电力过剩国家，有数量庞大的发电能力因需求不足而受到闲置。[23][24][25]于2016年历年初，印度用于发电的煤碳、柴油、石脑油、重油和液化天然气 (LNG) 等能源的国际价格急剧下跌。[26][27][28][29][30]由于全球石油产品过剩，价格变得够便宜，足以和位于煤矿附近的燃煤发电厂竞争。[31]煤碳价格也随之下跌。[32]由于煤碳需求低，导致发电厂和矿场的煤碳库存增加。[33]印度再生能源新增发电装置容量在2016-17财务年度中首次超过化石燃料发电的新增装置容量。[34]
印度中央电力局（CEA）于2017年3月29日表示该国首次成为电力净出口国，向邻国（尼泊尔、孟加拉国与缅甸）输出5,798吉瓦时的电力，却由不丹进口5,585吉瓦时电力。[35]
印度政府于2016年启动一项名为"普照之光 全民可负担LED"的计划，[36]此计划于2018年12月完成，提供足够的基础设施，确保该国所有家庭、工业和商业机构能享有不间断供电。[37]资金由印度政府及各邦合作提供。[38][39]
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发电装置容量
印度截至2023年3月31日由公用事业、自备发电和其他非公用事业的总和发电容量为495.2吉瓦。[40]
印度迄2021年4月1日有近32,285MW容量的火力发电厂在兴建中。[44]
印度迄2023年3月31日按照不同能源划分的发电装置容量为：[43]
印度公用事业各发电能源装置容量（迄2023年6月12日）[45]
- 煤碳: 205,235 MW (49.3%)
- 褐煤: 6,620 MW (1.6%)
- 天然气: 24,824 MW (6.0%)
- 柴油: 589 MW (0.1%)
- 水力: 46,850 MW (11.2%)
- 风能、太阳能及其他再生能源: 125,692 MW (30.2%)
- 核能: 6,780 MW (1.6%)
发电容量≤ 25MW的水力发电装置被归类为小型水力电站
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印度工业自有电厂截至2024年3月31日的发电容量（0.5MW以上）为79,340MW。[1]于2023-24财政年度，自备发电量为214,581吉瓦时。[1][46]印度也有75,000MW容量的柴油发电机组（不包括1MW以上和100千伏安（kVA）以下的发电机组）。[47][48]此外，印度还有众多容量小于100千伏安的柴油发电机，于停电时提供紧急电源供各行业使用。[49]
自备发电容量排名在前的几个邦是奥迪萨邦、古吉拉特邦、切蒂斯格尔邦、卡纳塔卡邦、北方邦和拉贾斯坦邦，占总发电量近66%。
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按邦或地区划分的装置容量
其他再生能源包括小型水力电站 （水力发电厂 ≤ 25MW）、生物质能源、城市和工业废弃物转制能源、太阳能和风能。
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需求
印度中央电力局（CEA）编制的2022年国家电力计划草案中，表示该国于2026-27财政年度的电力尖峰需求和能源需求将分别为272吉瓦和18,520亿度（屋顶太阳能光电发电未包括在内）。[58]于2031-32财政年度的电力尖峰需求和能源需求将分别为363吉瓦和24,590亿度（屋顶太阳能光电发电未包括在内）。印度从2015年开始，其电力配送问题要比发电问题为大。[24][25][59][60][61]
目前估计约有0.07%的印度家庭（20万户）无电力可用。[62]国际能源署（IEA）估计印度将在2050年之前新增600吉瓦至1,200吉瓦的发电容量。此新增发电规模与欧盟（EU-27）于2005年的740吉瓦总发电量相近。[63]印度在增加发电容量时采用的技术和能源将会对全球资源使用和环境问题产生重大影响。[64]预计印度于暖通空调的电力需求（尤其是在降温方面）将会快速成长。[65]
根据印度环境、森林和气候变化部发布的《印度降温行动计划》（简称ICAP）分析，只有8%的印度家庭拥有空调设备。印度各地的室内降温需求预计将以每年15-20%的速度成长，到2037-38财政年度，总需求将比2017-18财政年度基线成长至约八倍。预计到2050年，该国有45%的尖峰电力需求将用于空间降温。[66]
约有1.36亿印度人 (占比11%) 仍使用传统燃料（薪材、农业废弃物和干粪）供烹饪和一般加热用途。[67]这些传统燃料在当地称为chulah或chulha。[68]传统燃料是低效能源，燃烧时会释放浓烟、悬浮微粒、氮氧化物、硫氧化物等空气污染物，影响室外空气质量，导致慢性健康问题以及对森林、生态系统和全球气候造成损害。[69][70][71]世界卫生组织（WHO）估计印度因使用chulahs（传统炉具）燃烧生物质，是导致每年有30万至40万人因室内空气污染和一氧化碳中毒而过早死亡的主要因素。[72]估计由传统炉灶燃烧前述燃料所释放的污染物比工业燃料多5-15倍。印度电力产业的成长将有助于以可持续的替代方案来取代传统燃料。
于2007年所做的一项研究发现印度除空气污染外，未经处理的污水排放是导致该国水源污染的最重要原因。大多数政府拥有的污水处理厂大部分时间无法运作，部分原因是缺乏可靠电力供应。未经收集的废弃物在城市地区堆积，除危害环境卫生外，还会释放重金属和污染物进入地表水和地下水。[73][74]解决印度的水污染和相关环境问题需要可靠的电力供应。
印度农村地区于2009年的人均家庭用电量为96千瓦时（度），城市地区的为288千瓦时。全球人均年用电量为2,600千瓦时，欧盟为6,200千瓦时。[75]
除此之外，于2021年发生在印度的煤碳危机（库存减少、Covid-19疫情与多雨气候导致煤碳供应链中断及国际煤价上涨等原因所导致）也为电力产业敲响警钟，因为该国有60%以上的电力由燃煤发电厂提供。[76]
印度的工业部门于2021年是该国主要的电力使用者，占43.9%，住宅居家占25.3%，农业和林业占19.0%，商业和公共服务占6.6%。交通运输的占比最低，为1.6%。[7]
*于次年3月31日结束的财政年度。
** 于12月31日结束的历年制财政年度。
附注：人均发电量=（所有来源的发电量加上净进口电力）/年中人口。 "消耗量"是"所有来源的发电量加上净进口电力"，扣除输电损耗和发电厂自身消耗而得的数字。
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印度电力部于2015年7月启动Deen Dayal Upadhyaya Gram Jyoti Yojana (简称DDUGJY，中译：丁恩·达亚尔·乌帕德海亚村庄光明计划，丁恩·达亚尔·乌帕德海亚为一印度思想家及政治家) 作为其旗舰项目之一，目的在为农村地区提供全天候电力。计划重点是农村电力部门进行改革，将农户电力馈线与农用馈线分开，并加强输电/配电基础设施。先前于2005年推出的农村电气化计划Rajiv Gandhi Grameen Vidyutikaran Yojana (简称RGGVY，中译：拉吉夫·甘地乡村电气化计划) 纳入前述新的计划内。[81]截至2018年4月28日，所有印度村庄（人口普查共有597,464个）已实现电气化，比目标日期提前12天达成。[82]
印度已实现所有农村和城市家庭近100%的电气化。截至2019年1月4日，有2.12亿农户已通电，几近全国2.13亿户农户中100%，[62]而城镇通电户数为4.29亿户户，几近全国4.294亿城镇户数中100%。
印度公用事业部门各发电能源（2022-23财政年度）
- 煤碳: 1,182,096 吉瓦时 (73.1%)
- 大型水力: 162,099 吉瓦时 (10.0%)
- 小型水力: 11,170 吉瓦时 (0.7%)
- 风能: 71,814 吉瓦时 (4.4%)
- 太阳能: 102,014 吉瓦时 (6.3%)
- 生物质与其他再生能源: 18,553 吉瓦时 (1.1%)
- 核能: 45,861 吉瓦时 (2.8%)
- 天然气: 23,885 吉瓦时 (1.5%)
- 柴油: 320 吉瓦时 (0.0%)
附注：人均用电量=（总发电量+自备发电量+净进口电力）/年中人口。 由于火力发电厂自身消耗和输配电（T&D）损失等原因，销售量与总发电量相差近24%。
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发电
印度发电量从1985年开始快速成长，从1985年的179太瓦时增加到2012年的1,057太瓦时。[87]大部分由燃煤发电和再生能源产生，而使用天然气、石油和水力的发电量在2012年至2017年期间下降。公用事业总发电量（不包括从不丹进口的部分） 于2021-22财政年度为14,840亿度，较前一年度增长8.1%。再生能源（包括大型水力发电）发电量占总量近21.7%。 在2019-20财政年度，化石燃料发电量减少，所有增量均来自再生能源。[88]公用事业发电量于2020-21财政年度下降0.8%（113亿度），其中化石燃料发电量减少1%，非化石能源发电量与前一年相同。 印度于同期出口的电力高于从邻国进口的，[89]而太阳能发电量超过风能、天然气和核能发电，位居全国第三（排在燃煤和水力发电之后）。
公用事业于2022-23财政年度总发电量中，再生能源发电占22.47%，公用事业总发电量成长8.77%，达到16,147亿度。 而于次一财政年度（2023-24年），由于水力发电量降低，再生能源发电量在总体的占比降低至近20.76%。
附注：包括褐煤，其他：包括紧急柴油发电机组、屋顶太阳能光电模组、1MW以下自备发电等发电量、*水力发电包括抽水蓄能发电及na = 无资料。上述数据不包括来自不丹的净电力进口量。
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火力发电
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由于印度于2024年降水量低于预期，导致当年4月的水力发电不足，印度电力产业转而大量利用燃煤发电。根据印度电网控制有限公司发表的4月报告，该月第一周燃煤发电在总发电量中的占比已增至77%。这是一种战略反应，目的为满足夏季和即将到来选举之前不断增长的电力需求。这种短期内对煤碳的依赖突显出该国能源安全与其清洁能源目标之间所存的紧张关系。[98]
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根据2020年的数据，印度商业电力需求占总发电量的74%，其中由煤碳生产的约为72-75%。印度公用事业发电在2019-20年期间共消耗6.2222亿吨煤碳，比2018-19年期间的6.2894亿吨减少1%。然而公用事业用来发电的煤碳进口量从2018-19年的6,166万吨增加到次年的6,922万吨（增加12.3%）。[99]印度煤碳储量很大部分与冈瓦纳煤碳（Gondwana coal）类似：热值低、灰分高，燃料价值较差。平均而言，印度所产煤碳的总热值 (GCV) 约为4,500千卡/公斤（ Kcal/kg），而澳洲煤碳的GCV约为6,500千卡/公斤。[100]结果是使用印度煤的电厂每发电千瓦时要消耗约0.7公斤煤碳，而美国电厂每发电千瓦时仅消耗约0.45公斤煤碳。 印度于2017年进口近1.3亿石油当量吨（简称toe，近2亿吨）动力煤和炼焦煤（占总消耗量的29%），以供应国内电力、水泥和钢铁生产之用。[101][102]
印度智库科学与环境中心将印度煤电产业评估为世界上资源浪费和污染最严重的产业之一，部分原因是印度煤碳的灰分含量较高。[103]印度环境、森林和气候变化部因此强制要求城市、生态敏感地区和其他严重污染地区的发电厂使用灰分含量降至34%（或更低）的煤碳。[104]。
在印度批准新火力电厂建设和启用之前，必须经过详细的审查，其中包括环境影响评估。[105]印度环境、森林和气候变化部制作有一份技术指导手册，以协助提案者降低火力发电厂对环境造成污染。[106]截至2016年，公用事业和自备发电行业的现有燃煤发电设备每MW装置容量估计需近1,250万印度卢比来安装污染控制设备，以符合最新排放标准要求。[107][108][109][110]但大多数燃煤发电厂并没依照规定安装烟道气脱硫装置。[111]印度中央污染控制委员会（CPCB）于2020年4月宣布该国有超过42,000MW的火力发电厂已超过使用年限。[112]印度也禁止进口用作为燃料的石油焦。[113]印度是《巴黎协定》的签署国，正在减少燃煤发电以控制温室气体排放。[114]会定期监测公用电力部门（不包括自备发电厂）燃煤、燃油和燃气发电厂的悬浮微粒、氮氧化物和硫氧化物排放（不包括湿式冷却塔悬浮微粒排放和烟道气中汞排放）。[115]
印度政府允许邦和中央发电厂透过灵活的煤炭连动互换 - 从低效率电厂转移到高效率电厂，从远离煤矿的电厂到靠近矿场的电厂，以尽力降低煤碳运输费用，把发电成本降低。[116]虽然公用事业部门消耗的煤碳进口量正在下降，但由于当地煤碳产量无法满足自备燃煤电厂的需求，该国动力煤的进口总量却在增加。[117][118]印度正引入单一现货拍卖/交易，供所有类型的煤碳消费者利用。[119]
于2021年，印度发电厂的二氧化碳排放大部分由燃烧煤碳而来，占总量的96.7%。天然气占排放量的占2.6%，石油排放的仅占0.5%。[7]
印度的燃煤、燃油和燃气发电厂效率低下，改用成本更为便宜的再生技术在减少温室气体排放方面有巨大的潜力。印度火力发电厂每生产千瓦时排放的二氧化碳比欧盟 (EU-27) 发电产业的平均量高出50%至120%。[120]该国中央政府计划将已使用至少25年、污染严重的燃煤发电厂（总装置容量为11,000MW）淘汰。[121]截至2018年，自备发电产业还没类似的除役计划。总部设于伦敦的非营利智库Carbon Tracker于2020年估计淘汰使用20年或以上的老旧燃煤发电厂，以及售电价格超过4印度卢比/千瓦时的在建燃煤电厂，并采用新的再生能源发电会更为经济，因为这些燃煤发电厂给印度带来沉重的经济负担。[122]
一些柴油发电机组和燃气涡轮机厂也于2016年除役，而这些机组最适合作为备用发电用途。[123]
印度承诺要在2027年前完成安装275,000MW的再生能源发电容量。[124]现有的基本负载燃煤和燃气发电厂需要足够灵活，以随时补充由间歇性再生能源生产电力的不足。[125][126]此外，现有燃煤发电站的升高发电、降低发电、温启动、热启动能力对于配合再生能源发电的频繁变化具有重要的作用。[125][126]印度也同时研究在以太阳能、风电等静态发电为主的情况下，利用除役燃煤发电机作为同步调相机来改善电网惯性。[127]由于太阳能光电发电厂在夜间处于闲置状态，因此此类电厂安装的逆变器的无功功率能力也可在夜间用于解决由于输电线路上负载低而引起的非常高电压问题。[128]风能和太阳能发电厂也能在提高下降的电网频率方面提供快速的频率惯量响应。[129]并网逆变器还可透过太阳能、风能和电池等基于逆变器的资源提供黑启动电力以重新启动故障的电网。[130]
截至2014-15财政年度末，天然气发电厂（包括开始供应天然气后准备投产的发电厂）装置容量接近26,765MW。由于该国严重缺乏天然气，[131]且进口LNG的价格过于昂贵，这些电厂的整体容量因子 (PLF) 仅为22%。许多发电厂因天然气供应不足而须全年关闭。[132]印度在标准状况下，光是电力部门的天然气短缺量就接近每天1亿立方米。[133]在发电中从进口煤碳转向使用LNG的损益平衡价格估计约为每百万英热单位6美元（20美元/MWh）。[134]印度政府已采取措施，透过免除进口关税和税收来提高燃气电厂的发电量。[135][136]
将煤碳或褐煤，或是石油焦，生物质气化，可产生合成气（也称为煤气或木煤气），它是氢气、一氧化碳和二氧化碳的混合物。[137]煤气可透过低压高温的费托合成转化为合成天然气。如果煤矿位于地下深处或开采成本过高，也可直接将地下煤碳气化以生产煤气。[138]合成天然气生产技术可望显著改善印度的天然气供应。 [139]位于Dankuni的采煤综合体所生产的合成气透过管道输送到加尔各答的工业用户。[140]许多以煤碳制造化肥的工厂也可经低成本改造，以生产合成天然气。估计合成气的生产成本可能低于每百万英热单位6美元（20美元/百万瓦时）。[141][142]
天然气在过去被当作一种发电用的过渡燃料，燃烧天然气所排放的二氧化碳比燃煤的减少50%以上，可帮助印度争取时间，从燃煤发电逐步转向更为环保的再生能源发电。[143]在印度，再生能源发电已经比燃煤和燃气发电更便宜，因此过渡燃料的概念已不如以往重要。[144]
截至2022年3月31日，印度核电的装置容量为6.78吉瓦，占公用事业发电总装置容量近1.7%。 2021-22财政年度核电厂发电量为470.63亿度，容量因子为79.24%。[145]
印度于1964年开始发展核能发电。与美国通用电气签署一项协议，以建设和启用塔拉普尔（于马哈拉施特拉邦）的两个沸水反应堆。 这项工作于1967年被划归印度原子能部管辖。印度与加拿大于1971年合作在拉贾斯坦邦建立第一座加压重水反应堆 。
该国于1987年成立印度核电有限公司，将核电商业化。印度核电公司是个国营企业（印度政府全资拥有），由原子能部管辖。这家公司制定有颇具雄心的计划，预定在2032年前建立总计达63吉瓦的核能发电厂。[146]
印度的核能发电受到许多保障和监督。其环境管理系统已通过ISO-14001认证，并接受世界核能营运商协会的同侪审查，包括启动前审查。印度核电有限公司在2011年的年度报告中评论说，其最大的挑战是处理公众和政策制定者对核电安全的看法，特别是在日本福岛第一核电厂事故发生之后。[147]
印度迄2011年拥有18座运行中的加压重水反应堆（PHWR），另有4个（装置容量2.8吉瓦）计划投入启用。印度正在启动其第一座原型快速中子增殖反应堆，使用的钚基燃料是由第一级反应堆用过核燃料加工处理后而得。此原型反应堆位于泰米尔那都邦，容量为500MW。[148]
印度在以下各邦设有核电厂：马哈拉施特拉邦、古吉拉特邦、拉贾斯坦邦、北方邦、泰米尔纳德邦和卡纳塔克邦。反应堆的发电装置容量分别在100MW至1,000MW之间。位于泰米尔那都邦的库丹库拉姆核电厂（KNPP）是印度单一最大的核电厂。 KNPP 1号机组于2013年7月投入运作，发电容量为1,000MW，而2号机组于2016年达到临界状态。两座增添的反应堆在兴建中。[149]该工厂曾发生多次停机，需要专家小组介入调查。[150]位于古吉拉特邦的卡克拉帕原子能电厂二期首台700MW加压重水反应堆机组于2020年7月实现首次临界，预计于2022年12月开始商业运行。[148][151]
印度于2011年在图马拉帕莱矿区发现铀的矿藏，是该国最大的铀矿，也可能是世界上最大的铀矿之一。储量估计为64,000公吨，也可能高达150,000公吨。[152]开采工作于2012年开始。[153]
印度核能发电量占全球的1.2%，在核能发电国家中排名第15。印度的目标是到2032年透过核电满足国家电力需求的9%，到2050年满足国家电力需求的25%。[147][154]位于马哈拉什特拉邦的斋塔普尔核电计划是印度最大的核电厂项目，印度在2018年3月10日与法国电力集团签署协议，将共同开发此案。[155]
印度政府另外也在开发多达62座核子反应堆，大部分将使用钍作为燃料，预计到2025年投入运作。是迄今世界上唯一专注于钍燃料发电的国家。[154]
再生能源
印度截至2021年8月12日的非传统再生能源发电装置容量[41][157]为100吉瓦，传统再生能源（大型水力发电）发电装置容量为46.21吉瓦。同时约有50吉瓦的项目正在开发中，还有27吉瓦的项目已招标但最终结果尚未决定。[41]稳定且可调度的再生能源电力 (firm and dispatchable renewable electricity ，简称FDRE) 价格已于2024年8月降至4.98印度卢比/千瓦时（0.06美元/千瓦时），比印度新的邻近煤矿的燃煤发电厂电价便宜。[158]
位于大吉岭和湿婆三摩地瀑布的水力发电厂，分别建于1898年和1902年，是亚洲最早建成的水力发电厂之一。
印度的水力发电潜力估计约为125,570MW（假定容量因子为60%）。[160]印度的水力发电潜力在全球排名第四，尚未充分利用，估计可行水力发电量（包括抽水蓄能发电在内）会随着技术改进，以及其他能源成本的变化而变化。[161]此外另有估计为6,740MW的小型、微型和超小型水力发电潜力，以及56个抽水蓄能项目地点，总容量为94,000MW。[162][163]印度的太阳能光电与抽水蓄能电站于2020年的电价已低于煤电价格，既能提供基本负载，也能提供尖峰负载电力。[164][165]
截至2024年3月31日，印度水力发电装置容量为46,928MW，约占公用事业总装置容量的10.7%。[5]小型、微型和超小型水力发电机又增加5,005MW的容量。上市公司于此产业的容量占比达到97%。[166]该国从事水力发电开发的公司有国家水力发电公司（NHPC）、东北电力公司（NEEPCO）、SJVN （SJVN）、THDC India Limited和印度国家火力发电公司。
抽水蓄能方案可为集中式尖峰负载发电厂提供负载管理支持。[167][168]当河流泛滥时，此方案还可利用多余水量免费产生二次/季节性电力。透过替代系统（例如电池、压缩空气储能技术等）储存电力比备用发电机发电的成本更高。印度已经建立近4,785MW（47.85亿瓦）的抽水蓄能能力，是该国水力发电系统中构成因素之一。[169][170]
水力发电是一种低碳、可再生的能源。然其优点不仅限于发电。在能源转型和气候变化的背景下，它的许多其他服务会更形重要，包括平衡和辅助电网作用。此外，水力发电还有防洪、灌溉、配水、娱乐设施和污水控制等功能。[171]
印度电网控制有限公司于2024年4月指出当年3月份的水力发电产量比去年下降11%，导致该国对煤电的依赖度更大，而突显出水力发电对降水的敏感度,，及对印度能源结构所具的影响力。[98]
印度的太阳能发电产业具有巨大潜力，然而此潜力迄今仅有少数被开发利用。印度陆地每年的太阳辐射量约为5,000兆千瓦时（兆=万亿），采用已有成熟技术，平均每日太阳能发电潜力即有每平方米土地0.25千瓦时。[174]截至2024年3月31日，印度于此的装置容量为81.813吉瓦，占公用事业发电量近6.7%。[157]印度是全球第三大太阳能发电国家。[6]太阳能光电发电厂每MW装置容量需要近2.0公顷（0.020平方公里）的土地。印度可在该国土地面积的1%（约32,000平方公里）上安装容量为133万MW（133百万MW，或133万亿瓦）的太阳能光电面板。印度各地存在大片贫瘠、光秃、缺乏植被的土地，占全国总面积的8%以上，可供太阳能光电发电所用。[175]
如果将这些无用土地中的3.2万平方公里用于太阳能光电发电，估计一年可产生2,000吉瓦的电力，是该国2013-14年总发电量的两倍。以2.75印度卢比/千瓦时（度）的价格和每年180万度/的发电量计算，表示这类土地年生产力/产量为每公顷100万印度卢比（12,000美元），与许多工业区相比毫不逊色，且高出许多良好农地许多倍。[176]在贫瘠的土地上建造太阳能光电发电厂具有可替代印度所有化石燃料能源需求（天然气、煤碳、褐煤和原油）的潜力，[177]并可能提供与美国/日本相当的人均能源消耗，以满足其人口转型期间达到峰值人口的需求。[178]
印度的太阳能光电电力于2020年11月的销售价格降至每千瓦时2.00印度卢比（2.4美分），低于印度任何其他形式的电力。[179][180]。于2020年，印度的太阳能光电与抽水蓄能、电池储能结合的电价在基本负载和尖峰负载供电方面已低于燃煤电厂电价。[165]
征地对于印度发展太阳能光电厂而言是个挑战。一些邦政府正在探索解决土地供应问题的创新方法，例如在灌溉渠道上方部署太阳能光电面板，[181][182]此法可收集太阳能，又能同时减少渠道内灌溉用水被阳光蒸发。[183]古吉拉特邦率先实施渠道太阳能光电发电项目，利用整个邦19,000公里（12,000英里）长的纳尔默达渠道网络上覆盖的太阳能光电面板发电。这是印度第一个此类项目。
与其他形式发电协同作用 太阳能光电的一个主要缺点是它只能在白天发电，而无法在夜间或多云的白天发电。这项缺点可透过增加抽水蓄能等储能方式来克服。[184]拟议的一个联结印度河流的大型多用途项目，设想利用沿海建立的水库来利用河水，同时透过利用白天剩余的太阳能电力以创造足够的抽水蓄能容量。[161][185]现有和未来的水力发电厂还可透过兴建额外的抽水蓄能发电机组进行扩建，以满足夜间电力所需。白天所需的大部分抽水功率可直接由太阳能发电提供。[186]
另有聚光太阳能热发电也成为比化石燃料电厂更便宜（5美分/千瓦时）和更清洁的负载跟随发电厂。[187]这种太阳能电厂可全天候响应需求，并在太阳能过剩时充当基本负载发电厂。聚光太阳能热发电和太阳能光电的组合提供匹配负载波动的潜力，而无需建立昂贵的电池储存。
于2021年所做的一项研究，估计印度陆域风电发电潜力，在距地面100米处有302吉瓦，和120米处有695.50吉瓦。[188]此估计数字显然偏高，因为目前装置容量平均运行容量因子仅在20%以下，而前述评估考虑的最低容量因子有30%。[189]而在估计距离地面120米的695.50吉瓦潜力中，有132吉瓦的容量因子超过32%。[190]
印度拥有世界第四大风电装置容量（参见各国风力发电）。截至2023年8月31日，该国的风电装置容量为44.081吉瓦，分布于印度多个邦。 [157][191]于2022-23财政年度，风电占印度总装置容量近10%，占该国发电量的4.43%。风电电价约2.5印度卢比/千瓦时，是印度所有发电能源中最便宜的。[192]
印度离岸风电潜力在水深50米处接近112吉瓦，在水深1,000米处接近195吉瓦。[193]印度已公布建立离岸风电计划的招标询价（RfQ）暂定时间表。[194]离岸风力发电厂的均化电力成本(LCOE) 已降至每千瓦时50美元。[193]
生物质是产自生物体的有机物质，是种再生能源，可透过燃烧直接产生热量，也可透过各种方法将其转化为不同形式的生物燃料后间接使用，转化方法大致分为加热法、化学法和生化法。 [195]生物质、甘蔗渣、林业及生活有机废弃物、工业有机废弃物、生物燃气厂的有机残渣以及农业残渣和废弃物都可用作燃料发电。[196][197]印度每年有近7.5亿吨无法用于喂牛的生物质。[198][199]
印度生物质于2013年的供热总量估计接近1.77亿石油吨当量。[200]印度有20%的家庭使用生物质和木炭作烹饪用途。在农村地区，这种生物质正被液化石油气所取代，导致农民须将多余的农业残留物在田间燃烧，而成为附近城镇空气主要的污染来源。[198][201]
- 焦化生物质
印度进口大量煤碳，经粉碎后在发电厂中燃烧发电。由于生物质有结块问题，难以粉碎，不适合在此类粉碎机中处理。然而100%的生物质可经焦化后再粉碎，用来取代煤碳。[202]可利用现有的燃煤发电厂烟道气作为热源进行焦化工作，而后与煤碳联合使用。根据欧洲电厂的经验，可加入20%焦化生物质与煤碳混烧，而无结渣或结垢问题。[203]已有剩余的农业/作物残留生物质用于此目的。[204][205]有人认为与其担心污染而关闭/除役燃煤发电厂，不如对这些机组进行低成本改造，以利用生物质发电，[206][207]印度在现有燃煤发电厂成功实施高达10%的生物质参与混烧。[208][209]中央政府已规定自2022年10月起所有燃煤发电厂必须加入生物质（至少5%）混烧。[210][211]
- 生物燃气
印度于2011年启动一项新举措，展示中型生物燃气与有机肥料试点工厂效用。政府批准21个项目，总容量为37,016立方米/天，其中2个项目已于2011年12月成功投产。[212]印度在其使用生物燃气发电的分散式/电网发电计划下又投产158个项目，总装置容量约为2MW。 印度于2018年设定生产1,500万吨生物燃气/压缩生物燃气的目标，安装5,000座大型商业型生物燃气厂，每座工厂每日可生产12.5吨压缩生物燃气。[213]截至2022年5月，该国有近35个此类工厂在运作。[214]生物燃气厂废弃的有机固体经焦化后可用供燃煤发电厂作为燃料。
生物燃气的主要成分为甲烷，也可通过培养甲基球菌，以极少的土地和水资源生产出富含蛋白质的饲料，供家牛、家禽和鱼类养殖用途。 [215][216][217]工厂产生的二氧化碳废气可以低成本方式生产藻类油，尤其适合在印度等热带国家发展，未来或可取代石油为主的地位。[218][219]
印度政府正在推动许多计划以有效利用农村地区的农业废弃物或生物质，提升当地经济和就业潜力。[220][221]印度最大的生物质能发电厂位于拉贾斯坦邦的锡罗希，装置容量为20MW。 印度于2011年在比哈尔邦70个偏远村庄安装25套稻壳气化炉系统，用于分散式发电，其中古吉拉特邦有1.20MW，泰米尔纳德邦有0.5MW。印度有60家碾米厂也安装有气化器系统。[212]
印度的地热能发电尚处于试验阶段，几乎没商业利用。估计印度拥有有10,600MW的可用地热能。[222]
拉达克的普加（Puga）和楚马唐（Chumathang）地区被认为是印度最有前途的地热田。这些区域在1970年代发现，印度地质调查局 (GSI) 在1980年代进行初步勘探工作。 印度国营的石油与天然气公司能源中心与拉达克和列城拉达克自治山地发展委员会在2021年2月6日签署一份谅解备忘录，以开发当地的地热资源。[223]
印度新能源和再生能源部、印度政府和西孟加拉邦再生能源发展机构于2011年联合批准并同意实施印度首个3.75MW杜尔加杜尼（Durgaduani）小型潮汐能发电计划。[224]
另一种潮汐能技术则是从表面波或海面以下的压力波动中获取能量。印度马德拉斯理工学院海洋工程中心制作的报告，估计印度海岸每年的波浪能潜力为5至15MW/米，表明印度7,500公里海岸线理论上的最大发电潜力约为40吉瓦。[225]然而实际上具有经济价值的潜力可能远低于此。[225]
第三种利用海洋能的方法是海洋热能技术。理论上这种方法可透过收集海水中捕获的太阳能来发电，但似乎尚无特别进展。
输电与配电
截至2013年，印度拥有单一广域同步电网，覆盖整个国家（偏远岛屿除外）。截至2024年3月31日，高压输电线路（66千伏（KV）以上）的长度为817,972公里，传输与配电线路（66千伏以下）的长度为14,077,053公里。
高压输电线路（220千伏以上）的总长度足以形成面积为266平方公里的方阵（即边长为16.3公里的方格，平均每隔8.15公里至少有一条高压线路）覆盖全国。表示印度的高压输电线路比美国多出近20%。然而印度电网输送的电力却少得多。[229]66千伏以上输电线路装置长度为649,833公里（403,788英哩）（全国平均4.95公里内至少有1条≥66千伏输电线路）。[3]截至2018年3月31日，二次输电线路（400伏及以上）的长度为10,381,226公里（6,450,595英里）。[3]总输电线路（≥400伏）的分布足以在全国形成面积为0.36平方公里的方阵（平均每隔0.31公里至少有一条输电线路）。印度未来的电网将以太阳能、风电等分散式发电为主，不妥当的电网扩张会如布雷斯悖论所显示，反而产生负面结果。[230]
印度于2019年5月30日达到该国史上最大的峰值负载（182,610MW，即1,826.1亿瓦）。 [231]220千瓦级变电站最大实现容量因子接近60%。然而印度整体系统的运作在满足高峰用电负载方面无法令人满意，[232][233]而导致法证工程研究启动，设法处理症结，并计划在智慧电网进行资本投资，以尽力提高现有传输基础设施的功能。[48][234]
可用性基础电价 (ABT) 的引入最初有助于稳定印度电网。 [235][236]然而随着电网有多余的电力，ABT的用处已变得较少。印度北部受到2012年7月印度大停电（共计发生两次）的影响，根据受影响的人数，此大停电是该国史上最大规模的电网故障事件。[237][238][239]
印度于2017-18财政年度的输电和商业 (ATC) 总损失接近21.35%，[3][240][241]远高于美国电力部门的ATC总损失（在218年仅为44,040亿千瓦时供电量的6.6%）。[242]印度政府设定的目标是到2017年将损失减少到17.1%，到2022年减少到14.1%。高比例的非技术性损失是由非法窃电、故障电表和不存在的发电所导致，而让实际电力消费遭到低估，电费收入因而降低。在喀拉拉邦所做的一案例研究，估计更换故障电表后可将配电损失从34%降低到29%。[63]
电力贸易
印度国家电网与不丹同步互联，与孟加拉国、缅甸和尼泊尔异步互联。[243]目前有兴建通往斯里兰卡的海底输电线互连线（印度-斯里兰卡高压直流互联线路）的建议。[244]新加坡和阿拉伯联合酋长国有兴趣建立海底电缆联结从印度进口电力，以减少自身的碳排放。[245]
印度持续向孟加拉国、缅甸和尼泊尔出口电力已有时日，并从不丹进口该国多余的电力。[246][247]印度自2016-17财政年度开始一直是电力净出口国，2021-22年出口数量为9,232吉瓦时，进口量为7,597吉瓦时。[40][248][249]孟加拉国于2018年提议从印度进口10,000百万瓦电力。[250]
净出口 (-) 和净进口 (+)。上述对孟加拉国的出口不包括位于印度但未接入印度电网的1,600MW容量戈达火力发电厂]的出口。
为促进碳中和太阳能发电，印度倡议与英国及法国合作建立跨国电网绿色电网倡议，将其国家电网扩展，东至越南，西至沙特阿拉伯，横跨幅度近7,000公里。[252][253]由于印度处于此大电网的中心位置，将能够以更便宜的价格进口境外多余太阳能电力，以满足早晚尖峰负载的电力需求，而无需建立成本昂贵的储存设施。[254]
监管与管理
印度电力部是该国监管电力产业的最高联邦政府机构。电力部成立于1992年7月2日。除负责该国的电力计划、政策制定及投资决定之外，还负责《印度电力法》（2003年）和该国《能源节约法》（2001年）的相关行政业务，[255]并有责任在必要时对这些法案进行修订，以满足联邦政府的政策目标。
电力是印度宪法第七附表列表III第38项的平行清单主题。在印度联邦治理结构中，表示联邦政府和印度各邦政府都参与制定电力产业的政策和法律。联邦政府和各邦政府会签署谅解备忘录，以协助加速各邦的计划。[256]为向公众发布有关配电公司 (discom) 购电的讯息，印度政府最近开始每天在其网站上发布数据。[257]
大宗电力购买者可透过反向电子拍卖设施每天购买短期、中期和长期的电力。[258]反向电子拍卖设施交易的电价远低于双边书面协议约定的价格。[259]总部设于孟买的衍生性商品交易所 - 印度多商品交易所已申请在印度提供电力市场期货的许可。[260]印度联邦政府也正在计划逆向采购程序，让拥有剩余电力的发电商和配电公司可就长达一年的电力供应进行电子投标，以迅速确定电力市场价格。.[261]
节能证书（PAT）、各种再生能源购买义务（RPO）和再生能源证书（REC）也会定期透过电力交易所进行交易。[262][263]
印度电力部负责管理该国涉及发电的所有国营公司。包括印度国家火力发电公司、内维利褐煤公司、SJVN、达莫达尔谷公司、国家水力发电公司和印度核电有限公司。印度电网公司也由该部管理，印度电网负责各邦间电力传输和国家电网的发展。
印度电力部与各邦政府合作处理与各邦政府之下电力公司相关事务。邦营电力企业的例子包括有泰伦加纳邦电力公司、安得拉邦电力有限公司、阿萨姆邦电力有限公司、泰米尔纳德邦电力委员会、马哈拉施特拉邦电力委员会、喀拉拉邦电力委员会、西孟加拉邦配电公司公司和古吉拉特邦电力监管委员会。
印度电力部管理农村电气化有限公司和电力金融有限公司。这些政府的公共部门企业为印度的公共和私人电力基础设施项目提供贷款和担保。由于提供过多的发电厂建设贷款，以高达75%的资产估价以提供融资和高估发电容量，导致该国有400亿至600亿美元的搁浅资产。[264][265]中央和地方政府的发电企业之所以能够安然度过此次危机，是因为它们与国有垄断配电企业所签订的购电协议（PPA）采用成本加成定价模式，电价高于市场均价，并且免除竞争性招标程序。同时，各个部门享有众多的直接或间接补贴。[266]
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由于印度电力产业经历快速成长，对训练有素的人员有很高的需求。印度正在努力扩大能源教育，使现有教育机构能够开设与能源产能增加、生产、营运和维护相关的课程，涵盖传统能源和再生能源的领域。
新能源和再生能源部宣布支持各邦再生能源部门，举办短期培训计划，以提升当地人员在再生能源系统安装、运维与故障排除方面的技能。同时，鲁尔基印度理工学院与克勒格布尔印度理工学院亦已成立再生能源研究中心，以深化相关领域的研究。[212]
印度电力部门的问题
印度电力产业面临许多问题，包括：
- 缺乏最后一哩联结。该国已拥有足够的发电和输电能力，理论上可在时间和空间上满足全部消费者需求。[3]但因对所有电力消费者缺乏最后一哩的联结，也缺乏可靠的电力供应（占比超过99%），迫使许多消费者依赖自备柴油发电机供电。[48]印度每年透过柴油发电机组发电近800亿度（千瓦时），消耗近1,500万吨柴油。全国有超过1,000万个家庭使用电池不断电系统（UPS）作为负载削减时的备用电源。[267]印度每年进口价值近20亿美元的UPS。[268]由于架空线路在大雨和暴风雨期间会损坏，造成配电中断，因此计划从低压变电所铺设埋地电缆，为城镇提供更便宜的应急电力，而减少柴油发电机组的柴油消耗和UPS系统的购置。 [269]
- 对电网供电产生额外需求。电力密集产业使用来自电网较便宜的电力（平均价格为2.5印度卢比每千瓦时），而非运用自己的燃煤/天然气/燃油自备发电厂。[270][271]此类电厂自备发电能力近53,000MW，主要分布在钢铁、化肥、铝、水泥等产业。[3][272]这些发电厂可在短期开放（short term open access ，简称STOA）的基础上从电网购买更便宜的电力，避免自身发电的较高成本，而可能影响其他用电者的电力供应。[273][274]而其中一些闲置自备电厂可用于辅助服务或电网备用服务，赚取额外收入。[275][276]
- 电力配送不均。几乎所有家庭都有电力可用，[62]然而大多数家庭电力供应时断时续，毫无可靠性。[277]同时许多电站却因用电需求不足而处于闲置状态，估计闲置的发电量足以满足缺电家庭三倍以上的需求。[269]
- 电价不稳定。一般而言是由工商业电力用户补贴家庭和农业用户。[278][279]政府为农民提供免费电力等优惠（部分是为讨好政治利益），耗尽国营配电系统的现金储备，并导致其债务达到2.5兆印度卢比（300亿美元），[280]在财务上削弱配电网络及其在没有邦政府补贴的情况下购买电力的能力。[281]由于邦政府部门不支付电费，导致这种情况更加恶化。
- 超估额定容量。许多燃煤电厂的额定容量 被高估到超出实际最大连续额定容量(MCR)，[282]让电厂成本得以虚增。[283]这些发电厂每天的运行量比其宣称的容量低上15%至10%，且少有以宣称的容量运行，而破坏电网的稳定性。
- 缺乏有关负荷和需求的及时资讯。合理的运作需要每15分钟或更频繁的日内图，以了解电网在电网频率方面的缺点，包括从资料采集与监视系统（SCADA）收集的所有联网发电厂（≥100 KW）和所有变电所的负载数据。[284]
- 煤炭供应不足：虽然印度煤碳储量丰富，印度的独卖生产商 - 国营印度煤碳公司受限于原始采矿技术、盗窃和内部腐败等问题充斥，经常发生供应量不足的情况，加上运输设施不足，让问题更为恶化。印度的大部分煤藏都位于受保护的森林或原住民部落居住的土地下，开采更多矿藏的计划易遭到抵制。[269]
- 天然气管道连通性和基础设施不佳。例如虽然印度拥有丰富的煤层气和天然气，而一新海上天然气田（位于克里希纳-戈达瓦里盆地）产量却远低于当初号称的水平，印度因此无法获得足够的天然气供应。[269]
- 输电、配电过程和消费者的损失。此类损失超过入网电力的30%，包括火力发电厂的辅助用电量以及风力发电机、太阳能发电厂和独立发电商（IPP）等的虚拟发电量。[269]
- 住宅建筑领域对能源效率的抵制。在持续的都市化和人口成长下，建筑物能耗需求随之增加。利害相关者仍普遍认为节能建筑比传统建筑的成本更高，对建筑业的"绿化"产生不利影响。[285]
- 由于生态、环境和林地复育争议以及公共利益诉讼，印度北部和东北部山区的水力发电计划进展缓慢。[269]
- 抵制核能发电。福岛第一核电厂事故发生后引发的政治活动削弱这一领域的进展。印度核电厂的兴建与运行记录也表现不佳。[151][286]
- 窃电问题。每年因偷电而造成的经济损失估计达160亿美元。[269]
印度电力部门面临诸多挑战，包括：新项目管理与执行效率低下、燃料供应不足且品质不佳、煤碳与天然气资源开发缓慢、土地征收困难、环保许可审批繁琐以及技术人才短缺。[287]
电力替代进口LPG和PNG
印度于2021-22财政年度，LPG净进口量为1,660.7万吨，国内消费量为2,550.2万吨。[288]LPG进口量占总消费量近57%。[289]当钢瓶装LPG零售价（不含补助）为每14.2公斤1,000印度卢比时，若以电能取代LPG作为家庭烹饪燃料，且电费为每度10.2元，在考量两种燃料的热值与加热效率后，其单位能量成本差异并不大。[290]此举可显著降低对LPG的进口需求。[291]
印度在2021-22财政年度用于家庭烹饪需求的管道天然气 (PNG) 为121.75亿标准立方米，几乎占当年全国天然气总消耗量的19%。[288]同年天然气/LNG气进口量占总消费量近56%。[288]当管道天然气零售价为每标准立方米47.59印度卢比时，若以电能取代管道天然气作为家庭烹饪燃料，且电费为每度10.2元，则在考量两种燃料的热值与加热效率后，其单位能量成本差异并不大。[292][293]此举可显著降低对LNG的进口依赖。
印度在2021-22财政年度的国内煤油消费量为149.3万吨，其中家庭用量占比86.5%（约129.1万吨）。政府实施煤油价格补贴政策，零售价为每升15印度卢比 ，远低于国际市场价格（约79元/升）。若以电能取代煤油，当电价为每度电15.22印度卢比时，在考量两种燃料的热值与加热效率后，其单位能量成本差异并不大。此举可显著降低对煤油的进口依赖。
于2022-23财政年度，燃煤发电厂（近212吉瓦）的容量因子仅为64.15%。[80]但当需求充足时，容量因子可提升到85%，因此可额外增加净发电量近4,500亿千瓦时，足以取代国内各部门所有的LPG、管道天然气和煤油消耗。[294]额外发电的成本仅为煤炭燃料成本，不到3印度卢比/千瓦时。提高燃煤发电厂的容量因子，并鼓励国内消费者在家庭烹饪中使用电力将可取代前述石化燃料，并减少政府补贴。有人建议为放弃液化石油气/煤油补贴许可证的国内消费者提供免费电力连接，并补贴电费。[295][296]
印度的电力需求通常在早上和晚上达到高峰，主要是由于热水所需的电力。为缓解尖峰电力需求，可使用热泵式热水器，在相同的负载下，其耗电量可较传统电热水器减少2至3倍。[297]
在微型、小型和中型企业（通称中小型企业）中，也有很大的比例可从化石燃料转换使用电力以降低生产成本，前提是须确保有不间断的电力供应。[298]印度独立发电厂从2017年起一直以低于3.00印度卢比/千瓦时的价格馈入高压电网，出售太阳能和风能电力。将配电成本和损失列入考虑后，太阳能电力似乎是替代印度国内和中小型企业部门使用的LPG、管道天然气和煤油等的可行选择。 印度再生能源发电商于2024年8月将以4.98印度卢比/千瓦时（0.06美元/千瓦时）的价格提供固定且可调度的电力，在价格上有取代前述化石燃料的诱因。[158][299]
电动车
当前印度汽油和柴油的零售价格让使用电动载具相对经济。[[300]印度于2021-22财政年度消耗3,084.9万吨汽油和7,668.7万吨柴油，两者主要均由进口原油生产。[288]为快速推广电动车以减少进口化石燃料消耗，快速充电中心的售电价格可补贴至5卢比/千瓦时以下，而可吸引商用客车和货车的车主改用价格昂贵的电动车，以减少空气污染。[301]
当储能/电池技术提供更好的续航里程、更长的使用寿命和更低的维护成本时，预计电动载具将在印度开始流行。[302][303]当电池组价格变得可承受，将旧汽油和柴油车改装为电动车也可行。V2G也是种有吸引力的选择，有可能让电动车协助减轻电网的尖峰负载。[304]电动车的淘汰电池也可以便宜价格改用作储能系统。[305]印度和其他公司正在探索透过无线供电技术为电动车持续充电的潜力。[306][307][308]
再生能源储备
印度拥有丰富的太阳能、风能、水力（包括抽水蓄能）和生物质能发电潜力。
印度是世界第三大能源消耗国，也是是世界第三大电力生产国。[2]。印度在再生能源装机容量（包括大型水力发电）方面全球排名第四，风力发电容量方面全球排名第四，太阳能发电容量方面全球排名第五（根据REN21（21世纪可再生能源政策网公司）2024全球状况报告[309]）。该国在2021年联合国气候变化大会（简称COP26）中向国际社会承诺，将在2030年前达成非化石燃料能源发电装机容量达到500吉瓦的目标。[310]
参见
注释
参考文献
外部链接
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