Analisi delle dimensioni e della quota del mercato dell'energia eolica in India - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato dell'energia eolica in India

Le aste ibride rinnovabili accelerano l'utilizzo della capacità

Le gare d'appalto ibride hanno assegnato 1,200 MW nel Tamil Nadu e nel Gujarat nell'anno fiscale 2025, portando i fattori di carico degli impianti combinati oltre il 35% e consentendo agli sviluppatori di garantire il debito al 9.5% di interesse, 150 punti base al di sotto dei benchmark eolici autonomi.^{[1]Solar Energy Corporation of India, "Risultati della tranche VIII dell'ISTS Hybrid", seci.co.in} L'ottava tranche ibrida ISTS della Solar Energy Corporation of India è stata liquidata a tariffe comprese tra 2.99 e 3.04 rupie per kWh (0.036-0.037 dollari per kWh), a conferma che la co-localizzazione di eolico e solare riduce drasticamente i costi di bilanciamento del sistema. Il progetto pilota di ripotenziamento ibrido da 34.75 MW del Tamil Nadu ha raddoppiato la produzione annuale sostituendo quindici turbine da 1.5 MW con cinque macchine da 3 MW abbinate a 10 MW di solare nello stesso sito. La regione di Kutch, nel Gujarat, ne trae ulteriore vantaggio perché i picchi di vento notturni si combinano con un forte irraggiamento solare diurno, che in media si attesta sui 5.5 kWh/m²/giorno, riducendo il rischio di riduzione. Inoltre, le strutture ibride aggirano i limiti statali di accumulo di energia, che in genere costringono i generatori a ridurre i consumi durante i mesi dei monsoni, proteggendo i flussi di entrate.

Il finanziamento del divario di fattibilità sblocca le catene di fornitura offshore

Il Ministero delle Energie Nuove e Rinnovabili ha stanziato 6,853 crore di rupie (820 milioni di dollari) per ridurre il rischio del primo GW di capacità offshore, suddiviso equamente tra il Golfo di Khambhat del Gujarat e il Golfo di Mannar del Tamil Nadu, fissando le tariffe a 4.5 rupie per kWh (0.054 dollari per kWh). Questo sussidio ha convinto Siemens Gamesa e Vestas ad annunciare nuove fabbriche di pale e navicelle in Gujarat, con l'obiettivo di realizzare una pipeline di 4 GW entro il 2028. Le indagini sui fondali marini condotte dal National Institute of Wind Energy indicano un potenziale tecnico di 70 GW a profondità comprese tra 30 e 60 metri, ma l'evacuazione rimane critica.^{[2]Istituto nazionale per l'energia eolica, "Potenziale eolico offshore", niwe.res.in} La Power Grid Corporation of India sta progettando un collegamento HVDC da 2,000 MW dal Golfo di Khambhat a Saurashtra, ma l'acquisizione dei terreni per le stazioni di conversione ritarda la messa in servizio fino alla fine del 2027.^{[3]Power Grid Corporation of India, “HVDC Corridor DPR”, powergrid.in} Senza quel corridoio, il progetto pilota da 500 MW del Gujarat non potrà raggiungere la chiusura finanziaria, nonostante gli sviluppatori detengano già contratti di locazione dei fondali marini, il che sottolinea il ruolo di controllore della rete.

Il piano di ripotenziamento mira a 5-15 GW di asset obsoleti

L'India ha messo in servizio 25.4 GW di energia eolica prima del 2010 utilizzando turbine inferiori a 2 MW, creando l'opportunità di aggiungere 5-15 GW sostituendole con piattaforme da 3-5 MW. Il solo Tamil Nadu ospita 7.3 GW di potenziale di ripotenziamento in distretti come Coimbatore e Tirunelveli, dove il territorio e l'accesso alla rete sono intatti. La politica di ripotenziamento del dicembre 2023 impone un aumento della generazione di almeno 1.5 volte, spingendo gli sviluppatori verso hub da 120 m con rotori da 140 m. La turbina modulare S144 da 3.15 MW di Suzlon, progettata per strade rurali strette, si è rivelata la scelta preferita per il ripotenziamento e detiene già un arretrato di 1,084 MW. Tuttavia, costringere gli sviluppatori a dismettere le turbine obsolete entro sei mesi dalla messa in servizio del nuovo impianto causa una interruzione dei ricavi che i piccoli produttori di energia indipendenti faticano a finanziare senza strutture ponte.

La politica sull'idrogeno verde stimola la domanda di energia eolica industriale

La National Green Hydrogen Mission punta a 5 milioni di tonnellate all'anno entro il 2030, spingendo gli acquirenti industriali ad assicurarsi energia eolica ad alto fattore di carico. NTPC ha riservato 1,320 MW di capacità ibrida eolico-solare per il suo impianto di ammoniaca di Pudimadaka nell'Andhra Pradesh, puntando a una disponibilità annua del 70%. JSW Energy si impegna a 3.8 GW di energie rinnovabili, concentrandosi sui siti del Gujarat e del Rajasthan, dove i fattori di capacità eolica superano il 38%. Gli elettrolizzatori a carico costante spingono gli sviluppatori ad abbinare l'eolico a batterie da quattro ore, come dimostra il parco da 4,000 MW di SJVN in Rajasthan, che integra 2,400 MW di eolico, 1,600 MW di solare e 800 MWh di accumulo. Sono previsti dodici hub costieri per l'idrogeno, con Mundra e Dahej che da soli dovrebbero assorbire 6 GW di energia eolica dedicata entro il 2030. La disponibilità degli acquirenti del settore a firmare contratti ventennali superiori a 3.5 rupie per kWh (0.042 dollari per kWh) riduce l'esposizione alla compressione dei prezzi delle aste inverse.

Vincoli di assegnazione dei terreni in Karnataka e Maharashtra

Il Karnataka e il Maharashtra hanno contribuito con 2.1 GW alle installazioni del 2024, ma ora si trovano ad affrontare ritardi nella deforestazione che prolungano i tempi dei progetti di 18-24 mesi. Il Dipartimento Forestale del Karnataka richiede un rimboschimento compensativo pari al doppio della superficie deviata, gonfiando il costo del terreno per megawatt fino a 10 lakh di rupie (12,000 dollari). Il Maharashtra ha bloccato le autorizzazioni in cinque taluka di Satara dopo che le controversie sui titoli con le comunità tribali hanno congelato circa 800 MW di capacità. Gli sviluppatori si sono concentrati sul Rajasthan e sul Gujarat, ma velocità del vento inferiori a 6.5 ​​m/s a un'altezza del mozzo di 100 m riducono i fattori di utilizzo della capacità dell'8-10% rispetto ai 7.2 m/s del Karnataka. Anche i progetti di ripotenziamento sono in stallo perché appezzamenti contigui sufficientemente grandi per rotori da 140 m sono frammentati tra più piccoli proprietari, aumentando la complessità delle transazioni.

Ritardi nell'evacuazione della rete per l'eolico offshore

Il corridoio HVDC da 2,000 MW dal Golfo di Khambhat al Saurashtra non ha ancora superato gli ostacoli all'acquisizione di terreni, il che ha posticipato la messa in servizio al 2027 e sospeso la chiusura finanziaria del progetto pilota offshore da 500 MW nel Gujarat. Nonostante le tariffe fisse e le locazioni dei fondali marini, gli sviluppatori non possono finalizzare i pacchetti di debito senza visibilità sulla rete. Il Golfo di Mannar nel Tamil Nadu si trova ad affrontare un collo di bottiglia simile: l'azienda di trasmissione statale non si è impegnata per una linea onshore da 765 kV, impedendo ai concorrenti per la gara d'appalto offshore da 4 GW di stimare i costi di connessione. L'intensità di capitale dell'eolico offshore, pari a 12-14 crore di rupie/MW (1.44-1.68 milioni di dollari/MW), amplifica il rischio di ritardi poiché i pagamenti per attrezzature e locazioni iniziano ben prima della realizzazione dei ricavi. A meno che i pianificatori centrali non accelerino i collegamenti alla rete, l'eolico offshore rimarrà una leva di crescita di fine decennio, piuttosto che di metà decennio.

Analisi del segmento

Per posizione: persiste il predominio onshore, emerge quello offshore

Nel 2025, la capacità onshore ha rappresentato l'intero mercato eolico indiano, con un'espansione di 3.4 GW e un CAGR del 14.9% fino al 2031, sostenuta da una solida domanda statale di PPA. Il Gujarat ha guidato le installazioni del 2024 con 1,250 MW, seguito dal Karnataka con 1,135 MW e dal Tamil Nadu con 980 MW, poiché questi stati hanno mantenuto processi di rete e territorio puliti. L'offshore non contribuisce in alcun modo alla base installata attuale, tuttavia un progetto pilota finanziato da 1 GW, 500 MW ciascuno in Gujarat e Tamil Nadu, prevede la messa in servizio entro il 2028, una volta attivato il collegamento di evacuazione della rete elettrica. Le indagini nazionali sui fondali marini indicano un potenziale tecnico di 70 GW a profondità moderate, evidenziando un vettore di espansione a lungo termine per il mercato eolico indiano.

Gli OEM nazionali dominano la catena di fornitura onshore, dalla fabbricazione delle pale nel Gujarat all'assemblaggio delle navicelle nell'Himachal Pradesh, consentendo cicli di consegna di sei mesi.^{[4]Suzlon Energy, “Quote per gli investitori del secondo trimestre dell'anno fiscale 2025”, suzlon.com} I progetti in Rajasthan e Andhra Pradesh servono ora complessi dedicati all'idrogeno verde, abbinando 2,400 MW di energia eolica a solare e sistemi di accumulo per garantire una disponibilità annuale del 70%. I fattori di capacità più elevati dell'offshore, del 45-50% rispetto al 25-30% dell'onshore, potrebbero sbloccare tariffe premium una volta superati i colli di bottiglia della rete, ma gli sviluppatori rimangono diffidenti nei confronti del premio del 40% sulle spese in conto capitale e della limitata disponibilità di navi di installazione. Di conseguenza, la maggior parte del capitale continuerà a privilegiare il repowering onshore e gli asset ibridi fino al 2027.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Per capacità della turbina: migrazione verso piattaforme da 3 MW a 6 MW

Nel 2025, le turbine fino a 3 MW rappresentavano il 59.5% del mercato eolico indiano, poiché i modelli di generazione precedente popolavano la flotta esistente. Tuttavia, le turbine da 3 MW a 6 MW stanno accelerando a un CAGR del 21.4% fino al 2031, spinte dai produttori di energia indipendenti alla ricerca di economie di scala nei distretti di Kutch nel Gujarat e Tirunelveli nel Tamil Nadu. Il modello da 3.3 MW di Inox Wind con un rotore da 137 m offre una produzione energetica annua superiore del 15% rispetto al suo predecessore da 3 MW, pur mantenendo lo stesso ingombro di fondazione, semplificando le procedure di autorizzazione.

Le norme sul repowering che impongono un incremento di 1.5x spingono di fatto gli sviluppatori verso unità da 3 MW a 5 MW con hub da 120 m, e la turbina S144 di Suzlon si vende rapidamente in questa nicchia. Gli acquirenti di PPA aziendali, come gli operatori di data center, preferiscono turbine più grandi che aumentano i fattori di capacità a sufficienza da ridurre i requisiti di accumulo delle batterie. L'imposta sui beni e servizi ammonta a 12,000 USD/MW per queste macchine più grandi, ma i rendimenti energetici più elevati aumentano comunque i tassi di rendimento interno di 50-100 punti base nei regimi eolici di Classe II. Le turbine oltre i 6 MW rimangono appannaggio di gare d'appalto offshore che non entreranno in funzione finché i collegamenti alla rete non saranno pronti, limitando il volume a breve termine.

Per applicazione: domina la scala di utilità, C&I guadagna slancio

I progetti su scala industriale rappresentavano l'88.3% del mercato eolico indiano nel 2025 e si prevede che cresceranno a un CAGR del 17.0% fino al 2031, grazie ai PPA statali di 25 anni e alle aste ibride da 1,200 MW della SECI. La società di distribuzione del Tamil Nadu ha firmato un ordine da 800 MW a 3.1 rupie per kWh (0.037 dollari per kWh), mentre la società di servizi statale del Gujarat ha acquistato 600 MW a 2.99 rupie per kWh (0.036 dollari per kWh), garantendo visibilità tariffaria. Le normative ibride che stabiliscono una disponibilità annua dell'80% hanno aumentato i tassi di rendimento interno su scala industriale al 12-13%, rispetto al 10-11% dell'eolico tradizionale autonomo.

Gli acquirenti commerciali e industriali (C&I), sebbene più piccoli, stanno crescendo rapidamente, poiché le aziende sottoscrivono PPA aziendali di 10-15 anni per energia verde 24 ore su 24. CleanMax gestisce un portafoglio PPA da 1.4 GW che include 400 MW di energia eolica per clienti del settore farmaceutico e automobilistico che apprezzano le tariffe fisse. Il contratto di Amazon in Karnataka abbina 150 MW di energia eolica a 100 MW di energia solare e 50 MWh di accumulo, raggiungendo l'85% di disponibilità senza il DISCOM banking. I progetti comunitari rimangono marginali perché i DISCOM stipulano tranche minime di PPA di 25 MW e la Central Electricity Regulatory Commission limita l'eolico con misurazione netta a 1 MW. Questo limite normativo limita l'economia della comunità, canalizzando la maggior parte del capitale incrementale verso i segmenti dei servizi di pubblica utilità e C&I.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Analisi geografica

Tamil Nadu, Gujarat e Karnataka controllavano collettivamente oltre il 70% della capacità installata nel 2025, con il Tamil Nadu che da solo gestiva circa 10 GW, seguito dal Gujarat con 9 GW e dal Karnataka con 7 GW. Il distretto di Kutch in Gujarat ha aggiunto 1,250 MW nel 2024 grazie a velocità del vento di 7.5 m/s a hub di 120 m e a un processo a finestra singola che comprime lo sviluppo a 18 mesi. I distretti di Coimbatore e Tirunelveli in Tamil Nadu hanno fornito 980 MW nel 2024, in gran parte attraverso progetti di ripotenziamento che sostituiscono turbine da 1.5 MW con nuove macchine da 3 MW su piazzole esistenti. Il Karnataka ha installato 1,135 MW nel 2024, ma i ritardi nelle operazioni di disboscamento a Davangere e Chitradurga ora reindirizzano i capitali verso i siti del Rajasthan e dell'Andhra Pradesh con terreni più accessibili.

Il Rajasthan e l'Andhra Pradesh sono emersi come hub secondari trainati dalla domanda di idrogeno verde. Il parco da 4,000 MW di SJVN in Rajasthan integra 2,400 MW di energia eolica con 1,600 MW di energia solare per alimentare gli elettrolizzatori di NTPC a Pudimadaka, mentre JSW Energy ha destinato 1,200 MW in Andhra Pradesh alla produzione di acciaio verde. I terreni in Rajasthan costano 15-20 lakh/MW (18,000-24,000 USD/MW), sostanzialmente meno dei 25-30 lakh/MW (30,000-36,000 USD/MW) del Gujarat, sebbene la velocità del vento sia di circa 1 m/s inferiore. I distretti di Anantapur e Kurnool nell'Andhra Pradesh, con una velocità media di 6.8 m/s, hanno attirato 400 MW di aggiunte nel 2024, nonostante la congestione della trasmissione che gli sviluppatori mitigano tramite l'accumulo in loco.

Le prospettive offshore si concentrano sul Golfo di Khambhat in Gujarat e sul Golfo di Mannar in Tamil Nadu. Il programma di finanziamento per il gap di fattibilità fissa le tariffe a 0.054 dollari per kWh per il primo GW, ma senza il collegamento HVDC da 2,000 MW, i finanziatori non sbloccheranno i fondi. Finché non saranno superati gli ostacoli all'evacuazione, il capitale favorirà gli ibridi onshore. La deroga alla trasmissione del Ministero ha ridotto le tariffe di fornitura in Gujarat e Rajasthan fino a 0.50 rupie per kWh (0.006 dollari per kWh), migliorando i tassi di rendimento interno dei progetti di quasi 1 punto percentuale e rafforzando la posizione di leadership di questi stati.