ภายหลังการยกเลิกการคืนภาษีส่งออกสำหรับผลิตภัณฑ์โฟโตโวลตาอิกของจีน ภูมิทัศน์การค้าโซลาร์ทั่วโลกกำลังมีการปรับโครงสร้างครั้งสำคัญ อินเดียซึ่งได้รับการสนับสนุนจากความต้องการภายในประเทศที่มหาศาลและนโยบายที่มุ่งมั่น กำลังปรากฏขึ้นอย่างรวดเร็วในฐานะหนึ่งในตลาดที่มีความสำคัญเชิงกลยุทธ์นอกเหนือจากจีน ในฐานะภูมิภาคที่มีการเติบโตสูงและมีความสามารถในการแข่งขันระดับโลก อินเดียเร่งการเปลี่ยนผ่านพลังงานตลอดปี 2568 แสดงความยืดหยุ่นของตลาดที่โดดเด่น ภายในเดือนพฤศจิกายน 2568 ความสามารถในการผลิตไฟฟ้าแบบติดตั้งสะสมของอินเดียเกิน 130 กิกะวัตต์ โดยเฉพาะอย่างยิ่ง ตลาดเพิ่มขึ้นประมาณ 35 กิกะวัตต์ในปี 2568 เพียงปีเดียว ส่งผลให้ประเทศเป็นแรงขับเคลื่อนหลักของการขยายตัวพลังงานหมุนเวียนทั้งในระดับภูมิภาคและระดับโลก
การวิเคราะห์นี้ทบทวนผลการดำเนินงานของภาคโซลาร์อินเดียในปี 2568 และให้แนวโน้มสำหรับปี 2569 ในบริบทการค้าโลกใหม่
ความสามารถในการผลิตไฟฟ้าแบบติดตั้งและโครงสร้างตลาด
สถิติทางการระบุว่าความสามารถในการผลิตไฟฟ้าโซลาร์แบบติดตั้งสะสมของอินเดียถึง 132.85 กิกะวัตต์ โครงการระดับยูทิลิตี้เป็นโครงสร้างหลักของตลาด คิดเป็น 75.8% ของความสามารถทั้งหมด (ประมาณ 100.8 กิกะวัตต์) ความสามารถที่เหลือกระจายอยู่ระหว่างโซลาร์บนหลังคา (23.16 กิกะวัตต์) ระบบออฟกริด (5.55 กิกะวัตต์) และโครงการไฮบริด (3.34 กิกะวัตต์)
ในระดับภูมิภาค การรวมกลุ่มอุตสาหกรรมมีความชัดเจนเนื่องจากความแตกต่างในด้านทรัพยากรและทิศทางนโยบาย รัฐราชสถาน รัฐคุชราต และรัฐมหาราษฏระ ได้กำหนดตัวเองเป็นศูนย์กลางนำ ร่วมกันคิดเป็นประมาณ 60% ของทั้งหมดระดับประเทศ โดยมีความสามารถในการผลิตไฟฟ้าแบบติดตั้งอยู่ที่ 35.91 กิกะวัตต์, 24.79 กิกะวัตต์ และ 17.17 กิกะวัตต์ ตามลำดับ
ขีดความสามารถในการผลิตและพลวัตของห่วงโซ่อุปทาน
ในขณะที่อินเดียขยายขีดความสามารถในการผลิตโซลาร์อย่างมีนัยสำคัญในปี 2568 โครงสร้างอุปสงค์-อุปทานทั่วทั้งห่วงโซ่คุณค่ายังไม่สมดุล ขีดความสามารถการผลิตโมดูลเกิน 170 กิกะวัตต์ เพียงพอต่อความต้องการภายในประเทศส่วนใหญ่ อย่างไรก็ตาม ขีดความสามารถการผลิตเซลล์ล้าหลังอย่างมีนัยสำคัญที่ประมาณ 29 กิกะวัตต์ นอกจากนี้ ขีดความสามารถการผลิตภายในประเทศสำหรับโพลีซิลิคอนและเวเฟอร์ยังไม่เพียงพอต่อการสนับสนุนผู้ผลิตโมดูล ส่งผลให้มีการพึ่งพาวัตถุดิบนำเข้าสูง การขาดการบูรณาการแนวตั้งนี้เปิดเผยห่วงโซ่อุปทานต่อความเสี่ยงเกี่ยวกับการควบคุมการส่งออกแร่สำคัญและความผันผวนของราคาระหว่างประเทศ
การแบ่งแยกราคาและการกำหนดนโยบายทางการค้า
ภายใต้อิทธิพลของอุปสรรคทางการค้าและนโยบายการท้องถิ่น ตลาดเซลล์แสงอาทิตย์ในอินเดียในปี 2025 มีการแบ่งแยกราคามาก โดยความไม่แน่นอนทางนโยบายท้าทายเศรษฐศาสตร์โครงการ ตามการวิจัยของ SMM ราคาโมดูลแตกต่างกันอย่างมากขึ้นอยู่กับแหล่งกำเนิด การโมดูลที่ไม่ใช่ DCR (Domestic Content Requirement) รักษาช่วงราคาต่ำที่ $0.14–0.15/วัตต์ ในทางกลับกัน เนื่องจากความขาดแคลนของกำลังการผลิตเซลล์ส่วนบนและต้นทุนการผลิตที่สูงขึ้น โมดูล DCR ยังคงมีราคาแพง ซื้อขายในช่วง $0.27–0.30/วัตต์—ความแตกต่างของราคานี้เกือบ 100%
เมื่อโครงการรัฐบาลขนาดใหญ่ใหม่จำเป็นต้องใช้โมดูลที่อยู่ในรายการรับรอง (ALMM) SMM คาดการณ์ว่าราคาโมดูลที่ไม่ใช่ DCR ที่ผลิตในอินเดียจะลดลงเพิ่มเติม แต่หากรัฐบาลดำเนินการยกเลิกห่วงโซ่อุปทานจากจีนอย่างสมบูรณ์และบังคับใช้ DCR อย่างเข้มงวด ต้นทุนการสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์จะเพิ่มขึ้นอย่างมาก อาจทำให้ประโยชน์ของต้นทุนพลังงานเฉลี่ย (LCOE) ของพลังงานแสงอาทิตย์ในอินเดียเสื่อมโทรม
การตรวจสอบมาตรการเยียวยาทางการค้าและการพิพาททางกฎหมาย
เพื่อแก้ไขความพึ่งพิงทางห่วงโซ่อุปทาน กรมการเยียวยาทางการค้า (DGTR) ภายใต้กระทรวงพาณิชย์ของอินเดียได้แนะนำภาษีตอบโต้การทุ่มตลาดสูงสุด 30% สำหรับการนำเข้าจากจีน ในการตอบสนอง สมาคมพลังงานแสงอาทิตย์ราชสถาน (RSA) ยื่นคำร้องทางกฎหมาย ศาลฎีกาของอินเดียออกคำสั่งระหว่างกาลระบุว่า จนกว่าจะมีคำตัดสินสุดท้าย การแจ้งภาษีใด ๆ ตามคำแนะนำนี้ยังคงไม่ถูกต้องและไม่สามารถบังคับใช้ได้
แม้ว่าการแทรกแซงทางศาลนี้จะช่วยรักษาการเข้าถึงสินค้าราคาต่ำให้กับผู้พัฒนาชั่วคราว แต่ภาคอุตสาหกรรมยังคงกังวล การนำมาใช้ของภาษีคุ้มครองในอนาคต ซ้อนทับกับอากรศุลกากรพื้นฐาน (BCD) ที่มีอยู่แล้ว จะเพิ่มต้นทุนของการเปลี่ยนผ่านทางพลังงาน และอาจทำให้การบรรลุเป้าหมายปี 2030 ล่าช้า
แนวโน้มในการเสนอราคาโครงการ
ในปี 2025 การเสนอราคาโครงการพัฒนาไปสู่โครงการที่ซับซ้อนทางเทคโนโลยีและผสมผสาน:
- การเปลี่ยนแปลงประเภทการเสนอราคา สัดส่วนของการเสนอราคาเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ลดลง ส่วนใหญ่ของโครงการระดับสายส่งไฟฟ้าในปัจจุบันรวมระบบจัดเก็บพลังงาน (ESS) หรือใช้แบบไฮบริดลม-แสงอาทิตย์ เพื่อเพิ่มความสามารถในการปรับลดยอดสูงสุดการกำหนดค่าโครงการกำลังเร่งไปสู่โมเดลแบบบูรณาการสูง เช่น ไฟฟ้าตลอด 24 ชั่วโมง (RTC) และพลังงานหมุนเวียนที่จับต้องได้และสามารถสั่งการได้ (FDRE) แม้จะมีความซับซ้อนเพิ่มขึ้น แต่ค่าไฟฟ้าที่ประมูลชนะยังคงมีแนวโน้มลดลง เนื่องมาจากการลดลงอย่างมากของต้นทุนจัดเก็บและการเพิ่มประสิทธิภาพโซลูชันพลังงานหลากหลายที่ทำงานร่วมกันได้ สิ่งนี้บ่งชี้ว่าบริษัทชั้นนำของอินเดียสามารถผ่านเส้นทางการเรียนรู้เบื้องต้นเกี่ยวกับการควบคุมต้นทุนและการผสานรวมทางเทคนิคสำหรับระบบพลังงานที่ซับซ้อนได้สำเร็จแล้ว
- การเข้มงวดเรื่องการผลิตอุปกรณ์กักเก็บพลังงานในประเทศ กระทรวงพลังงานได้กำหนดว่าโครงการกักเก็บพลังงานที่ได้รับเงินสนับสนุนผ่านเงินชดเชยช่องว่างความสามารถทางการเงิน (VGF) ต้องเป็นไปตามข้อกำหนดสัดส่วนเนื้อหาในประเทศอย่างน้อย 20% นอกจากนี้ กระทรวงยังปฏิเสธคำร้องขอการยกเว้นจากหลายรัฐเกี่ยวกับคำสั่ง "การจัดซื้อจัดจ้างภาครัฐ (สนับสนุนการผลิตในอินเดีย)" (PPP-MII) ซึ่งเป็นการกำหนดเกณฑ์การบังคับใช้ที่เป็นเอกภาพ แม้จะมีเป้าหมายเพื่อบังคับให้ห่วงโซ่อุปทานอยู่ในประเทศ แต่การขาดแคลนแหล่งจัดหาที่เป็นไปตามข้อกำหนดอาจทำให้ต้นทุนการประมูลเพิ่มขึ้นในระยะสั้น
อุปสรรคเชิงโครงสร้างต่อการพัฒนาอุตสาหกรรม
แม้กำลังการผลิตติดตั้งจะเพิ่มขึ้น แต่ภาคส่วนพลังงานแสงอาทิตย์ของอินเดียยังคงเผชิญกับข้อจำกัดเชิงโครงสร้างหลักสี่ประการในระดับการปฏิบัติงาน:
-
ความล่าช้าในข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้า (PPA): ณ กันยายน 2568 ข้อตกลงการขายไฟฟ้า (PSA) สำหรับโครงการที่ได้รับอนุมัติประมาณ 44 กิกะวัตต์ยังไม่มีการลงนาม ความต้องการที่ผันผวนจากบริษัทจำหน่ายไฟฟ้า (Discoms) และความล่าช้าในการก่อสร้างระบบโครงข่ายไฟฟ้าได้ยืดเยื้อวงจรตั้งแต่การชนะการประมูลไปจนถึงการปิดโครงการทางการเงิน
-
ข้อจำกัดการรับเข้าสู่ระบบโครงข่ายและการส่งไฟฟ้า: เขตพื้นที่ที่มีการเติบโตสูง เช่น รัฐราชสถาน และรัฐคุชราต กำลังประสบความล่าช้าในการก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าระหว่างรัฐ (ISTS) เมื่อเทียบกับกำลังการผลิตไฟฟ้า การไม่สอดคล้องกันนี้ส่งผลให้อัตราการลดการจ่ายไฟฟ้าในพื้นที่เหล่านี้อยู่ที่ระหว่าง 10% ถึง 30%
-
ความไม่แน่นอนของห่วงโซ่อุปทาน: การขาดแคลนขีดความสามารถในการผลิตวัตถุดิบต้นน้ำทำให้อุตสาหกรรมโซลาร์เซลล์ของอินเดียเสี่ยงต่อความผันผวนของการจัดหาจากภายนอก นโยบายควบคุมการส่งออกจากประเทศผู้ส่งออกวัตถุดิบหลักเป็นภัยคุกคามโดยตรงต่อความมั่นคงของห่วงโซ่อุปทาน
-
ความไม่แน่นอนทางกฎระเบียบ: ความไม่มั่นคงของกฎระเบียบยังคงเป็นความเสี่ยง ตัวอย่างเช่น หน่วยงานกำกับดูแลระดับรัฐบางแห่ง (เช่น ในรัฐมหาราษฏระ) ได้ปรับนโยบายค่าบริการ Banking และ Wheeling ในเดือนกรกฎาคม 2568 (ต่อมาถูกศาลสูงสั่งระงับไว้ชั่วคราว)การเปลี่ยนแปลงอย่างบ่อยครั้งเพิ่มความเสี่ยงในการสร้างแบบจำลองทางการเงินสำหรับโครงการเชิงพาณิชย์และอุตสาหกรรม (C&I) และโครงการเข้าถึงเปิด
ทัศนคติตลาดปี 2026
ตามความคาดหวังที่เป็นกลางเกี่ยวกับการดำเนินการของรายการ ALMM ฉบับที่ 2 SMM คาดว่าการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์ใหม่ในอินเดียจะถึงประมาณ 45 กิกะวัตต์ในปี 2026 ซึ่งหมายถึงอัตราการเติบโตรายปี 24% เป็นการชะลอตัวอย่างมากเมื่อเทียบกับการเติบโต 41% ที่สังเกตเห็นในปี 2025
ข้อจำกัดหลักที่ทำให้เกิดการชะลอตัวนี้คือระบบของรายการ ALMM ฉบับที่ 2 ซึ่งกำหนดให้บังคับใช้ในเดือนมิถุนายน 2026 หากกำลังการผลิตเซลล์ภายในประเทศไม่สามารถตอบสนองความต้องการด้านล่างได้อย่างมีประสิทธิภาพในแง่ของราคา-สมรรถนะและการกำหนดคุณสมบัติทางเทคนิค จะเกิดข้อจำกัดในห่วงโซ่อุปทาน ส่งผลให้โครงการล่าช้าและลดการเติบโต
ต่อหน้าการประเมินที่เข้มงวดของเป้าหมายปี 2030 (500 กิกะวัตต์ของพลังงานทดแทน) รัฐบาลอินเดียต้องจัดการสมดุลระหว่าง "การปกป้องการผลิตภายในประเทศ" และ "การบรรลุเป้าหมายการติดตั้ง" SMM ประเมินว่าเพื่อป้องกันการขาดแคลนอุปทานจากการทำให้ความคืบหน้าโดยรวมลดลง รัฐบาลมีแนวโน้มสูงที่จะแนะนำการแก้ไขที่ปฏิบัติได้จริงให้กับรายการ ALMM ฉบับที่ 2 ทำให้ข้อกำหนดบังคับใช้สำหรับเซลล์ภายในประเทศผ่อนปรนลง นอกจากนี้ การเปลี่ยนแปลงความสนใจในการจัดซื้อไปยังเอเชียตะวันออกเฉียงใต้คาดว่าจะเร่งขึ้นเพื่อปิดช่องว่างระหว่างอุปทานและความต้องการในช่วงการเปลี่ยนผ่านนี้และลดความเสี่ยงจากภาษีทางภูมิศาสตร์
ในด้านราคา เมื่อกิจการชั้นนำของอินเดียเร่งขยายธุรกิจขึ้นสู่วงจรต้นทาง เช่น แผ่นวายเออร์และส่วนประกอบอื่น ๆ การรวมตัวในแนวตั้งที่ดีขึ้นจะกระตุ้นการลดต้นทุน ดังนั้น ความแตกต่างของราคาระหว่างโมดูล DCR ภายในประเทศและโมดูลที่ไม่ใช่ DCR คาดว่าจะแคบลงอย่างค่อยเป็นค่อยไป
มองไปข้างหน้า แม้ว่าศักยภาพการเติบโตของตลาด PV อินเดียจะปฏิเสธไม่ได้ แต่ความต่อเนื่องและความยืดหยุ่นของสภาพแวดล้อมนโยบาย—โดยเฉพาะความสามารถในการกำจัดอุปสรรคด้านอุปทานอย่างทันท่วงที—จะเป็นปัจจัยตัดสินใจ นอกจากนี้ การปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานที่สนับสนุน โดยเฉพาะความสามารถในการเข้าถึงระบบไฟฟ้าและอัตราการปฏิบัติตามสัญญา PPA คือหินมุมฐานที่จำเป็นในการทำให้เป้าหมาย 500 กิกะวัตต์ของอินเดียเป็นจริง
