Entre abril y junio de 2026, con un pico de demanda récord de 270 GW, los operadores de la red india recortaron 8133 GWh de generación solar porque las líneas de transporte no podían con ella o porque había que proteger la seguridad del sistema, según los datos que el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables (MNRE) entregó al Parlamento en julio. Ahora el Gobierno ha aprobado un plan de redes que, entre otras cosas, quiere evitar esos recortes, y es el primero del programa Green Energy Corridor con dinero reservado para baterías: 50 GWh.
En el sector, ese recorte se conoce como curtailment: la planta podría producir más, pero la red no puede recibir esa electricidad y se le ordena bajar la potencia.
El Consejo de Ministros de la Unión, presidido por el primer ministro Narendra Modi, aprobó el 30 de septiembre la fase III del Green Energy Corridor (GEC-III), con un presupuesto total de 186.405 crore de rupias, es decir, unos 1,86 billones de rupias (un crore equivale a 10 millones). Al cambio que aplica Energy-Storage.news, son unos 19.300 millones de dólares.
Una red que se queda corta en las horas de sol
«Esta iniciativa histórica reforzará el Sistema de Transmisión Intraestatal (InSTS) de India para permitir la evacuación de hasta 135 gigavatios (GW) de energía renovable en los estados y territorios de la Unión», dice el comunicado oficial del Gobierno. Evacuar, en este contexto, significa sacar la electricidad desde la planta hasta la red que la reparte a los consumidores.
El ministro de la Unión Ashwini Vaishnaw, que anunció la decisión en la rueda de prensa posterior a la reunión del Gabinete, la definió como «un paso estructural: en concreto, cómo reforzar la red para evacuar la energía renovable», según recogió PSU Watch.
«Pensemos en una red con un flujo de corriente constante, sin fluctuaciones importantes; esa sería una red muy estable», explicó Vaishnaw. Con la solar, «disponible durante el día pero no por la noche», o con la eólica, «que varía según la estación e incluso a lo largo del día», la red «debe diseñarse para soportar esa carga variable», añadió.
Además, los mejores emplazamientos quedan lejos de las ciudades. «Regiones como Ladakh y el desierto de Rajastán tienen el potencial de cubrir una parte importante de las necesidades de energía renovable del país», señaló el ministro, y para lograrlo «es crucial diseñar adecuadamente la infraestructura de evacuación».
Es el caso de Khavda, en Gujarat, donde se levanta un complejo renovable gigante en pleno desierto de sal que también necesita líneas hasta los centros de consumo.
1,86 billones de rupias para líneas y baterías
Del total, 136.378 crore de rupias (unos 1,36 billones) irán a las redes de transporte dentro de cada estado y 50.000 crore (500.000 millones de rupias, unos 5200 millones de dólares según Energy-Storage.news) a los 50 GWh de baterías. El plazo termina en el ejercicio fiscal 2032-33, y para entonces está previsto haber tendido 51.126 kilómetros de circuito de líneas nuevas.
La aportación directa del Gobierno central será de 54.082 crore de rupias, y según el comunicado oficial esa ayuda «ayudará a compensar los peajes de transporte intraestatal y, por tanto, a contener el coste de la electricidad» para los usuarios finales.
Las baterías llevarán la energía solar a la noche
Las baterías se instalarán «en el extremo del promotor o generador de energía renovable o en cualquier otro lugar importante para la flexibilidad de la red, con el fin de hacer frente a la intermitencia, la congestión, los recortes en horas punta y cubrir la demanda de las horas sin sol», según el texto aprobado.
«Con el almacenamiento en baterías, las fluctuaciones y las variaciones se suavizan, evidentemente», resumió Vaishnaw. «Además del almacenamiento en baterías, el proyecto también incluye mejoras en la red, en los sistemas de transporte y en los centros de despacho de carga», añadió.
India ha optado por las baterías, aunque hay otras formas de guardar electricidad para cuando cae la tarde, desde la central de aire comprimido en cavernas de sal que China acaba de poner en marcha hasta los huecos inundados de una antigua mina de oro australiana que funcionan como una batería de 250 megavatios.
Srivatsan Iyer, consejero delegado global de Hero Future Energies, cree que el almacenamiento cambia la forma en que la red ve a las renovables. «Así es como la energía renovable se vuelve firme y gestionable, que es lo que la red valora cada vez más», según recoge Business Today. «Frente a la necesidad de más de 236 GWh que proyecta la CEA [la Autoridad Central de Electricidad] para 2031-32, es un primer paso significativo».
Los estados construirán y competirán por los fondos
Las compañías estatales de transporte eléctrico serán las agencias ejecutoras. Las líneas nuevas saldrán a licitación competitiva y quedarán en manos de la empresa ganadora, que las construirá y explotará, mientras que la mejora de las redes existentes se pagará a coste más margen.
«Será una colaboración entre el Ministerio de Energía, Power Grid, la compañía estatal de transporte y el gobierno del estado; todos ellos tendrán un papel en esto», explicó Vaishnaw.
El dinero tampoco se repartirá a partes iguales, porque, según PSU Watch, tendrán prioridad los estados que demuestren estar preparados, por ejemplo con una política renovable propia y con los derechos de paso y los permisos forestales asegurados de antemano.
Vineet Mittal, presidente de Avaada Group, puso el acento en esa escala estatal. «La electricidad tiene que recorrer las redes de los estados para llegar a los polos industriales, a las comunidades agrícolas y a las ciudades en crecimiento», dijo a Business Today.
Las líneas tardan el doble que las plantas
La presentación que acompañó a la decisión explica el desfase con dos cifras: una línea de transporte tarda cuatro años en construirse y un proyecto renovable, dos. De ahí el principio que el MNRE sitúa en la base del plan, según el cual «el transporte debe preceder a la generación de energía renovable».
«A medida que crece la capacidad renovable, la infraestructura de evacuación tiene que seguir el ritmo, y buena parte de esa limitación está a nivel estatal», dijo Iyer. Reforzar el transporte dentro de los estados y construirlo antes que la generación, añadió, «es esencial para evitar capacidad varada y recortes».
Según Energy-Storage.news, unos 21 GW, alrededor del 9 % de la potencia renovable instalada, se conectan hoy a la red de forma provisional a la espera de sus líneas definitivas, y unos 12 GW de ellos sufren restricciones en las horas de máxima producción solar. En el ejercicio fiscal 2026, unos 6900 GWh de electricidad limpia se vieron restringidos por ese desajuste entre plantas y redes, según datos del Gobierno citados por ese mismo medio.
El comunicado vincula el plan a la meta de 900 GW de capacidad no fósil en 2035. En la rueda de prensa, Vaishnaw dio otras cifras: «Con la trayectoria de crecimiento actual, alcanzaremos sin duda el objetivo de 500 GW en 2030; además, el plan es llegar a 786 GW en 2035-36». Hoy India tiene unos 295 GW renovables, según Energy-Storage.news.
Lo que el plan todavía no concreta
El Gobierno no ha detallado la tecnología, la duración ni el sistema de compra de los 50 GWh de baterías, señala Energy-Storage.news, que calcula que la asignación equivale a unos 10 millones de rupias por MWh de almacenamiento previsto.
Las dos fases anteriores siguen abiertas. A 30 de junio, la fase I llevaba 9130 de sus 9461 kilómetros de circuito y la fase II había energizado 1124 de 7863. Una comisión parlamentaria ya señaló los retrasos y culpó sobre todo a las compensaciones por derechos de paso.
Para que lo aprobado no se quede en el papel, la ayuda central solo se liberará a medida que los proyectos cumplan hitos fijados, con un panel de seguimiento en línea y revisiones semestrales presididas por el secretario del Gabinete, según PSU Watch.
Imagen: Sarvajanik Puralekh / Wikimedia Commons (CC BY-SA 2.0)
