Un plan de 1,86 billones de rupias para transportar electricidad limpia
India ha vinculado su objetivo de alcanzar una capacidad de 900 gigavatios de electricidad limpia para 2035 con una inversión importante en las redes y baterías necesarias para suministrar esa energía. El 30 de septiembre de 2026, el Consejo de Ministros aprobó la Fase III del Corredor de Energía Verde, un programa destinado a conectar hasta 135 GW de generación renovable e instalar 50 gigavatios hora de almacenamiento en baterías para el ejercicio fiscal 2032-33.
Contenido
- Un plan de 1,86 billones de rupias para transportar electricidad limpia
- ¿Qué mide el objetivo de 900 GW?
- ¿A dónde irá el dinero destinado a la red?
- ¿Por qué se limita el suministro de electricidad solar?
- Las baterías deben medirse en potencia y duración
- Un segundo programa de almacenamiento amplía la iniciativa
- La planificación del carbón apunta en otra dirección
- Tardes baratas, noches caras y compradores que faltan
- La seguridad energética va más allá de las celdas de batería
- Puntos clave
La aprobación del Corredor de Energía Verde por el Consejo de Ministros fija el costo total del proyecto en 1.864.050 millones de rupias, unos 1,86 billones de rupias. El apoyo financiero del Gobierno central cubrirá 540.820 millones de rupias. El Gobierno afirma que esta ayuda debería reducir los cargos de transmisión y contribuir a contener los costos para los consumidores.
India ya contaba con 304,33 GW de capacidad procedente de fuentes distintas de los combustibles fósiles al 31 de agosto de 2026, según datos del Ministerio de Energías Nuevas y Renovables. Alcanzar los 900 GW supondría añadir casi 596 GW, prácticamente triplicar esa capacidad. El objetivo incluye energía solar, eólica, hidroeléctrica y nuclear.
Las redes eléctricas ya tienen dificultades para seguir el ritmo. Durante el ejercicio fiscal 2025-26, se impidió suministrar unos 6.900 gigavatios hora de electricidad renovable porque los proyectos de generación y sus sistemas de transmisión asociados se completaron en momentos distintos.
Nikit Abhyankar, director académico del India Energy and Climate Center de la Universidad de California en Berkeley, afirmó que la red es esencial para cumplir el objetivo:
«Si la red no se pone al día, India no podrá alcanzar este objetivo».
Para los hogares y las empresas, el desafío concreto es disponer de electricidad a precios asequibles cuando la necesitan, también después del atardecer. India debe ampliar al mismo tiempo la generación, las redes de suministro y el almacenamiento para convertir su objetivo de capacidad en un suministro eléctrico fiable.
¿Qué mide el objetivo de 900 GW?
Un gigavatio mide la cantidad de potencia eléctrica que una central puede producir en un momento determinado. La capacidad instalada suma la potencia nominal de las centrales eléctricas. La producción real de electricidad depende del tiempo que estas centrales funcionen y de la cantidad de energía que suministren.
Los paneles solares generan electricidad durante el día, mientras que las turbinas eólicas dependen de las condiciones del viento. Las centrales nucleares y las hidroeléctricas tienen distintos patrones de funcionamiento. Por ello, un objetivo nacional que combina estas tecnologías requiere planificar sus diferentes aportes a lo largo del día y de las estaciones.
Según cifras del Gobierno, en septiembre la energía limpia representaba el 55% de la capacidad instalada, pero suministró alrededor de un tercio de la electricidad durante los tres meses anteriores. El carbón aportó la mayor parte de la electricidad del país porque sus centrales funcionaron durante más horas.
El objetivo vigente de India es alcanzar para 2030 una capacidad de 500 GW procedente de fuentes distintas de los combustibles fósiles. La meta de 900 GW suma otros 400 GW a esa ambición, un aumento del 80%, y fija cinco años adicionales para alcanzarla. El total de agosto de 2026 incluía 168,04 GW de energía solar y 58,52 GW de energía eólica.
Los principales hitos de planificación son:
- Enero de 2022: se aprobó la Fase II del Corredor de Energía Verde, con un plazo de finalización inicial fijado para el ejercicio fiscal 2025-26.
- Marzo de 2026: la Autoridad Central de Electricidad publicó un plan de transmisión para integrar más de 900 GW de capacidad procedente de fuentes distintas de los combustibles fósiles para el ejercicio fiscal 2035-36.
- 30 de septiembre de 2026: el Consejo de Ministros aprobó la Fase III del Corredor de Energía Verde.
- 2030: vence el objetivo vigente de India de alcanzar 500 GW.
- Ejercicio fiscal 2032-33: está prevista la finalización de la Fase III.
- 2035: India aspira a alcanzar los 900 GW.
¿A dónde irá el dinero destinado a la red?
La Fase III del Corredor de Energía Verde se centra en la transmisión dentro de los estados y territorios de la Unión. Su propósito es transportar la electricidad desde las centrales generadoras hasta redes que puedan llevarla a los consumidores; el sector eléctrico denomina a este proceso evacuación.
El Consejo de Ministros asignó 1,36378 billones de rupias a la transmisión y 500.000 millones de rupias al almacenamiento en baterías. Estos componentes publicados suman 1,86378 billones de rupias, 270 millones de rupias menos que el costo total declarado del proyecto; el anuncio no explica esta pequeña diferencia.
El Consejo de Ministros especifica apoyo para hasta 135 GW de generación renovable para el ejercicio fiscal 2032-33, en lugar de los 180 GW para 2032 mencionados en las primeras informaciones sobre el anuncio. El alcance oficial equivale al 15% del objetivo de 900 GW, por lo que la Fase III es una parte de la ampliación más amplia de la red que se necesita.
Las empresas estatales de transmisión supervisarán la ejecución. Las compañías que compitan por nuevos proyectos de transmisión presentarán ofertas según las tarifas que cobrarán y, después, construirán, serán propietarias, operarán y mantendrán los activos. Las mejoras de las redes existentes seguirán otro método, en el que los costos aprobados servirán de base para los pagos.
La ayuda financiera del Gobierno central representa alrededor del 29% del costo declarado del proyecto. El Gobierno afirma que este apoyo compensará parte de los cargos de transmisión. Por tanto, el costo total del proyecto y la contribución del Gobierno central son cantidades distintas, y el programa depende de una estructura de financiación más amplia.
¿Por qué se limita el suministro de electricidad solar?
La expansión de las energías renovables en India se enfrenta tanto a la congestión física como a un problema de sincronización. Una planta solar puede estar lista antes que las líneas y subestaciones necesarias para transportar su electricidad, por lo que parte de la generación no llega a los consumidores.
Shripad Yesso Naik, ministro de Estado de Electricidad, presentó al Parlamento cifras que ilustran el problema en una respuesta escrita del 29 de julio. Al 25 de julio, unos 21 GW de capacidad renovable variable utilizaban acceso temporal a la red, y alrededor de 12 GW de esa capacidad estaban sujetos a restricciones de suministro durante el pico de producción solar.
Binit Das, director de programas de energías renovables del Centre for Science and Environment, señaló la adquisición de terrenos, los derechos de paso, los permisos forestales y los procesos judiciales como motivos por los que los proyectos de transmisión pueden tardar más. Dijo que los proyectos solares pueden entrar en funcionamiento en aproximadamente 12 a 18 meses, mientras que la transmisión puede requerir entre 12 y 24 meses o más.
La Fase II muestra la escala de las obras necesarias. Se diseñó para añadir unos 10.750 kilómetros de circuitos de líneas de transmisión y 27.500 megavoltamperios de capacidad en subestaciones en siete estados, con el fin de apoyar alrededor de 20 GW de generación renovable. Seguía en ejecución después de que venciera el plazo original.
Los datos del Gobierno y las estimaciones de Ember también describen una generación solar restringida equivalente a las necesidades eléctricas de unos 10 millones de hogares durante 16 meses. La cifra inicial se refería a 12 meses para la misma comparación. La restricción medida de 6.900 GWh durante el ejercicio fiscal 2025-26 ofrece un período y una cantidad más concretos para entender el problema de congestión.
Las baterías deben medirse en potencia y duración
El objetivo de 50 GWh en baterías del Consejo de Ministros mide la energía almacenada. Un gigavatio hora es suficiente para suministrar un gigavatio durante una hora. La potencia nominal de una batería en GW mide la rapidez con la que puede liberar electricidad, mientras que su capacidad en GWh mide cuánta energía puede almacenar.
Por ejemplo, 50 GWh podrían suministrar teóricamente 10 GW durante cinco horas, sin tener en cuenta los límites de funcionamiento ni las pérdidas de energía. El anuncio del Consejo de Ministros establece el objetivo de almacenamiento de energía del programa, pero no especifica una potencia de descarga total.
Las estimaciones de Berkeley citadas para las necesidades más amplias de India llegan a un máximo de 250 GW de almacenamiento durante la próxima década, frente a los 140 GW de la estimación inicial. En su análisis del 12 de noviembre, Abhyankar y Amol Phadke, también director académico de Berkeley, calcularon que se necesitarían alrededor de 200 GW, además de más transmisión y una demanda de electricidad flexible. Estas estimaciones se refieren a la potencia de almacenamiento, mientras que la Fase III especifica la capacidad energética en GWh.
A mediados de 2026, se estimaba que India contaba con entre 8,5 y 9,3 GWh de almacenamiento en baterías en operación, frente a una cartera acumulada de proyectos licitados de 281 GWh. Los 50 GWh previstos en la Fase III superan en más de cinco veces esa capacidad operativa, lo que da una idea del esfuerzo de construcción necesario.
La ubicación será tan importante como el volumen. Las baterías cercanas a un proyecto solar congestionado pueden absorber electricidad al mediodía y liberarla cuando una línea de transmisión tenga capacidad disponible. Si la red sigue congestionada durante todo el día, aún podrían necesitarse más líneas.
Vineet Mittal, presidente y fundador de Avaada Group, afirmó que el programa reúne las tres tareas necesarias para contar con electricidad limpia fiable:
«Al incluir la transmisión y el almacenamiento en baterías en un mismo programa, reconoce que la generación, el suministro y la disponibilidad deben avanzar juntos».
Un segundo programa de almacenamiento amplía la iniciativa
A comienzos de noviembre de 2026, el Consejo de Ministros también aprobó un programa de financiación de 145.000 millones de rupias para apoyar 92 GWh de almacenamiento. Las ayudas financieras están previstas para los ejercicios fiscales 2026-27 a 2030-31, y se calcula que los proyectos requerirán una inversión de 976.000 millones de rupias.
El programa abarca 30 GWh en baterías, 60 GWh en almacenamiento por bombeo y 2 GWh en tecnologías emergentes. El almacenamiento por bombeo utiliza electricidad para llevar agua cuesta arriba hasta un embalse y luego la libera a través de turbinas cuando se necesita energía.
Los proyectos se asignarán mediante licitaciones competitivas basadas en tarifas, y las empresas de distribución eléctrica de los sectores público y privado podrán recibir apoyo financiero. Los promotores de baterías deberán abastecerse de al menos el 40% de los componentes de fabricantes indios.
La financiación se define como apoyo para cubrir el déficit de viabilidad: los fondos públicos ayudan a cerrar la brecha entre los costos de un proyecto y los ingresos que necesita para ser viable desde el punto de vista financiero. La combinación de tecnologías de almacenamiento también distribuye la inversión entre baterías, embalses de agua y tecnologías más recientes, en lugar de depender solo de las baterías.
La planificación del carbón apunta en otra dirección
Según cifras atribuidas a la organización de investigación energética Ember, el carbón aportó alrededor del 71% de la electricidad de India en 2025; la estimación inicial atribuida a Ember era de alrededor del 75%. Ambas cifras muestran hasta qué punto el suministro diario de electricidad sigue dependiendo del carbón, incluso mientras aumenta la capacidad de generación limpia.
Ghanshyam Prasad, presidente de la Autoridad Central de Electricidad, ha dicho que India podría necesitar hasta 150 GW adicionales de capacidad de generación a carbón para 2035, frente a los 240 GW mencionados en la primera versión de sus declaraciones. Los responsables de la planificación eléctrica están preocupados por el aumento de la demanda y por mantener el suministro cuando disminuye la producción solar y eólica.
Los investigadores de Berkeley llegan a una conclusión económica distinta. Estiman que, además de los aproximadamente 35 GW que ya están en construcción, no serían necesarias nuevas centrales de carbón para cumplir el objetivo de energía limpia; la estimación inicial situaba esa capacidad en unos 30 GW. Su argumento depende de realizar las inversiones necesarias en generación limpia, almacenamiento y redes para atender la demanda de forma fiable.
Las centrales de carbón existentes plantean otra dificultad operativa: muchas no pueden reducir rápidamente su producción cuando abunda la electricidad renovable. La red dispone entonces de menos margen para la energía solar y eólica, incluso en las horas en que su generación es barata.
Abhyankar advirtió que las nuevas centrales de carbón podrían convertirse en activos varados si India cumple sus objetivos de energía limpia. Esto significa que instalaciones costosas podrían operar demasiado poco para recuperar la inversión. Por tanto, las empresas de servicios públicos deben decidir cuánta electricidad contratar de nuevas centrales de carbón mientras invierten también en energías renovables y almacenamiento.
Tardes baratas, noches caras y compradores que faltan
El mercado eléctrico de India ya muestra por qué ampliar únicamente la capacidad solar no resolverá la escasez. Abhyankar y Phadke estiman que unos 40 GW de proyectos solares adjudicados mediante licitación siguen sin compradores, mientras que alrededor de 8 GW de energía solar suministrada a clientes mediante acceso directo a la red comenzaron a operar en 2025.
La producción solar puede hacer que los precios de intercambio durante el día se acerquen a cero. Después del atardecer, los precios de la Bolsa de Energía de India han llegado repetidamente a 10 rupias por unidad, mientras que Tamil Nadu ha pagado hasta 37 rupias. Una unidad de electricidad equivale a un kilovatio hora.
La licitación de la Corporación de Energía Solar de India para 1.000 megavatios de electricidad renovable y almacenamiento ofrece un modelo de compra distinto. Aseguró un patrón de suministro diseñado para parecerse a la generación térmica convencional, incluida una alta disponibilidad fuera de las horas de sol, a un precio de entre 5,25 y 5,26 rupias por unidad, fijado durante 25 años.
Abhyankar y Phadke calculan que una vía de energía limpia diseñada para minimizar el costo total podría reducir alrededor de un 15% el costo medio de compra de electricidad, tras ajustar por inflación, y generar un ahorro anual superior a 200.000 millones de rupias para 2035. Se trata de ahorros proyectados en su análisis; su materialización dependerá del almacenamiento, las redes y los cambios en la demanda.
Los consumidores podrían ayudar a absorber la electricidad barata del día trasladando a las horas de sol el bombeo de agua, la carga de vehículos, la refrigeración o algunas operaciones industriales. Unas tarifas diurnas más bajas les darían un incentivo económico para hacer ese cambio.
Ajay Shah, economista del foro XKDR Forum, con sede en Bombay, sostiene que las restricciones a la venta directa de electricidad y las tarifas industriales más altas utilizadas para subsidiar a otros clientes pueden desalentar la inversión. Entre los cambios que propone figuran facilitar el acceso a compradores privados e inversores extranjeros. Las facturas de los hogares seguirían incluyendo los cargos de red y otros costos de los servicios públicos, además del costo de generación.
La seguridad energética va más allá de las celdas de batería
India depende en gran medida de las celdas de batería importadas, principalmente de China. Por tanto, ampliar el almacenamiento plantea un desafío para las cadenas de suministro, además de la oportunidad de sustituir las compras de combustibles fósiles importados por electricidad producida en el país.
Kishor Nair, director ejecutivo y consejero de Avaada Energy, afirma que India importa cerca del 90% del petróleo crudo que necesita. Defiende una electrificación más amplia del transporte, los edificios, la agricultura y los procesos industriales, respaldada por la generación renovable y el almacenamiento.
Abhyankar y Phadke estiman que más del 70% del valor económico de un proyecto de baterías durante toda su vida útil podría quedarse en India incluso si las celdas son importadas. El ensamblaje de paquetes de baterías, la electrónica de potencia, el software, la construcción, la operación, la financiación y la propiedad pueden generar ingresos en el país. También piden crear instalaciones de reciclaje para recuperar materiales valiosos y ampliar la fabricación nacional.
El desafío de India ya va más allá de instalar suficientes paneles y turbinas. Los proyectos necesitan compradores, las líneas de transmisión deben estar listas, el almacenamiento debe ubicarse donde resulte útil y las empresas de servicios públicos deben garantizar un suministro fiable a precios asequibles. El hito de capacidad de 2030 y el plazo de la Fase III, fijado para el ejercicio fiscal 2032-33, mostrarán si todos esos elementos avanzan a la vez antes de que venza el objetivo de 900 GW.
Puntos clave
- India aspira a alcanzar en 2035 una capacidad de 900 GW procedente de fuentes distintas de los combustibles fósiles, frente a los 304,33 GW registrados en agosto de 2026.
- La Fase III del Corredor de Energía Verde tiene un costo declarado de 1,86405 billones de rupias y debe completarse para el ejercicio fiscal 2032-33.
- El programa respalda la transmisión para hasta 135 GW de generación renovable y la instalación de 50 GWh de almacenamiento en baterías.
- Durante el ejercicio fiscal 2025-26, se impidió suministrar unos 6.900 GWh de electricidad renovable porque la finalización de la generación y la transmisión no coincidió.
- Un programa de financiación adicional apoya 92 GWh de baterías, almacenamiento por bombeo y tecnologías emergentes.
- La expansión del carbón, las reglas de compra de electricidad, la construcción de instalaciones de almacenamiento y la dependencia de celdas de batería importadas siguen siendo desafíos centrales para la planificación.
