Índia aprova ₹ 14.500 crore para 92 GWh de armazenamento de energia, com destaque para a hidrelétrica reversível

Um impulso ao armazenamento de quase ₹ 1 lakh crore

O Gabinete da União da Índia aprovou ₹ 14.500 crore, cerca de US$ 1,5 bilhão, em subsídios para ajudar a desenvolver 92 gigawatts-hora de armazenamento de eletricidade, com quase dois terços da capacidade prevista provenientes de projetos de usinas hidrelétricas reversíveis. O programa deve apoiar projetos que exigirão um investimento total de ₹ 97.600 crore.

O Gabinete, presidido pelo primeiro-ministro Narendra Modi, aprovou o programa em 4 de novembro de 2026. O apoio será concedido do ano fiscal de 2026-27 a 2030-31 e abrangerá capacidade de armazenamento que ainda não entrou em operação. Os projetos de baterias que receberem apoio deverão cumprir uma exigência mínima de 40% de conteúdo nacional.

A decisão enfrenta um problema prático da transição elétrica da Índia: painéis solares e turbinas eólicas podem gerar grandes volumes de energia quando a demanda é relativamente baixa, enquanto residências e empresas continuam precisando de eletricidade depois do pôr do sol ou quando o vento diminui. O armazenamento transfere a eletricidade do momento em que é gerada para aquele em que é necessária.

O governo afirma que o programa melhorará a estabilidade da rede, ampliará o uso de eletricidade renovável e reduzirá a dependência da geração convencional para manter o fornecimento ao longo do dia e da noite. Para as empresas de distribuição de eletricidade, o desafio será garantir armazenamento que seja acessível para construir, carregar e operar.

O apoio financeiro equivale a cerca de 14,9% do investimento previsto, cálculo feito dividindo ₹ 14.500 crore por ₹ 97.600 crore. Portanto, a maior parte dos recursos necessários terá de vir de outras fontes de financiamento. O subsídio do governo pretende cobrir parte da diferença entre o custo de construir sistemas de armazenamento e a receita que um projeto pode gerar.

O que compõe os 92 GWh

O programa distribui o apoio entre três tipos de armazenamento, com a maior parcela destinada à hidrelétrica reversível:

• 60 GWh de usinas hidrelétricas reversíveis, cerca de 65% do total.
• 30 GWh de sistemas de armazenamento de energia em baterias, cerca de 33%.
• 2 GWh de tecnologias alternativas de armazenamento, cerca de 2%.

O armazenamento hidrelétrico reversível usa eletricidade para bombear água até um reservatório mais alto. Quando a energia é necessária, a água desce por turbinas e gera eletricidade. As baterias armazenam energia por meio de processos químicos e a liberam como eletricidade quando necessário.

Um gigawatt-hora mede uma quantidade de energia. Um gigawatt mede a taxa de fornecimento de eletricidade. Por exemplo, um sistema com 1 GWh poderia, teoricamente, fornecer 1 GW por uma hora, sem considerar perdas e limites operacionais. A cifra de 92 GWh se refere à capacidade de armazenamento de energia, e não à quantidade de potência que todos os projetos podem fornecer de uma só vez.

A ênfase na hidrelétrica amplia a abordagem do governo para além dos programas de subsídios anteriores, voltados às baterias. O armazenamento hidrelétrico reversível é particularmente útil para transferir grandes volumes de eletricidade entre diferentes períodos do dia, enquanto as baterias podem responder rapidamente a mudanças na oferta e na demanda.

Anujesh Dwivedi, sócio da Deloitte India, apontou a variedade de tecnologias como um aspecto central da aprovação:

O foco na hidrelétrica reversível, além dos sistemas de armazenamento de energia em baterias e das tecnologias alternativas, é o principal destaque do novo programa de financiamento para cobrir lacunas de viabilidade (VGF),

Qual é a dimensão do programa?

Segundo o Gabinete, os 92 GWh adicionais equivalem a 170% da capacidade atual de armazenamento conectada à rede elétrica da Índia. Em outras palavras, o acréscimo previsto corresponde a cerca de 1,7 vez a capacidade existente, uma expansão expressiva caso os projetos sejam concluídos.

A necessidade estimada de armazenamento da Índia é de 411 GWh até 2031-32. O novo programa, por si só, forneceria cerca de 22,4% desse total, cálculo feito dividindo 92 por 411. Instalações existentes e projetos desenvolvidos por meio de outros programas também contribuirão para atender à necessidade.

A Autoridade Central de Eletricidade também projetou necessidades de 235 GWh até 2029-30 e 888 GWh até 2035-36. O Plano Nacional de Eletricidade de 2023 estimou a necessidade em 2.380 GWh em 2047. Esses números mostram por que o desenvolvimento do armazenamento vai muito além dos cinco anos fiscais cobertos por este subsídio.

A meta da Índia de alcançar 500 GW de capacidade de geração de eletricidade de fontes não fósseis até 2030 aumenta a urgência. Uma maior geração solar e eólica eleva o valor de instalações capazes de absorver eletricidade quando há abundância de produção e devolvê-la nos períodos de maior demanda.

Como funcionarão os subsídios e os leilões

O Financiamento para Cobrir Lacunas de Viabilidade, ou VGF, é uma contribuição do governo destinada a tornar financeiramente viável um projeto de infraestrutura útil. Ele reduz parte do peso do investimento para que um desenvolvedor possa oferecer um serviço a um preço que os compradores tenham mais chances de aceitar.

A capacidade contemplada pelo novo programa será alocada por meio de leilões competitivos baseados em tarifas. Os desenvolvedores concorrerão pelo preço oferecido pelos serviços de armazenamento, de acordo com os requisitos de cada edital. Empresas públicas e privadas de distribuição de eletricidade poderão receber apoio para projetos de baterias e de hidrelétricas reversíveis. Entidades públicas e privadas implementarão projetos com tecnologias alternativas.

As empresas de distribuição, frequentemente chamadas de discoms, compram eletricidade e a entregam aos consumidores. O armazenamento oferece a elas outra forma de administrar a diferença entre o que compram e o que seus clientes precisam em determinado horário. Seu valor depende, em parte, da capacidade de obter eletricidade barata para carregar os sistemas e descarregá-los quando a demanda e os preços justificarem o custo.

Ainda se aguarda o marco detalhado do programa mais recente, incluindo as taxas finais de apoio, as condições de pagamento, os requisitos de desempenho e as datas dos editais. Essas regras determinarão quanto os desenvolvedores terão de tomar emprestado e como os benefícios chegarão aos compradores de eletricidade.

Em um mecanismo anterior, 20% do subsídio elegível era liberado no fechamento financeiro, etapa em que os contratos de financiamento do projeto são concluídos. Charith Konda, especialista sênior em energia do Institute for Energy Economics and Financial Analysis, afirmou que ainda era necessário recorrer a empréstimos substanciais nessa etapa. Portanto, o momento de concessão do subsídio pode ser tão importante quanto seu valor.

Dos primeiros subsídios para baterias à nova aprovação

A decisão mais recente vem após várias etapas de apoio governamental. Uma proposta que circulou no início de 2026 previa uma alocação para baterias maior do que a aprovada pelo Gabinete: 50 GWh, em vez de 30 GWh.

• Setembro de 2023: O Gabinete aprovou apoio a 4.000 MWh, equivalentes a 4 GWh, de armazenamento em baterias, com subsídios que cobriam até 40% do custo de capital.
• 30 de maio de 2026: Uma proposta em consulta previa cerca de ₹ 15.000 crore em apoio para 112 GWh, compostos por 50 GWh de baterias, 60 GWh de armazenamento hidrelétrico reversível e 2 GWh de outras tecnologias.
• 4 de novembro de 2026: O Gabinete aprovou ₹ 14.500 crore para 92 GWh, mantendo as alocações para hidrelétricas e tecnologias alternativas, mas reduzindo a parcela destinada às baterias.
• 2030-31: Último ano fiscal coberto pelo programa recém-aprovado.

O programa de baterias de setembro de 2023 teve um orçamento inicial de ₹ 9.400 crore, incluindo ₹ 3.760 crore em apoio orçamentário do governo. A meta era reduzir o custo do armazenamento para ₹ 5,50-₹ 6,60 por quilowatt-hora até 2030-31 e exigia que pelo menos 85% da capacidade apoiada estivesse disponível para as empresas de distribuição.

Rodadas posteriores de financiamento para baterias foram descritas como apoio a 13,2 GWh e 30 GWh. A primeira foi totalmente licitada, e a segunda ainda estava em andamento em maio de 2026. Esses números somam 43,2 GWh, enquanto a capacidade agregada do programa anterior também foi estimada em 43,8 GWh, junto a um financiamento de ₹ 9.160 crore.

O programa aprovado acrescenta uma grande parcela hidrelétrica ao histórico de financiamento para baterias. Os 92 GWh previstos são 23 vezes os 4 GWh abrangidos pela aprovação original de setembro de 2023.

O que muda com a regra de 40% de conteúdo nacional

Os projetos de baterias que buscarem apoio terão de cumprir uma exigência mínima de 40% de conteúdo nacional. O governo quer que os gastos públicos com a implantação de sistemas de armazenamento gerem demanda para a indústria indiana e reduzam a dependência de componentes importados.

A abordagem conecta duas frentes da política industrial. Os incentivos existentes à fabricação apoiam empresas que produzem baterias, enquanto os novos subsídios para armazenamento apoiam projetos que as compram e instalam. Em conjunto, as políticas pretendem ampliar o mercado para os produtores nacionais.

A Nomura espera que a exigência incentive a fabricação e a montagem de sistemas de armazenamento em baterias na Índia. Debmalya Sen, presidente da India Energy Storage Alliance, afirmou que novos subsídios também poderiam amortecer os aumentos de tarifas associados às exigências de conteúdo nacional e à alta dos custos das baterias.

Sen apresentou uma avaliação mais otimista da viabilidade econômica dos projetos de baterias do que alguns outros especialistas:

Os sistemas de armazenamento de energia em baterias já são comercialmente viáveis,

Sen citou tarifas sem VGF de cerca de ₹ 3 lakh por megawatt por mês. Esse é o pagamento pela disponibilidade da capacidade de armazenamento. Os compradores também precisam considerar a eletricidade usada para carregar as baterias e a frequência com que utilizarão o serviço.

Por que um lance barato por armazenamento ainda pode sair caro

Konda estimou em cerca de ₹ 2,6 por unidade de eletricidade as tarifas para capacidade de armazenamento independente. Os custos de carregamento e descarregamento acrescentam aproximadamente ₹ 2,5-₹ 3 por unidade, elevando o custo da energia fornecida para cerca de ₹ 5,5-₹ 6 por unidade. Na conta de luz, uma unidade equivale a um quilowatt-hora.

Essa faixa de custo da energia fornecida é próxima das tarifas de ₹ 5,25-₹ 6 por unidade para eletricidade renovável contratada para oferecer um fornecimento mais confiável. Portanto, as empresas de distribuição precisam comparar o custo total das diferentes formas de obter eletricidade quando necessário, incluindo os custos de carregamento e as responsabilidades de programação.

Konda argumentou que as principais restrições vão além do acesso a financiamento:

Financiamento ou capital não é o verdadeiro gargalo para acelerar a implantação do armazenamento de energia na Índia,

Ele apontou lances agressivos, dependência de importações e incerteza de preços. Um desenvolvedor que oferece uma tarifa muito baixa ainda precisa concluir a construção, pagar os empréstimos e manter os equipamentos durante o período do contrato.

Alekhya Datta, diretora da Divisão de Eletricidade e Energias Renováveis da TERI, citou uma avaliação segundo a qual quase 75% da capacidade de baterias independente alocada em 2025 para sistemas capazes de fornecer energia por duas horas enfrentava riscos à viabilidade financeira. Segundo ela, a economia dos projetos depende dos preços de carregamento, do uso, da duração da descarga, dos custos de financiamento e do desempenho das baterias ao longo de sua vida útil.

Datta descreveu os limites da assistência financeira:

No entanto, o subsídio, por si só, não pode garantir a viabilidade comercial nem tarifas acessíveis para as empresas de distribuição,

O desempenho determinará o valor do dinheiro público

As empresas de distribuição precisarão usar de forma eficaz o armazenamento contratado para obter a economia e os benefícios de fornecimento esperados. Uma instalação pronta para operar, mas raramente carregada ou descarregada, ainda pode gerar obrigações de pagamento para o comprador.

Konda afirmou que pagamentos de subsídios anteriores dependiam da disponibilidade das baterias, e não do uso efetivo ou do valor entregue à rede. Ele apontou a capacidade do comprador de administrar o armazenamento como uma questão comercial central:

A verdadeira questão é se as empresas de distribuição conseguem utilizar a capacidade de armazenamento contratada de forma eficiente e rentável,

Datta defendeu regras de contratação que levem em conta disponibilidade, uso, eficiência de carregamento e descarregamento, operação repetida e degradação das baterias. A eficiência mede quanta eletricidade é recuperada em relação à quantidade utilizada no carregamento. A degradação é a redução gradual da capacidade de uma bateria de armazenar energia à medida que envelhece e é usada.

Os contratos de baterias também precisam prever a instalação ou substituição de equipamentos à medida que o desempenho diminui. Esses custos afetam a viabilidade da tarifa acordada inicialmente ao longo de todo o período de prestação do serviço.

Datta propôs uma ligação mais estreita entre a assistência financeira e os resultados:

Também deveria ser dada maior atenção à vinculação do apoio do VGF ao desempenho operacional,

Quais projetos hidrelétricos podem se beneficiar?

A Nomura identificou 11 projetos de armazenamento hidrelétrico reversível em construção, com capacidade de geração combinada de 15.870 MW. Entre os desenvolvedores estão empresas estaduais de eletricidade, além da Greenko, Tata Power, JSW Energy, empresas do grupo Adani e Torrent Power.

Entre os projetos em construção estão o de Gandhisagar, da Greenko, com 1.920 MW, previsto para dezembro de 2026; o projeto de Kundah, em Tamil Nadu, com 500 MW, e o de Chitravathi, da Adani, também com 500 MW, ambos previstos para fevereiro de 2027; e o projeto de Saundatti, da Greenko, com 1.600 MW, previsto para dezembro de 2027.

As conclusões previstas para datas posteriores incluem o projeto de Bhavali, da JSW Energy, com 1.500 MW, em dezembro de 2028; o projeto de Bhivpuri, da Tata Power, com 1.000 MW, em fevereiro de 2029; e o projeto de Karjat, da Torrent Power, com 3.000 MW, em dezembro de 2029. O projeto de Sharavathy, da Karnataka Power Corporation, com 2.000 MW, está previsto para maio de 2032, depois do período de financiamento do programa.

Esses cronogramas mostram como o prazo de construção afetará a implantação. Os projetos ainda em construção compõem um conjunto potencial de candidatos ao apoio, mas as concessões dependerão dos critérios de elegibilidade e dos leilões competitivos. Suas capacidades em MW descrevem a potência de geração; sua contribuição para a meta de 92 GWh dependerá da quantidade de energia que conseguirem armazenar e liberar.

O resultado prático do programa virá da combinação entre infraestrutura concluída e operação eficaz: armazenar eletricidade renovável quando ela for abundante e fornecê-la quando os consumidores precisarem. O compromisso de ₹ 14.500 crore ajuda a financiar essa expansão, enquanto o desenho dos editais, a construção e a programação diária determinarão o serviço recebido pelos compradores de eletricidade.

Principais pontos

• O Gabinete aprovou ₹ 14.500 crore em apoio a 92 GWh de armazenamento entre 2026-27 e 2030-31.
• A alocação compreende 60 GWh de armazenamento hidrelétrico reversível, 30 GWh de baterias e 2 GWh de tecnologias alternativas.
• O investimento total nos projetos é estimado em ₹ 97.600 crore, e o financiamento do governo equivale a cerca de 15%.
• Os projetos de baterias deverão cumprir uma exigência mínima de 40% de conteúdo nacional.
• A capacidade prevista equivale a cerca de 22% da necessidade estimada de armazenamento da Índia, de 411 GWh, para 2031-32.
• A capacidade será alocada por meio de leilões competitivos; as regras detalhadas de implementação ainda são aguardadas.
• Os custos de carregamento, o uso eficaz, a construção e o desempenho dos equipamentos determinarão o custo para os compradores de eletricidade.