Índia mira 900 GW de energia limpa até 2035, com pressão sobre a rede e o armazenamento

Um plano de Rs 1,86 trilhão para transportar eletricidade limpa

A Índia vinculou sua meta de atingir 900 gigawatts de capacidade de geração de eletricidade limpa até 2035 a um grande investimento nas redes e baterias necessárias para transportar essa energia. Em 30 de setembro de 2026, o Gabinete da União aprovou a Fase III do Corredor de Energia Verde, um programa destinado a conectar até 135 GW de geração renovável e instalar 50 gigawatts-hora de armazenamento em baterias até o ano fiscal de 2032-33.

A aprovação do Corredor de Energia Verde pelo Gabinete fixa o custo total do projeto em Rs 1,86,405 crore, cerca de Rs 1,86 trilhão. O apoio financeiro central será de Rs 54,082 crore, e o governo afirma que essa assistência deve reduzir as tarifas de transmissão e ajudar a conter os custos para os consumidores.

Em 31 de agosto de 2026, a Índia já tinha 304,33 GW de capacidade de fontes que não utilizam combustíveis fósseis, segundo dados do Ministério de Energias Novas e Renováveis. Chegar a 900 GW exigiria acrescentar quase 596 GW, praticamente triplicando essa base. A meta inclui energia solar, eólica, hidrelétrica e nuclear.

As redes de eletricidade já têm dificuldade para acompanhar o ritmo. Cerca de 6.900 gigawatts-hora de eletricidade renovável enfrentaram restrições de entrega durante 2025-26 porque os projetos de geração e os sistemas de transmissão associados foram concluídos em momentos diferentes.

Nikit Abhyankar, diretor acadêmico do Centro de Energia e Clima da Índia, da Universidade da Califórnia em Berkeley, afirmou que a rede é essencial para atingir a meta:

Se a rede não acompanhar, não há como a Índia cumprir essa meta.

Para famílias e empresas, o desafio prático é ter acesso a eletricidade a preços acessíveis quando necessário, inclusive depois do pôr do sol. A Índia precisa ampliar simultaneamente a geração, as redes de distribuição e o armazenamento para transformar sua meta de capacidade em energia confiável.

O que a meta de 900 GW mede?

Um gigawatt mede a quantidade de potência elétrica que uma usina pode gerar em determinado momento. A capacidade instalada soma a potência nominal das usinas. A produção efetiva de eletricidade depende de quanto tempo essas usinas operam e de quanta energia fornecem.

Painéis solares geram eletricidade durante o dia, enquanto turbinas eólicas dependem das condições do vento. Usinas nucleares e hidrelétricas têm padrões operacionais diferentes. Uma meta nacional que combina essas tecnologias exige, portanto, planejamento para suas diferentes contribuições ao longo do dia e das estações do ano.

Dados do governo indicam que, em setembro, a energia limpa correspondia a 55% da capacidade instalada, mas forneceu cerca de um terço da eletricidade nos três meses anteriores. O carvão respondeu pela maior parte da eletricidade do país porque suas usinas operaram por mais horas.

A meta atual da Índia é chegar a 500 GW de capacidade de fontes que não utilizam combustíveis fósseis até 2030. A meta de 900 GW acrescenta mais 400 GW a essa ambição, um aumento de 80%, com cinco anos adicionais para alcançá-la. O total de agosto de 2026 incluía 168,04 GW de energia solar e 58,52 GW de energia eólica.

Os principais marcos do planejamento são:

• Janeiro de 2022: A Fase II do Corredor de Energia Verde foi aprovada, com prazo inicial de conclusão no ano fiscal de 2025-26.
• Março de 2026: A Autoridade Central de Eletricidade publicou um plano de transmissão para integrar mais de 900 GW de capacidade de fontes que não utilizam combustíveis fósseis até 2035-36.
• 30 de setembro de 2026: O Gabinete aprovou a Fase III do Corredor de Energia Verde.
• 2030: Vence o prazo da meta atual da Índia de 500 GW.
• Ano fiscal de 2032-33: Está prevista a conclusão da Fase III.
• 2035: A Índia pretende chegar a 900 GW.

Para onde irá o dinheiro destinado à rede?

A Fase III do Corredor de Energia Verde se concentra na transmissão dentro dos estados e territórios da União. Seu objetivo é transportar eletricidade das usinas para redes capazes de levá-la aos consumidores, processo que o setor elétrico chama de escoamento.

O Gabinete destinou Rs 1,36,378 crore à transmissão e Rs 50,000 crore ao armazenamento em baterias. Esses valores divulgados somam Rs 1,86,378 crore, Rs 27 crore a menos que o custo total declarado do projeto; o anúncio não explica essa pequena diferença.

O Gabinete prevê apoio para até 135 GW de geração renovável até o ano fiscal de 2032-33, em vez dos 180 GW até 2032 descritos na cobertura inicial do anúncio. O escopo oficial equivale a 15% da meta de 900 GW, o que faz da Fase III uma parte da ampla expansão da rede necessária.

As empresas estaduais de transmissão serão responsáveis pela implementação. As empresas que disputarem novos projetos de transmissão oferecerão tarifas e, em seguida, construirão, serão proprietárias, operarão e farão a manutenção dos ativos. As melhorias nas redes existentes seguirão outra abordagem, em que os custos aprovados servirão de base para o pagamento.

A assistência financeira central representa cerca de 29% do custo total declarado do projeto. O governo afirma que esse apoio compensará parte das tarifas de transmissão. Portanto, o custo total do projeto e a contribuição central são valores diferentes, e o programa depende de uma estrutura de financiamento mais ampla.

Por que a eletricidade solar está sendo limitada?

A expansão das energias renováveis na Índia enfrenta tanto congestionamento físico quanto um problema de cronograma. Uma usina solar pode ficar pronta antes das linhas e subestações necessárias para transportar sua eletricidade, impedindo que parte da geração chegue aos consumidores.

O ministro de Estado da Energia, Shripad Yesso Naik, apresentou ao Parlamento dados que ilustram o problema em uma resposta por escrito em 29 de julho. Cerca de 21 GW de capacidade variável de energia renovável usavam acesso temporário à rede em 25 de julho, e aproximadamente 12 GW dessa capacidade enfrentavam restrições de entrega durante o pico de produção solar.

Binit Das, gerente de programa de energia renovável do Centro para Ciência e Meio Ambiente, apontou a aquisição de terrenos, os direitos de passagem, as autorizações ambientais para áreas florestais e processos judiciais como razões para os projetos de transmissão demorarem mais. Ele afirmou que projetos solares podem entrar em operação em cerca de 12 a 18 meses, enquanto a transmissão pode exigir de 12 a 24 meses ou mais.

A Fase II mostra a dimensão do desafio de construção. O projeto foi concebido para acrescentar cerca de 10.750 quilômetros de circuitos de linhas de transmissão e 27.500 megavolt-ampères de capacidade de subestações em sete estados, dando suporte a aproximadamente 20 GW de geração renovável. Ele continuava em implementação mesmo após o prazo inicial de conclusão.

Dados do governo e estimativas da Ember também descrevem cortes na geração solar equivalentes à eletricidade necessária para cerca de 10 milhões de residências ao longo de 16 meses. O número inicial usava um período de 12 meses para a mesma comparação. A restrição medida de 6.900 GWh durante 2025-26 oferece um período e uma quantidade mais específicos para compreender o problema de congestionamento.

As baterias precisam ser medidas por potência e duração

A meta de 50 GWh em baterias do Gabinete mede a energia armazenada. Um gigawatt-hora é energia suficiente para fornecer um gigawatt durante uma hora. A classificação em GW de uma bateria mede a rapidez com que ela pode liberar eletricidade, enquanto a classificação em GWh mede quanto ela pode armazenar.

Por exemplo, 50 GWh poderiam, em teoria, fornecer 10 GW por cinco horas, sem considerar limites operacionais e perdas de energia. O anúncio do Gabinete informa a meta de armazenamento de energia do programa, mas não especifica uma potência total de descarga.

Estimativas de Berkeley citadas para as necessidades mais amplas da Índia chegam a até 250 GW de armazenamento na próxima década, ante 140 GW na estimativa inicial. Abhyankar e Amol Phadke, também diretor acadêmico de Berkeley, calcularam a necessidade em cerca de 200 GW em sua análise de 12 de novembro, além de mais transmissão e flexibilidade na demanda de eletricidade. Essas estimativas se referem à potência de armazenamento, enquanto a Fase III especifica a capacidade energética em GWh.

Estima-se que o armazenamento em baterias em operação na Índia totalizava de 8,5 a 9,3 GWh em meados de 2026, diante de uma carteira acumulada de licitações de 281 GWh. Os 50 GWh previstos na Fase III representam mais de cinco vezes essa base operacional, o que mostra o esforço de construção necessário.

A localização será tão importante quanto o volume. Baterias próximas a um projeto solar congestionado podem absorver eletricidade ao meio-dia e liberá-la quando uma linha de transmissão tiver capacidade disponível. Se a rede continuar congestionada durante todo o dia, ainda poderá ser necessário construir linhas adicionais.

Vineet Mittal, presidente e fundador do Grupo Avaada, afirmou que o programa reúne as três tarefas necessárias para garantir eletricidade limpa e confiável:

Ao reunir transmissão e armazenamento em baterias em um único programa, reconhece que a geração, a distribuição e a disponibilidade precisam avançar juntas,

Um segundo programa de armazenamento amplia o esforço

No início de novembro de 2026, o Gabinete também aprovou um programa de financiamento de Rs 14,500 crore para apoiar 92 GWh de armazenamento. A assistência financeira está prevista para os anos fiscais de 2026-27 a 2030-31, e os projetos têm uma necessidade de investimento estimada em Rs 97,600 crore.

O programa contempla 30 GWh em baterias, 60 GWh em armazenamento por bombeamento e 2 GWh em tecnologias emergentes. O armazenamento por bombeamento usa eletricidade para elevar água a um reservatório e depois a libera por turbinas quando há necessidade de energia.

Os projetos serão selecionados por meio de licitações competitivas com base nas tarifas, e empresas públicas e privadas de distribuição de eletricidade poderão receber apoio financeiro. Os desenvolvedores de baterias deverão adquirir pelo menos 40% dos componentes de fabricantes indianos.

O financiamento é descrito como apoio para viabilizar projetos: recursos públicos ajudam a cobrir a diferença entre os custos de um projeto e a receita necessária para torná-lo financeiramente viável. A combinação de tecnologias de armazenamento também distribui os investimentos entre baterias, reservatórios de água e tecnologias mais recentes, em vez de depender apenas de baterias.

O planejamento do carvão aponta em outra direção

O carvão forneceu cerca de 71% da eletricidade da Índia em 2025, segundo dados atribuídos à organização de pesquisa energética Ember; a estimativa inicial atribuída à Ember era de cerca de 75%. Qualquer um dos números mostra o quanto o fornecimento diário de eletricidade ainda depende do carvão, mesmo com a expansão da capacidade de geração limpa.

Ghanshyam Prasad, presidente da Autoridade Central de Eletricidade, afirmou que a Índia poderá precisar de até 150 GW de capacidade adicional de geração a carvão até 2035, ante 240 GW no relato inicial de suas declarações. Os responsáveis pelo planejamento energético estão preocupados com o aumento da demanda e com a manutenção do fornecimento quando a produção solar e eólica cai.

Pesquisadores de Berkeley chegam a uma conclusão econômica diferente. Eles estimam que, além de cerca de 35 GW já em construção, novas usinas a carvão seriam desnecessárias para cumprir a meta de energia limpa; a estimativa inicial era de cerca de 30 GW. O argumento depende da entrega da geração limpa, do armazenamento e dos investimentos em rede necessários para atender à demanda com confiabilidade.

As usinas a carvão existentes criam outra dificuldade operacional: muitas não conseguem reduzir rapidamente a produção quando há eletricidade renovável em abundância. Com isso, sobra menos espaço na rede para energia solar e eólica, mesmo nas horas em que sua geração é barata.

Abhyankar alertou que novas usinas a carvão poderiam se tornar ativos encalhados se a Índia cumprir suas metas de energia limpa. Isso significa que instalações caras poderiam operar pouco demais para recuperar o investimento. Por isso, as concessionárias precisam decidir quanto fornecimento contratar de novas usinas a carvão enquanto também investem em eletricidade renovável e armazenamento.

Tardes baratas, noites caras e falta de compradores

O mercado de eletricidade da Índia já mostra por que mais capacidade solar, por si só, não resolverá a escassez. Abhyankar e Phadke estimam que cerca de 40 GW de projetos solares leiloados continuam sem compradores, enquanto aproximadamente 8 GW de energia solar fornecida a consumidores por acesso direto à rede começaram a operar em 2025.

A produção solar pode fazer os preços diurnos no mercado de energia caírem para perto de zero. Depois do pôr do sol, os preços na Bolsa de Energia da Índia chegaram repetidamente a Rs 10 por unidade, enquanto Tamil Nadu pagou até Rs 37. Uma unidade de eletricidade corresponde a um quilowatt-hora.

O leilão da Corporação de Energia Solar da Índia para 1.000 megawatts de eletricidade renovável e armazenamento oferece um modelo de compra diferente. Ele garantiu um padrão de fornecimento concebido para se assemelhar à geração termelétrica convencional, incluindo alta disponibilidade fora do horário de produção solar, a Rs 5,25 a Rs 5,26 por unidade, com preço fixo por 25 anos.

Abhyankar e Phadke estimam que uma trajetória de energia limpa concebida para minimizar o custo total poderia reduzir em cerca de 15% o custo médio de aquisição de eletricidade, após o ajuste pela inflação, gerando uma economia anual superior a Rs 2 lakh crore até 2035. Essas são economias projetadas na análise deles, e sua concretização depende do armazenamento, das redes e de mudanças na demanda.

Os consumidores poderiam ajudar a absorver a eletricidade diurna barata transferindo o bombeamento de água, o carregamento de veículos, a refrigeração ou parte das operações fabris para o horário de produção solar. Tarifas diurnas mais baixas dariam a eles um incentivo financeiro para fazer essa mudança.

Ajay Shah, economista do Fórum XKDR, sediado em Mumbai, argumenta que as restrições à venda direta de eletricidade e as tarifas industriais mais altas usadas para subsidiar outros consumidores podem desestimular investimentos. Entre as mudanças que propõe estão facilitar o acesso de compradores privados e investidores estrangeiros. As contas residenciais ainda refletiriam as tarifas de rede e outros custos das concessionárias, além do custo da geração.

A segurança energética vai além das células de bateria

A Índia depende fortemente de células de bateria importadas, principalmente da China. Ampliar o armazenamento traz, portanto, um desafio para a cadeia de suprimentos, além da oportunidade de substituir a compra de combustíveis fósseis importados por eletricidade produzida no país.

Kishor Nair, diretor-executivo e diretor da Avaada Energy, afirma que a Índia importa quase 90% do petróleo bruto de que necessita. Ele defende uma eletrificação mais ampla dos transportes, edifícios, agricultura e processos industriais, apoiada pela geração renovável e pelo armazenamento.

Abhyankar e Phadke estimam que mais de 70% do valor econômico ao longo da vida útil de um projeto de baterias poderia permanecer na Índia, mesmo quando as células são importadas. A montagem dos conjuntos de baterias, a eletrônica de potência, o software, a construção, a operação, o financiamento e a propriedade podem gerar renda no país. Eles também defendem instalações de reciclagem para recuperar materiais valiosos e a expansão da fabricação nacional.

O desafio da Índia agora vai além de instalar painéis e turbinas em quantidade suficiente. Os projetos precisam de compradores, as linhas de transmissão precisam ficar prontas, o armazenamento deve ser instalado onde seja útil e as concessionárias precisam garantir fornecimento confiável a preços acessíveis. O marco de capacidade de 2030 e o prazo da Fase III, no ano fiscal de 2032-33, mostrarão se essas frentes estão avançando juntas antes do vencimento da meta de 900 GW.

Principais pontos

• A Índia pretende chegar a 900 GW de capacidade de fontes que não utilizam combustíveis fósseis até 2035, ante 304,33 GW registrados em agosto de 2026.
• A Fase III do Corredor de Energia Verde tem custo total declarado de Rs 1,86,405 crore e deve ser concluída até o ano fiscal de 2032-33.
• O programa prevê apoio à transmissão para até 135 GW de geração renovável e à instalação de 50 GWh de armazenamento em baterias.
• Cerca de 6.900 GWh de eletricidade renovável enfrentaram restrições de entrega durante 2025-26 porque a conclusão da geração e da transmissão não ocorreu em sincronia.
• Um programa de financiamento adicional apoia 92 GWh de baterias, armazenamento por bombeamento e tecnologias emergentes.
• A expansão do carvão, as regras de compra de eletricidade, a construção de sistemas de armazenamento e a dependência de células de bateria importadas continuam entre os principais desafios de planejamento.