Drivers to Coal Phase-Down in India: Part 1 – Battery Cost Declines

India’s journey to net-zero by 2070 hinges on strategic phasing down of coal-based electricity, which could involve three critical stages.

India has set a target to achieve net-zero carbon emissions by 2070, as announced by the Hon’ble Prime Minister at the COP26 summit. Despite having one of the lowest per-capita emissions, India is the third-largest GHG emitter in the world. The Indian power sector, as the single largest CO2 emitter, contributes aproximadamente 50% das emissões totais de CO2, tornando -a uma área crítica para o planejamento da transição. Para alcançar as emissões líquidas em toda a economia até 2070, o setor de energia indiano precisará atingir as emissões líquidas de zero muito mais cedo.

In the financial year (FY) 2023-24, electricity demand grew by 7.8%, while the country recorded its highest-ever peak demand of 250 GW on May 30, 2024. With electricity demand expected to increase by around 6% Anualmente na próxima década, o planejamento de transição do setor de energia também deve garantir uma oferta de eletricidade acessível e confiável. O processo de eliminar a geração de carvão na Índia pode ser entendida analisando como a integração do ER e do armazenamento afeta a necessidade de energia de carvão ao longo do tempo. Isso pode ser dividido em três estágios. A participação do carvão na mistura de geração diminui, embora a geração absoluta de carvão ainda possa aumentar para atender às demandas não solares, mas a uma taxa mais lenta. Este estágio é atingido quando o custo nivelado de eletricidade (

Understanding options to reduce reliance on coal power is essential for India to move towards achieving net-zero in the power sector. The process of phasing down coal generation in India could be understood by looking at how integration of RE and storage impacts the need for coal power over time. This could be split into three stages.

Stage 1: Period of slowing growth in coal generation

In this stage, the growth of coal-based electricity generation slows down significantly as RE is increasingly integrated. Coal’s share in the generation mix decreases, though absolute coal generation might still increase to meet non-solar demands, but at a slower rate. This stage is reached when the Levelized Cost of Electricity ( LCOE) de Re sem armazenamento se torna muito mais barato que o LCOE da nova geração de carvão e, em muitos casos, mais barato que o custo marginal do carvão existente. As adições anuais de ER precisam aumentar significativamente para garantir que o crescimento da geração absoluta à base de carvão diminua. Isso ocorre quando o LCOE do Re -Plus de armazenamento se torna menor que o LCOE de novo carvão, mas não mais barato que o custo marginal do carvão existente. Isso leva a um crescimento mínimo ou sem crescimento em termos de geração de carvão absoluta. A nova capacidade de armazenamento RE Plus será adicionada incrementalmente sempre que financeiramente viável. Esse deslocamento também pode ocorrer à medida que os geradores de carvão existentes atingem o final de suas respectivas vidas. Fatores socioeconômicos, como criação de empregos, meios de subsistência, finanças do estado e avanços de fabricação, também afetam o ritmo e a viabilidade da transição. Opção

Stage 2: Period of plateau in coal generation

In this stage, the absolute generation from coal increases marginally or plateaus. This  occurs when the LCOE of RE plus storage becomes less than the LCOE of new coal, but not cheaper than the marginal cost of existing coal. This leads to minimal to no growth in absolute coal generation terms.

Stage 3: Period of absolute decline in coal generation

In this stage, the LCOE of RE plus storage becomes cheaper than the marginal cost of existing coal, allowing it to displace coal generation even during non-solar hours. New RE plus storage capacity will be added incrementally whenever financially viable. This displacement can also occur as existing coal generators reach the end of their respective lifetimes.

In India, the timelines for phasing down coal generation have been unclear due to several uncertainties, especially regarding storage costs, demand growth, and the costs of solar and wind energy. Socioeconomic factors such as job creation, livelihood, state finances, and manufacturing advancements also impact the transition’s pace and feasibility.

The cost-effectiveness of storage is an important factor in India’s decision to commit to no new coal additions and investing in solar plus storage could be the least cost option daqui para frente. Quanto menos usinas de energia a carvão de longa vida se acumula a partir de agora, menor o efeito de bloqueiolock-in effect will be, resulting in a faster and cheaper coal phase-down process, particularly as India enters the third phase of phasedown.

Pumped hydro storage plants (PSP) could be an option and currently is the mais econômico Entre os sistemas de armazenamento de energia. Recente de Teri Estudo Sentiu as maneiras pelas quais a capacidade de PSP em larga escala pode contribuir para a capacidade de combustível não fóssil da Índia. O governo também criou Diretrizes para promover a hidrô de bombeamento na Índia. Mas o crescimento na próxima década (o horizonte de tempo deste estudo) dependerá da extensão dos projetos já em Planejamento e construção de construção, portanto o estudo não explora sensibilidades em torno dos custos do PSP. Assim, este relatório se concentra principalmente no custo da bateria e suas implicações na eliminação da geração baseada em carvão.

Capítulo 2 | Transição otimizada de mínimo custo

O ritmo da transição do lado da oferta pode ser prejudicado pela falta de armazenamento econômico

em uma via LCO para o setor de energia da Índia, o Solar) domina o crescimento da geração de eletricidade. O mix de suprimentos do setor de energia da Índia deve mudar significativamente na próxima década, com o crescimento solar desempenhando um papel importante. Espera-se que a capacidade solar aumente de

In the base case of the LCO pathway, India’s power sector supply mix is projected to change significantly over the next decade, with solar growth playing a major role. Solar capacity is expected to increase from 84 GW (em maio de 2024) a 375 GW até 2032. Esse crescimento projetado é impulsionado pelo aumento da demanda de eletricidade e pela concorrência do solar, apesar das políticas como os costumes básicos ( BCD) Aumente e a introdução da lista aprovada de modelos e fabricantes ( ALMM), destinado a aumentar os níveis, adquirir os anos recentes. 38 GW de capacidade solar anualmente, em média, de 2024 a 2032. Para o contexto, a Índia deve adicionar em torno deincreased costs in recent years.

To achieve this level of solar growth, India will need to add around 38 GW of solar capacity annually on average from 2024  until 2032. For context, India is projected to add around 25 GW no ano fiscal 2024-25 e, nos últimos anos, adicionou-se entre 10 e 14 GW anualmente. Com um pipeline solar e capacidade de subida de cerca de 96,6 GW (A partir do Q1-2024) provavelmente será encomendado nos próximos 3-5 anos, a adição anual deve ser de 23 anos e a base de 8 a 31 anos, a parte de 91 anos de maneira que é de 23 anos. TWH e um pico de demanda de cerca de 398 GW até 2032

Key projections and assumptions in the LCO base case

In the base case, wind capacity also grows steadily, increasing from 46 GW (as of May 2024) to around 121 GW by 2032. However, with only 13 GW in the pipeline and under different stages of bidding, aligning with this pathway depends on whether India can successfully add a little more than 8 GW (4 GW Projetado para FY2025) Anualmente até 2032.

Apesar de ser econômico, o acúmulo de capacidade hidrelétrica deve aumentar o número de 2024 de 964 de 964 a cerca de 2024. O pipeline atual e a capacidade planejada na Índia, considerando a construção e o planejamento47 GW (as of May 2024) to only about 64 GW in 2032. The capacity buildup is constrained by the current pipeline and planned capacity in India, considering construction and planning Horizons Time Para uma nova capacidade hidrelétrica grande. Apesar das recentes inundações repentinas resultando em Interrupções, o governo da Índia está confiante de que a capacidade de oleoduto existente de cerca de 15 GW é Provavelmente a ser comissionado em 2032. ..|| 969

The base case also indicates an increase in coal generation capacity. With approximately 27.6 GW of coal capacity in advanced stages of construction, expected to be operational by 2027, the total coal capacity could reach at least 240 GW. An additional 54 GW in the pipeline at various stages of planning and development. Coal capacity could potentially reach around 286 GW by 2032 in the LCO pathway, which to some extent, aligns with the government’s planos para construir mais 80 GW de capacidade de carvão até o ano fiscal de 2031-32. Mas é importante observar que sua capacidade adicional de carvão pode levar a graves bloqueios, especialmente devido à recente tendência da queda nos custos de armazenamento de bateria.

One main reason for the projected increase in coal capacity is the relatively low buildup of BESS, with only 44 GWh by 2032, which is 192 GWh lower than the National Electricity Plan (NEP) Target. O declínio anual projetado de 7% nos custos de BESS foi insuficiente para tornar o armazenamento de bateria combinado com energia renovável mais econômica do que a nova capacidade baseada em carvão para atender à demanda em todas as horas não solares. Além disso, o crescimento esperado de plantas de armazenamento bombeado (PSP) não será adequado. Iniciativas como o Incentivo vinculado à produção S (PLI) e Financiamento de lacunas de viabilidade (VGF), portanto, é crucial para não apenas aumentar a capacidade de armazenamento da bateria, mas também para a limpeza do carvão. Crescimento da geração de eletricidade até 2032 na via LCO. A geração total de eletricidade no caso base aumentou 989 níveis de 2023 para atender à crescente demanda. A energia solar e o vento atingiram a maior parte desse crescimento, com a energia solar contribuindo apenas com cerca de 66% (~ 653 TWH) do aumento total. Renováveis ​​combinados, incluindo solar, hidro, vento e bioenergia, representaram aproximadamente 93% (918 TWH) do crescimento da geração de eletricidade até 2032.

One thing that is very clear, however, is that renewables will account for a majority of electricity generation growth till 2032 in the LCO pathway. Total electricity generation in the base case increased by 989 TWh from 2023 levels to meet rising demand. Solar and wind met most of this growth, with solar alone contributing about 66% (~653 TWh) of the total increase. Combined renewables, including solar, hydro, wind, and bioenergy, accounted for approximately 93% (918 TWh) of the growth in electricity generation by 2032.

Essa tendência pode começar no EF 2024-25, com capacidade solar projetada para atingir cerca de 25 gw, em potencialmente aumentando a geração por meio de uma geração aproximada de 50. Um crescimento de 6% na demanda de eletricidade aumentará a demanda de eletricidade em cerca de 102 TWH, o que significa que a energia solar pode atender a cerca de metade da geração adicional neste ano financeiro.

Renováveis ​​provavelmente serão responsáveis ​​por ações cada vez maiores do crescimento total da geração de eletricidade nos próximos anos se as adições de capacidade solar aumentarem em 36% anualmente. No caso base, a geração total de ER pode até aumentar o suficiente para geração baseada em carvão quase igual até 2032.

Por outro lado, a geração de carvão em 2032 permanecerá próxima do nível atual, apesar da adição da capacidade. Isso resultará em uma redução significativa no fator de carga da planta (PLF) e um aumento no custo por unidade de eletricidade das usinas de carvão. Qualquer déficit na geração nuclear ou hidrelétrica provavelmente levará a um aumento na geração de carvão e na capacidade instalada. Em 2023, a maior participação de energia renovável na grade foi de 34% durante o dia e cerca de 21% durante as horas não solares. Até 2032, no caso base, a geração renovável atinge até 83% durante o dia, mas a penetração não solar atingiu apenas 38%. Apesar do custo-efetividade do solar, um declínio de 7% nos custos da bateria anualmente deslocaria apenas uma quantidade limitada de carvão durante as horas não solares. Nesse sentido, é importante observar dois aspectos principais. Em primeiro lugar, uma redução significativa nos custos de armazenamento de bateria pode ser crucial para mudar mais geração solar para horas não solares. Em segundo lugar, se a demanda continuar crescendo principalmente durante o horário solar, o aumento da capacidade solar pode ser benéfico. No entanto, após um período de tempo, o crescimento da energia solar será limitado pela capacidade de mudar de maneira econômica e efetivamente a geração solar para as horas não solares através do armazenamento. Isso também se desenrola no modelo, pois a redução na participação do carvão diminui entre 2028 e 2032. Essa desaceleração se alinha com a geração solar atingindo cerca de 25% da geração total. Após esse ponto, o papel do armazenamento se torna particularmente importante. Sem capacidade de armazenamento econômica adequada, haverá uma desaceleração na redução da participação do carvão. Sem reduções de custo mais substanciais no armazenamento de bateria, a energia solar não pode substituir completamente o carvão durante as horas não solares, resultando em uma fase de carvão mais lenta após 2028.

With the growth in solar, the share of RE in the Indian grid varies marked between solar and non-solar hours. In 2023, the highest renewable energy share in the grid was 34% during daytime and about 21% during non-solar hours. By 2032, in the base case, the renewable generation reaches as much as 83% during the day, but non-solar hour penetration reached only 38%. Despite the cost-effectiveness of solar, a 7% decline in battery costs annually would displace only a limited amount of coal during non-solar hours.

Ultimately, the key to reducing reliance on coal would be to find ways to meet the electricity demand across all the non-solar hours. In this regard, it is important to note two key aspects. Firstly, a significant reduction in battery storage costs can be crucial for shifting more solar generation to non-solar hours. Secondly, if demand continues to grow primarily during solar hours, increasing solar capacity could be beneficial.

In the base case, coal’s share of total generation declines rapidly until 2028, especially as solar starts meeting an increasing amount of the electricity demand, especially during the daytime. However, after a period of time, growth of solar will be limited by the ability to cost-effectively shift solar generation to the non-solar hours through storage. This plays out in the model as well, as the reduction in coal’s share slows down between 2028 and 2032. This slowdown aligns with solar generation reaching about 25% of the total generation. After this point, the role of storage becomes particularly important. Without adequate cost-effective storage capacity there will be a slow down in the reduction of coal’s share.

After 2028, the 7% annual decline in BESS project costs may not be sufficient to make solar plus battery storage more cost-effective than new coal generation for meeting night-time demand. Without more substantial cost reductions in battery storage, solar energy cannot fully replace coal during non-solar hours, resulting in a slower coal phase-down after 2028.

Além disso, o custo e a disponibilidade de financiamento para ER e armazenamento provavelmente se tornarão cada vez mais críticos. O crescimento de renováveis ​​pode resultar em uma modesta redução de 3% nos custos de geração nominal. Isso ocorre porque a geração baseada em energia solar é mais barata que os custos variáveis ​​de muitos baseado em carvão existente usinas de energia. Essa vantagem de custo é um fator significativo para a transição do carvão, com o objetivo de reduzir os custos de fornecimento de eletricidade e reduzir as emissões. No entanto, a redução geral dos custos de geração é limitada pela subutilização da capacidade de carvão.

Por outro lado, o componente fixo dos custos de geração deve aumentar. Renováveis ​​como solar e vento incorrem principalmente custos fixos devido à falta de despesas de combustível. À medida que essas renováveis ​​se tornam mais prevalentes, os custos fixos influenciarão cada vez mais os custos totais de geração. Portanto, a disponibilidade e o custo do financiamento serão críticos para fazer a transição com sucesso para a energia renovável na Índia.

Capítulo 3 | Condições necessárias

Pré -requisito para a Índia se alinhar com a via LCO

Para se alinhar com a via LCO, a Índia deve atender aos requisitos de investimento, aumentar significativamente as adições de capacidade e aumentar a flexibilidade operacional das plantas existentes. 

À medida que a geração solar cresce, as usinas à base de carvão devem se adaptar aos modos de operação flexíveis, geralmente exigindo modificações caras. A utilização eficaz das usinas de carvão existentes e as melhorias em sua flexibilidade são essenciais. Sem investimentos significativos em armazenamento, o crescimento da energia solar além da participação de 25% na mistura será limitado. É necessário armazenamento adequado para gerenciar a demanda durante as horas não solares e suportar uma participação de energia renovável mais extensa.

No cenário de caso base, a transição de energia bem -sucedida da Índia depende de aumentar significativamente as adições anuais de projetos solares, eólicos e de armazenamento bombeado (PSP). Para se alinhar com a via LCO, a Índia deve adicionar cerca de 38 GW de energia solar e 8 GW de capacidade de vento, em média, entre 2024 e 2032. Além disso, o plano inclui a adição de cerca de 27 GW de capacidade de armazenamento bombeada até 2032. A obtenção desses alvos é crucial para que a transição bem -sucedida seja divulgada no cenário de casos de base. O nível de investimento exigido em um futuro próximo. No cenário de caso base, 377 bilhões de dólares serão necessários no lado da oferta apenas na geração e na capacidade de armazenamento. Com investimentos adicionais necessários para a capacidade de transmissão e melhoria da infraestrutura de distribuição. Abordar esses riscos e atrair investimentos, especialmente de fontes estrangeiras, é fundamental para garantir a implementação bem -sucedida de projetos de energia renovável. A adição de nova capacidade de geração de carvão precisará de 76 bilhões adicionais de USD até 2032. Em meio a preocupações com a disponibilidade de investimentos privados para novas usinas de carvão, as empresas na Índia têm recentemente

On the other hand, policy makers would need to also aim to make the power sector investable, given the level of investment required in the near future. In the base case scenario, 377 billion USD will be required on the supply side in generation and storage capacity alone. with additional investments required for transmission capacity and improving distribution infrastructure.

Despite the recent uptick in investments in solar and wind installations, individual RE projects in India still face substantial financial risks. Addressing these risks and attracting investment, especially from foreign sources,  is pivotal for ensuring the successful implementation of renewable energy projects.

Solar and wind projects, expected to drive investment growth, will require 63% of the total investment (240 billion USD). Adding new coal generation capacity will need an additional 76 billion USD by 2032. Amid concerns around availability of private investments for new coal plants, companies in India have recently Expressa Disponibilidade para o Ministério Indiano de energia para expandir as plantas existentes ou a realização de projetos. Os investimentos provavelmente entrarão na construção de armazenamento hidrelétrico bombeado. No entanto, espera-se que os investimentos em armazenamento de bateria estejam fortemente ligados à sua relação custo-benefício na próxima década. As start-ups em operações diárias de duas mudanças podem ser startups quentes, que são menos prejudiciais ou frios que implicarão um aumento no custo de operação e um custo devido à vida útil reduzida da capacidade de geração. A operação de dois turnos pode implicar um aumento no custo devido à vida útil reduzida e a um aumento líquido da taxa de calor devido à carga térmica mínima (MTL). A pesquisa indica que a melhoria da flexibilidade das plantas de carvão pode custar entre

Based on current storage price trends, it is cost-optimal that much of the storage investments will likely go into building pumped hydro storage. However, investments in battery storage are expected to be heavily linked to its cost-effectiveness in the coming decade.

For solar growth in the LCO pathway, a significant portion of the coal-based generation capacity must operate in two-shift mode, ramping down or shutting down during solar hours and ramping back up post-midday. The start-ups in daily two-shifting operations could be hot start-ups, which are less damaging or cold start-ups which will entail an increase in operation cost and a cost due to reduced lifetime of the generation capacity. The two-shift operation could entail an increase in cost due to reduced lifetime and a net heat rate increase due to minimum thermal load (MTL).

Converting existing baseload coal plants into flexible resources requires examining retrofit costs and operational changes. Research indicates that improving coal plant flexibility could cost between 5%a 10% dos custos totais das plantas de carga de base. A Roteiro para alcançar um carregamento mínimo técnico de 40% para a capacidade de carvão envolve a compreensão desses custos e Modificações necessárias Para uma flexibilidade aprimorada. Isso destaca a necessidade de revisitar os mecanismos de recuperação de custos fixos e avaliar a viabilidade e os custos da adaptação de usinas de carvão para operação flexível. Nossos resultados indicam que a utilização da frota de carvão deve diminuir de 68% em 2023 para cerca de 50% até 2032 sob a via LCO. A energia solar, sendo a fonte mais barata de geração durante o dia, atenderá a uma grande parte da demanda de eletricidade coincidente. No entanto, para o crescimento solar além de 25%, o armazenamento proporcional deve ser adicionado à demanda durante as horas não solares, apoiando uma parcela mais alta da energia solar. O “

Under-utilisation of existing coal plants could strain their economics and the power sector overall. This highlights the need to revisit fixed cost recovery mechanisms and evaluate the feasibility and costs of retrofitting coal plants for flexible operation. Our results indicate that coal fleet utilisation is expected to decline from 68% in 2023 to around 50% by 2032 under the LCO pathway.

In the LCO pathway, renewable energy (RE) generation growth will account for a significant portion of the total generation growth, especially until the share of solar in the electricity mix reaches 25%. Solar, being the cheapest source of generation during the day, will meet a major portion of the coincidental electricity demand. However, for solar growth beyond 25%, proportional storage must be added to cater to demand during non-solar hours, supporting a higher share of solar energy.

The LCO pathway in the base case highlights the challenge of coal capacity lock-in, which can limit renewable growth, particularly solar. The “ Escada da competitividade” descreve como a energia renovável variável (VRE) deve progredir através de vários estágios para substituir o carvão em diferentes pontos do processo de fase do saco de calma de saco, enquanto o SULTATE DO SULTATION, enquanto o SULTING SULTING, enquanto o SULTION INGRESTION DO SOLATION DO SOLOAR DO SOLOAR DO SOLACE DO SOLACE DO SOLACE DO SOLACO INTROMENTO) contribui com cerca de 25% da geração total. No entanto, o armazenamento solar mais não é econômico o suficiente para substituir a nova capacidade de carvão até pelo menos 2032, no cenário de caso base.

In the base case scenario, while the levelized cost of electricity (LCOE) from solar is lower than from coal, integrating storage with solar is crucial to avoid reaching a saturation point where solar contributes about 25% of total generation. However, solar plus storage is not cost-effective enough to replace new coal capacity until at least 2032, in the base case scenario.

Para superar os bloqueios de carvão, a aceleração da redução nos custos de BESS se torna essencial, pois a substituição do carvão por energia renovável e o armazenamento se torna mais difícil quando novas usinas de carvão estiverem operacionais. A prevenção desses bloqueios requer reduções de custo de BESS mais rápidas, aumento da capacidade de hidrelétrica ou hidrelétrica bombeada, energia eólica expandida e melhor utilização da capacidade de carvão existente.

Capítulo 4 | O principal fator para a redução de eliminação

Os custos do projeto BESS precisam cair 15% anualmente para limitar a adição da capacidade de carvão ao nível de NEP

Custos BESS, excluindo o custo do financiamento, precisam se tornar cerca de 50% mais baratos para evitar que a capacidade de geração de gênero mais que se torne mais barato que se preocupa mais que a base de armazenamento diminuirá mais que a taxa de armazenamento se preocupa mais de que os custos com mais de armazenamento. Nova capacidade de carvão. Para um crescimento sustentado da geração solar, torna-se essencial mudar a geração solar para horas não solares ou ajustar a demanda para se alinhar com períodos de alta geração solar. Esse requisito requer que o acúmulo de armazenamento, particularmente o armazenamento da bateria, mesmo após as medidas de resposta à demanda ou o aumento da demanda diurna. Exploramos diferentes cenários de redução de custos, analisando seu impacto na geração, capacidade de armazenamento e dependência de carvão. Enquanto o caso base pressupõe um declínio anual de custo de 7% e investigamos cenários em que os custos da bateria diminuem entre 8-20% anualmente. Diferentes taxas de declínio da bateria (7% -20% anualmente) na geração, capacidade de armazenamento e acúmulo e geração de capacidade de carvão em comparação com o cenário de caso base, que assume um declínio anual de 7%. Durante esse estágio, a geração absoluta de carvão pairará em torno do nível de 2023 de 1.265 TWH para atingir 1.280 TWH até 2032. Isso representaria um aumento de cerca de 1% em relação ao nível atual. Caso os custos de BESss caam mais rapidamente, as mudanças de via LCO e a geração de carvão começa a diminuir em termos absolutos, refletindo uma fase mais acelerada. Isso tornaria o armazenamento RE Plus mais competitivo contra a nova capacidade de carvão. É importante notar aqui que, mesmo com uma redução anual de 15% nos custos de BESS, o caminho da LCO mostra uma adição de 46 GW de nova capacidade de carvão, atingindo cerca de 260 GW. O ritmo de acúmulo de carvão mais dependerá crucialmente da rapidez com que os custos de BESS caem. Limitando -o, as projeções NEP14 precisarão dos custos de BESS para cair para cerca de Rs 12 milhões/MW (ou Rs 6 milhões/MWh). Isso corresponde a uma redução de mais de 50% nos custos BESS dos níveis atuais (~ Rs 13 milhões/ mWh).The rate at which BESS costs decline will significantly influence how quickly renewable energy plus storage (RE+storage) becomes more cost-effective than new coal capacity. For a sustained growth in solar generation, it becomes essential to either shift solar generation to non-solar hours or adjust demand to align with periods of high solar generation. This requirement necessitates the buildup of storage, particularly battery storage, even after demand response measures or increasing daytime demand are considered.

In this chapter, we evaluate how varying declines in capital costs for 2-hour and 4-hour battery energy storage systems (BESS) influence the transition pathway. We explore different scenarios of cost reductions, analysing their impact on generation, storage capacity, and coal reliance. While the base case assumes a 7% annual cost decline, and we investigate scenarios where battery costs decline between 8-20% annually.

We assume 2hr and 4hr storage because a combination of this duration of storage has been deemed necessary till 2030 by multiple studies that examine least cost pathways for India.

We analyse the impact of different battery cost decline rates (7%-20% annually) on generation, storage capacity, and coal capacity buildup and generation compared to the base case scenario, which assumes a 7% annual decline.

The LCO pathway under the base case scenario, with a 7% annual reduction in BESS costs, will see coal generation starting to plateau, entering stage 2 (see chapter 1) of the coal phase-down. During this stage, the absolute coal generation will hover around the 2023 level of 1,265 TWh to reach 1,280 TWh by 2032. This would represent about 1% increase over the current level. In case BESS costs decline more rapidly, the LCO pathway shifts and coal generation starts declining in absolute terms, reflecting a more accelerated phase-down.

To limit coal power capacity to the NEP14 projection of approximately 260 GW in the LCO pathway, BESS costs must decline by 15% annually. This would make RE plus storage more competitive against new coal capacity. It is important to note here that even with a 15% annual reduction in BESS costs, the LCO pathway shows an addition of 46 GW of new coal capacity, reaching around 260 GW. The pace of further coal build-up will therefore depend crucially on how quickly BESS costs fall. Limiting it the NEP14 projections will need BESS costs to fall to around Rs 12 Million/MW (or Rs 6 million/MWh). This corresponds to  a reduction of over 50% in BESS costs from current levels (~Rs 13 million/ MWh).

O custo de Bess diminuiu significativamente nos últimos anos. Em 2021, os sistemas de armazenamento independentes custavam aproximadamente US $ 450/kWh (Rs 75 milhões/MW para armazenamento de 2 horas). Até 2024, esse custo caiu para cerca de US $ 200/kWh (Rs 32 milhões/MW para armazenamento de 2 horas). Sistemas de armazenamento co-locados, que integram o armazenamento com ativos de geração, tiveram uma redução ainda maior para cerca de US $ 150/kWh (Rs 25 milhões/mW para armazenamento de 2 horas), equivalente a Rs 12,5 milhões por MWh. A transição geral de energia da fase e a Índia na próxima década, mais ou menos, depende criticamente da rapidez com que os custos de armazenamento da bateria caem, a rapidez com que a nova capacidade de ER é construída e quão idealmente a capacidade de carvão existente é utilizada. enquanto mantém a confiabilidade da grade se torna crucial. O BESS é essencial para essa integração, pois eles armazenam excesso de energia renovável e a fornecem durante o horário não solar. Facilitar um declínio nos custos de Bess é vital, e instrumentos de política como o VGF aprovados pelo governo indiano desempenharão um papel fundamental.

Conclusion

Battery storage, building RE fast enough and efficient utilisation of coal capacity are now crucial

The trajectory of coal phase-down and India’s overall energy transition in the next decade or so, is critically dependent on how quickly battery storage costs fall, how fast new RE capacity gets built and how optimally existing coal capacity is utilised.

Battery storage costs need to continue to decline and more rapidly

As the share of renewable energy, particularly solar, increases in the grid, effectively integrating these sources while maintaining grid reliability becomes crucial. BESS are essential for this integration, as they store excess renewable energy and provide it during non-solar hours. Facilitating a decline in BESS costs is vital, and policy instruments such as the VGF approved by the Indian Government will play a key role.

É essencial que os formuladores de políticas evitem se comprometer com novas adições de capacidade de carvão sem um entendimento abrangente das futuras tendências de custo da bateria. O caminho ideal para a transição de energia é altamente sensível à taxa na qual os custos de Bess diminuem. Se os custos da bateria caírem mais rápido do que o previsto, poderá permitir uma eliminação de carvão mais rápida, reduzindo a necessidade de nova capacidade de carvão e minimizando o risco de usinas de carvão subutilizadas e custos gerais mais altos. No entanto, isso deve ser equilibrado com a garantia de que não haja escassez de potência de pico. Os formuladores de políticas precisarão navegar cuidadosamente dessa troca para obter uma transição energética confiável e econômica. Mecanismos de compartilhamento de energia aprimorados serão essenciais para gerenciar efetivamente a capacidade de carvão existente. A implementação do despacho econômico com restrição de segurança com o comprometimento da unidade, juntamente com a implementação em fases do despacho econômico baseado no mercado (MBED), apoiará o uso mais eficiente e equilibrado dos recursos de carvão. Isso envolve a adaptação de usinas de carvão para operar de maneira eficiente em um modo de dois turnos, permitindo que elas diminuam durante os altos períodos de produção solar e aumentem durante o horário não solar. Os mecanismos para ajudar os geradores de carvão a recuperar os custos adicionais associados ao aumento da taxa de calor líquida, custos mais altos de O&M e vida útil reduzida da planta devido ao aumento da flexibilidade será importante. As metas de adição anual para essas tecnologias devem ser atendidas para acompanhar o aumento da demanda de energia e as metas de energia renovável. O monitoramento contínuo e a manutenção de estoque são essenciais para garantir que essas metas sejam alcançadas e para enfrentar quaisquer desafios que surjam. (TERI)

Existing coal capacity needs to be utilised more efficiently

Efforts should focus on optimising the use of existing coal capacity to avoid unnecessary additions of new coal plants. Improved power sharing mechanisms will be essential to manage existing coal capacity effectively. Implementing security-constrained economic dispatch with unit commitment, alongside the phased implementation of Market-Based Economic Dispatch (MBED), will support more efficient and balanced use of coal resources.

Secondly, enhancing the flexibility of the current coal fleet is crucial. This involves retrofitting coal plants to operate efficiently in a two-shift mode, allowing them to ramp down during high solar production periods and ramp up during non-solar hours. Mechanisms to help coal generators recover the additional costs associated with increased net heat rate, higher O&M costs, and reduced plant lifespan due to increased flexibility will be important.

Annual RE build rate needs to be ramped up in the coming years

To achieve the desired energy transition, regular and significant additions of solar, wind, and Pumped hydro storage plants (PSP) are critical. The annual addition targets for these technologies must be met to keep pace with increasing energy demand and renewable energy goals. Continuous monitoring and stock-keeping are essential to ensure that these targets are achieved and to address any challenges that arise.

Acknowledgements

Project Advisors: Aditya Lolla, A K Saxena (TERI)

Comunicações: Shiyao Zhang

Dados: Sam Hawkins, Oya Zaimoglu

Data viz :Reynaldo Dizon, Jivan Zhen Thiru

PEER revisado por

Raghav Pachauri, Duttatreya Das, shubham || 1438

Header image

Aerial of the Kogan Creek Power Station energy hub with a big battery (BESS) solar and wind generation assets.

Credit:  Lincoln Fowler / Alamy Stock Photo

Methodology

Modelling Framework

We use PyPSA to build a co-optimization model for capacity and dispatch to assess the least-cost generation and storage mix at the national level for each year from 2023 to 2032. The model estimates the most optimal (least-cost) mix of capacity to meet demand under specific constraints for each year until 2032. Major constraints include balancing electricity supply and demand, resource supply limits, planning and operating reserve constraints, limits to capacity build-up depending on pipeline and under-construction capacity, construction time, etc.

Avaliamos o mix de recursos ideais em vários cenários. As suposições de cenário de caso base são descritas nas seções a seguir, seguidas de uma análise de sensibilidade sobre os custos da bateria para avaliar o efeito no mix de capacidade ideal sob diferentes custos de capital para armazenamento de bateria. 2023. Os resultados para 2023 são verificados com compartilhamentos de geração reais para diferentes tecnologias e, até certo ponto, o acúmulo de capacidade. Nó para a Índia.

Model Setup: Temporal and Spatial Resolution, Time Horizon, and Optimization Type

• Time Horizon: Extending to 2032, with the first year being 2023. The results for 2023 are cross-checked with actual generation shares for different technologies and, to some extent, the build-up of capacity.
• Optimization Type: We employ myopic optimization to estimate the year-wise build-up of capacity for generation and storage.
• Spatial Resolution: The model does not consider transmission and models a single node for India.
• Resolução Temporal:
  • Fatias de tempo são selecionadas para incorporar a sazonalidade ao longo do ano e a variabilidade entre dias da demanda de eletricidade e geração de energia renovável.
  • O acúmulo de capacidade para cada bloco é otimizado, considerando a demanda de eletricidade variável no tempo para cada ano entre 2023 e 2032.
  • O número de registros de data e hora por hora considerados no ano de investimento é reduzido para uma renúncia a 2016 (84 dias, consistindo em 7 dias de cada mês) em uma revolução horária para realizar uma simulação mais gerenciável. Essa abordagem garante uma representação apropriada da variabilidade sazonal e entre dias da demanda de eletricidade. Ano. Conteúdo
  • Each month is represented by a continuous week (Monday–Sunday) that witnessed the peak load for the month.
  • The time series load data at an hourly resolution for the aforementioned representative weeks is appropriately stitched together to obtain a continuous load curve for a representative year.

Assumptions

We run scenarios based on the capital cost decline for battery storage, with all other assumptions remaining the same for all scenarios.

The complete set of assumptions is detailed in the methodology section of the downloadable report.