Solar adoption in India entering “accelerating growth” phase

dois terços do crescimento da geração de energia da Índia nos próximos 10 anos serão de solar e vento, uma mudança na última década. Publicado pela Autoridade Central de Eletricidade (CEA) da Índia, a geração de eletricidade da Índia (a geração ao longo deste relatório inclui importações) deve aumentar a partir do nível do ano fiscal de 2022 de 1492 TWH, atingindo um total de 2.666 TWH no ano financeiro (FY) 2032. || 727

According to the 14th National Electricity Plan (NEP14), published by India’s Central Electricity Authority (CEA), India’s electricity generation (generation throughout this report is inclusive of imports) is expected to increase from the FY 2022 level of 1492 TWh, reaching a total of 2,666 TWh in Financial Year (FY) 2032.

Notably, the plan lays out ambitious targets for solar and wind over the next decade. According to NEP14, solar power will contribute to around 50% of this growth in generation, and solar generation is expected to rise from 73 TWh in FY 2022 to 666 TWh in FY 2032. Wind power will contribute to 16% of the growth, increasing from 69 TWh to 258 TWh in the same time period, according to the plan.

Meanwhile, coal-fired generation is expected to increase by 257 TWh between FY 2022-32, to account for 22% of the generation growth in this period. This is in contrast to what was seen in the preceding ten year period. Between FY 2012 to 2022, coal-fired generation drove growth in power generation in the country. In this time period, India’s total power generation, including imports, increased by 564 TWh (from 928TWh in FY 2012 to 1492 TWh in FY 2022) and about 83% of this growth (467 TWh) came from growth in coal power generation.

Coal (including lignite)’s share of total generation, which has been over 70% since FY 2013, is projected to decrease to 59% and 50% by 2026-27 and 2031-32, respectively, according to the plan. It means that if the NEP14 targets are realised, the growth in generation in the next decade will not be driven by an increase in coal based generation.

In FY 2022, the share of solar power in India’s total electricity generation was 5%, while coal still accounted for 72% of total generation. But if the NEP14 targets are realised, solar will enter an “accelerating growth” phase.

This indicates that while the absolute value of coal-based generation is expected to increase until FY 2032, coal’s share in the generation mix is projected to decrease by 22 percentage points from the current level. This marks a considerable decrease. Despite the NEP14 projecting an increase in absolute coal generation from 1079 TWh in FY2022 to 1203 TWh in FY 2027 and 1335 TWh in 2031-32, it anticipates a reduced contribution from coal to the overall generation growth.

A participação renovável no mix de geração de eletricidade da Índia deve dobrar no período entre o EF2022 e o EF2032. Se a Índia atingir seus alvos de NEP14, essa participação dobrará quase 44% (1180 TWH) até o EF 2032. Muito disso será acionado por energia solar, com a participação da energia solar aumentando de 6,3% (102 TWH) no FY2023 a 17% (339 TWH) em FY2027 e depois mais 25% (mais a 25% (FY2023 a 17% (339 TWH) em FY2027 e depois 25%. A geração de energia deve aumentar em 1079 TWH entre o ano fiscal de 2022 e o ano fiscal de 2032. Em conjunto, a geração solar deve aumentar mais de seis vezes de 73 TWH no EF22 a 666TWH no EF32.

In FY 2022, India generated about 22% of its electricity (330 TWh) from renewable energy sources (including large hydro). If India achieves its NEP14 targets, this share will almost double to 44% (1180 TWh) by FY 2032. Much of this will be driven by solar, with solar’s share increasing from 6.3% (102 TWh) in FY2023 to 17% (339 TWh) in FY2027, and then further to 25% (666 TWh) in FY2032.

Overall annual power generation is expected to increase by 1079 TWh between FY 2022 and FY 2032. In tandem, solar generation is anticipated to increase more than six times from 73 TWh in FY22 to 666TWh in FY32.

Os planos atuais da Índia visam aumentar a participação da energia solar no mix de energia do país de 5% no EF 2022 a 17% por Solo de Sol. 2026-27, atingindo 364,6 GW pelo FY2031-32. do ano fiscal 2023

The NEP14 outlines specific targets of achieving 185.6 GW of solar capacity by FY 2026-27, reaching 364.6 GW by FY2031-32.

Capacity target per NEP14Capacity as
of FY 2023

Adição de capacidade
No ano fiscal de 2023

2026-27 2031-32
Solar PV 185.6 GW 364.6 GW 66,7 GW 12,9 GW

Para atingir essas metas, a Índia precisa aumentar sua adição anual de capacidade solar anual em cerca de 36% a cada ano que antecedeu 2026-27. Isso está no topo do recorde de 12,9 GW de adição de capacidade solar que a Índia encomendou no ano fiscal de 2023, elevando a capacidade nacional total para 66,7 GW. À medida que o ano-alvo se aproxima, a Índia precisaria atingir um aumento de 36% ano a ano na capacidade solar para permanecer no caminho da meta de 2027. Isso significa que a Índia precisaria encomendar um mínimo de 17,5 GW no ano fiscal de 2024, com uma aceleração adicional para 41 GW pelo ano fiscal de 2027.

The recent addition of 12.9 GW in FY 2022 will be insufficient to reach the FY 2027 NEP solar capacity target of 185.6 GW. As the target year approaches, India would need to achieve a 36% year-on-year increase in solar capacity to remain on track for the 2027 goal. This means that India would need to commission a minimum of 17.5 GW in FY 2024, with a further ramp-up to 41 GW by FY 2027.

A adição de capacidade será suficiente para atingir a capacidade solar alvo de 185,6 GW até março de 2027. Mar-2032 por uma margem confortável. Notavelmente, os investimentos no setor de energia renovável da Índia possuem

Progress towards achieving the NEP targets appears to be promising. Notably, investments in India’s renewable energy sector have Aumentados em aproximadamente 30% em 2023, conforme medido em relação aos números do Q1 e Q2 em 2022. O Recente Anúncio do governo RENACIONAL DE 847 regarding plans to invite bids for 50 GW of renewable energy capacity per year over the next five years could signal a strong commitment to achieving the NEP14 targets. This encompasses both solar and wind capacity, with or without storage.

Addressing challenges related to under-subscription of tenders and reduced tender issuance rates could pave the way for India to successfully attain its 2026-27 target. Moreover, this progress may even prompt the nation to consider raising its ambitions for the subsequent period till 2031-32.

Solar adoption in India will enter an “accelerating growth phase” if NEP14 targets are met

The growth of any new renewable energy technology follows a S-curve with a typical pattern of a formative phase, followed by an accelerating growth phase, and eventually plateauing as a technology gains widespread acceptance and market saturation in a sigmoidal or “S” shape. In India, solar adoption is now in the growth phase, where solar’s share in India’s electricity generation mix is likely to rise rapidly.

Solar reached its “take-off” point in India during FY 2017 when its contribution to the electricity mix reached 1% for the first time. This is a amplamente aceito Marco na curva S de qualquer adoção de tecnologia de energia renovável. Acelera devido à lucratividade econômica favorável, avanço da tecnologia e

This milestone marks the transition from the initial “formative” phase, characterised by high costs, uncertainties, and irregular growth, to the “growth” phase, where growth accelerates due to favourable economic profitability, technology advancement and Suporte da política. De 5% no ano fiscal de 2022 para atingir 6,3%, marcando o aumento mais alto registrado até agora. As solar transitioned from the “formative” phase to the “growth” phase its share increased five fold from FY 2017 to constitute 5% of India’s power generation mix in FY 2022. In FY 2023, solar’s contribution to the electricity mix saw a significant increase, rising by a maximum of 1.3% from 5% in FY 2022 to reach 6.3%, marking the highest recorded increase thus far.

Se os alvos NEP14 forem atendidos, a adoção solar deverá entrar em uma fase de "crescimento acelerado", com a participação da Solar no mix de poder aumentando rapidamente de 6,3% no EF 2023 a 25% no EF 2032. Isso significa uma aceleração na adoção da geração solar. Se essas metas forem alcançadas, a Índia poderá experimentar uma taxa média anual de crescimento na contribuição da Solar para a mistura de eletricidade de mais de 2%, com taxas de pico de mudança atingindo aproximadamente 3% no período entre o EF2023 e o EF2032. Isso ressalta o ritmo acelerado da transição para a adoção solar, que é projetada para ser pelo menos duas vezes mais rápida do que tem sido historicamente. Tais pressões podem eventualmente desacelerar a trajetória de crescimento e até levar a uma fase de saturação

Policies around grid integration play a crucial role during this phase, as the expansion of solar generation may lead to mounting pressures due to rising grid integration costs. Such pressures could eventually slow down the growth trajectory and even lead to a saturation phase much lower than that physical limits due to land and resource availability.

One area of policy that requires attention is the growing demand for storage solutions and additional ways of enhancing grid flexibility is Previsto para aumentar,, pois a demanda por flexibilidade da grade deve aumentar em um ritmo consideravelmente mais rápido em comparação aos anos anteriores. Consequentemente, espera-se que a demanda e o custo da flexibilidade da grade tenham um impacto notável no custo geral | A análise (IEEFA) possui associated with the expansion of VRE sources, influencing the cost-effectiveness of solar, which could inevitably shape the growth rate of solar itself.

The Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) has Expressa preocupações Sobre uma desaceleração potencial na taxa de crescimento do setor de energia solar da Índia. Essas preocupações surgem de atrasos nos processos de licitação para novos projetos solares, o que pode afetar a expansão da capacidade e levantar dúvidas sobre como atingir os alvos definidos pelo NEP14. Os fatores que contribuem para isso incluem interrupções na cadeia de suprimentos, taxas mais altas de imposto sobre o bem e os serviços (GST), a escalada dos custos de seguro e a implementação de direitos aduaneiros. Além disso, a reintegração da lista aprovada de modelos e fabricantes (ALMM) após o seu

Another challenge is the recent trend in solar tariffs, rising from 1.99 Rs/kWh in 2020 to 2.51 in Q1 2023. Factors contributing to this include disruptions in the supply chain, higher Good and Services Tax (GST) rates, escalating insurance costs and the implementation of customs duties. Additionally, the reinstatement of the Approved List of Models and Manufacturers (ALMM) after its suspensão até março de 2024 pode levar a um aumento nos custos. Esta lista limita a participação em projetos de desenvolvimento solar com oferta de governo a modelos e fabricantes indígenas específicos.

Capítulo 3 | Flexibilidade da grade

A flexibilidade da grade agora é crítica para a transição

Solar atende ao aumento da demanda de pico do dia na Índia, mas o desafio à frente gerenciará o aumento da demanda durante a próxima década, durante o poço de povo de povo de povo de povo de popa e o sistema de ponha de popa de povo de popa de poço de popa. 945

The ongoing transition in the next decade underscores the need for a whole system plan that examines in detail India’s power supply position during periods of limited solar and wind generation.

O crescimento da capacidade solar e de energia eólica na Índia significa que mais demanda de eletricidade está sendo atendida pela geração de energia renovável. No entanto, sua contribuição para atender à demanda de eletricidade não é distribuída uniformemente ao longo do dia ou durante diferentes meses do ano. Os meses entre outubro e fevereiro apresentaram um problema específico, quando a baixa geração do vento significava que a contribuição de ER caiu para 0,6% da demanda de eletricidade durante as horas não solares. No entanto, sua contribuição caiu até 0,6% (cerca de 1 GW em dezembro de 2022) durante o horário não solar. Isso ressalta o desafio apresentado pela geração variável de energia renovável (VRE). A natureza intermitente da geração VRE significa que eles não podem gerar energia consistentemente para atender à demanda o tempo todo e ao longo do ano. No entanto, o crescimento da contribuição do VRE para atender à demanda de eletricidade durante o horário não sexual não está avançando no mesmo ritmo.

While RE generation increasingly meets peak demand during solar-hours, there are instances during non-solar hours when the contribution of wind and solar is very low. The months between October to February presented a particular problem, when low wind generation meant that the RE contribution dropped to as low as 0.6% of electricity demand during non-solar hours.

For instance, in FY 2023, solar and wind sources supplied up to 31% of India’s power demand (approximately 53GW in May 2022) during sunlight hours ( between 9 AM to 5 PM). However, their contribution plummeted to as little as 0.6% (around 1GW in December 2022) during non-solar hours. This underscores the challenge presented by Variable Renewable Energy (VRE) generation. The intermittent nature of VRE generation means they cannot consistently generate power to meet demand around the clock and throughout the year.

The contribution of VRE, particularly solar, to meet daytime electricity demand is progressively growing. However, the growth in VRE’s contribution to meeting electricity demand during non-daytime hours is not advancing at the same pace.

Por exemplo, considere os perfis médios de carga, energia solar e de geração eólica para junho de 2019 e junho de 2022. Em junho de 2022, a solar e o vento combinados representaram um máximo de 23,5% da demanda de eletricidade (às 12h) e um mínimo de menos de 6% (às 5:00). Por outro lado, durante junho de 2019, a Solar e o Wind contribuíram com um máximo de 13% (às 12h) e no mínimo menos de 6% (às 5:00 da manhã). A avaliação na maioria dos outros meses do ano também mostra uma tendência semelhante. Essa observação destaca que, embora a energia solar e o vento estejam atendendo cada vez mais à demanda diurna, sua contribuição para as demandas de manhã cedo e noturno permaneceram relativamente inalteradas. Em torno de

The average load and VRE generation profiles denote the mean generation and load values for every hour of the day within a specific month. Assessment for most of the other months in the year also shows a similar trend. This observation highlights that while solar and wind are increasingly meeting daytime demand, their contribution to early morning, evening and night time demands have remained relatively unchanged.

While enhancing wind capacity targets to strengthen RE generation during non-solar hours can help, it’s essential to consider the seasonality inherent in wind-based generation. Around 55% da geração de vento ocorre dentro de uma extensão concentrada de cinco meses (maio a agosto). Estes são os meses em que a Índia normalmente vê cargas altas de pico, mas vale a pena notar que os meses da geração mais baixa RE também correspondem aos meses de geração de vento baixa (novembro-fevereiro). Esse padrão sazonal ressalta a necessidade de uma mistura de energia diversificada que aborda a natureza sazonal e diurna da renda de geração e eletricidade. Disponível. O aumento pronunciado na geração solar no meio do dia reduz significativamente a necessidade de fontes de energia convencionais, como carvão durante o horário solar. Por outro lado, à medida que o sol e a geração solar diminuem, a demanda líquida de eletricidade aumenta acentuadamente, resultando na forma distintiva de "pescoço" e "cabeça" da curva de carga de rede que se assemelha a um pato. Em primeiro lugar, a demanda líquida que deve ser atendida por fontes despacháveis ​​está aumentando a uma taxa mais alta durante as horas não solares em comparação com o horário solar. Por exemplo, se compararmos as curvas médias de carga líquida para o mês de junho de 2019 e 2023, a demanda líquida a ser atendida por fontes convencionais aumentou em 26GW durante a noite (23:00), enquanto aumentou 10 GW durante o dia (13:00). Isso mostra que o sistema de eletricidade requer capacidade confiável e despachável sobre a expansão da energia solar para atender à demanda quando a energia solar não estiver disponível. Isso também ressalta a necessidade de

Emergence of a steep net-load curve during evening hours

Even as India continues to expand its solar and wind capacity, there will be a growing requirement for “firm” and “dispatchable” generation capacity to meet demand when solar and wind generation are not available.

The “firm” and “dispatchable” capacity requirement, whether it’s generation or storage, will be determined by the net demand, i.e. the electricity demand minus the generation met by non-dispatchable sources such as wind and PV. The pronounced surge in solar generation in the middle of the day significantly reduces the need for conventional power sources such as coal during solar hours. Conversely, as the sun sets and solar generation decreases, the net electricity demand rises sharply, resulting in the distinctive “neck” and “head” shape of the net-load curve that resembles a duck.

The emergence of the duck curve highlights two important issues related to grid integration of VRE. Firstly, the net demand that must be met by dispatchable sources is increasing at a higher rate during non-solar hours compared to in solar hours. For example, if we compare the average net-load curves for the month of June in 2019 and 2023, net demand  to be met by conventional sources has increased by 26GW during nighttime (23:00), while it increased by 10GW during the daytime (13:00). This shows that the electricity system requires reliable and dispatchable capacity on top of the solar power expansion to meet demand when solar is unavailable. This also underscores the need for Peakers no futuro, que possui baixa utilização e custos mais altos por unidade (kWh). Uma dessas opções é o armazenamento. A taxa de rampa deve ser alcançada por fontes convencionais deve aumentar à medida que a capacidade de geração solar cresce. Isso inclui abordar o aumento da noite na geração necessária para atender à demanda, à medida que o sol e a geração solar começam a diminuir. testemunhado. A Índia viu seu maior dia de pico de demanda (no momento da redação) de 1º de setembro de 2023, quando a capacidade de geração atendia

Secondly, since solar generation occurs primarily during the day, increasing in the morning hours, peaking around midday, and decreasing afterwards, conventional sources must ramp down generation when solar generation increases and ramp up when solar generation begins to decrease. The ramp rate required to be achieved by conventional sources is expected to increase as solar generation capacity grows.

A crucial question for power system planners, at both state and central levels, is on how to meet demand during non-solar nighttime hours in the next decade. This includes addressing the evening ramp-up in generation needed to meet demand as the sun sets and solar generation starts to decrease.

If India is unable to effectively handle the peak demand during non-solar hours using existing thermal and hydro generation capacity and storage options, it could potentially result in peak shortages, particularly during non-solar hours.

This can partly explain what happened during the top two high peak demand days that India recently witnessed. India saw its highest peak demand day (at the time of writing) on September 1st, 2023, when generation capacity met 240 GW da demanda com uma escassez de 1,6 GW por volta do meio -dia. No entanto, às 22:40 horas, apesar de atender à demanda de pico da noite de cerca de 213 GW, houve uma notável escassez de aproximadamente 7,5 GW. Da mesma forma, em 17 de agosto de 2023, a Índia atendeu a uma demanda de pico de 234 GW durante o horário solar com uma escassez de 0,2 GW, mas viu uma escassez significativa de 6,7 GW às 19:24, apesar do sistema atender à demanda de pico da noite de cerca de 210 GW. Essas instâncias destacam os desafios da variabilidade da geração solar e o imperativo para uma capacidade despachável adicional para gerenciar efetivamente os períodos de pico.

Such peak shortages can lead to widespread power cuts, which could put pressure on state and national planners to hastily plan for increasing the coal capacity which could result in future lock-ins.

A significant development that has potentially helped increase the integration of solar in recent years is that both daily peak demand and overall electricity consumption have shifted to align more closely with solar generation. This shift, combined with India’s recent expansion of solar capacity, has resulted in non-dispatchable solar generation temporally overlapping more with electricity demand.

Solar’s alignment with peak demand is evident when we look at the increase in annual peak demands between 2019 and 2023. The  peak demand during the solar hours (9 am to 5 pm) grew from ~182 GW in 2019  to 240 GW in 2023 (approximately 7.2% year on year), while non-solar hour peak (6 pm to 8 am) demand grew from 182 GW to 216 GW (about 5.4% year on year) in the same period. This trend holds true across all the months, with solar-hour peak demands increasing much more than non-solar hour peak demands between 2019 and 2023, for all the months up to September.

A similar trend is observed in the percentage change in overall demand, not just during peak demand. While demand has shifted to daylight hours between 2019 and 2023, it is to be seen if this trend persists in the future.

Plan for storage

To increase the uptake of VRE beyond the current level, a significant increase in storage capacity is crucial. The storage targets from the NEP14 can shift around 15% of total planned VRE generation to meet non-solar hour demand by FY 2032.

O NEP14 metas para aumentar a capacidade de armazenamento de bateria da Índia para 8,7 GW (4-HR backup) por Mar-227 e 47,2 g (5-HR com back-up) em MAR-227. A capacidade da usina de armazenamento bombeada (PSP) é projetada para aumentar para 7,5 GW em Mar-2027 e 26,7 GW até mar-2032. Essa capacidade planejada de armazenamento seria capaz de mudar ~ 6% e 15% da geração de VRE para horas não solares no EF2027 e no EF2032, respectivamente.

Esse aumento planejado na capacidade de armazenamento também é crucial para integrar solar e vento. Seu lançamento bem -sucedido impedirá a redução excessiva de geração de geração, pois a energia solar e o vento gerará mais e ajudará a evitar uma expansão significativa da capacidade de geração de carvão. Eles permitem a transferência de eletricidade gerada a partir de tempos de alta geração solar e de vento para períodos com geração mais baixa. Capacidade, pode aumentar o custo total. Isso se deve ao fato de que as usinas de carvão operarem com baixos fatores de carga da planta (PLFs), gerando energia somente quando a energia solar e eólica são escassas. Essa redução de custos tornou o Re-locado e o armazenamento “despacháveis”, uma solução viável para atender à demanda durante as instâncias de pico em que a geração de Re é relativamente baixa. RS/KWH

While coal generation is expected to cover most of the electricity demand during non-solar hours until the next decade, there is a growing need to shift VRE generation to non-solar hours  using storage to avoid power shortages in these hours.During instances of low generation from RE, even if the electricity demand is met by increasing operating coal generation capacity, it can increase the overall cost. This is due to the fact that coal plants would operate at low Plant Load Factors (PLFs), generating power only when solar and wind energy are scarce.

The cost of storage, especially battery storage, has considerably decreased in the last few years. This cost reduction has made “dispatchable” co-located RE and storage, a feasible solution for meeting demand during peak instances when RE generation is relatively low.

Even the recently approved power tariff for new RE plus storage plants, tendered by the Solar Energy Corporation of India, had the winning bids for co-located solar and Battery Energy Storage Systems (BESS) ranging from 6.15 to 6.85 Rs/kWh para fonte de alimentação de pico e 2,88 Rs/kWh para suprimento fora de pico. Espera-se que essa capacidade mude cerca de 20% a 30% da eletricidade total gerada e se traduz em um custo agregado entre Rs 4,04-4,3/kWh. Em comparação, a geração baseada em carvão para o EF 2022-23 teve um custo médio (custo fixo e custo variável combinado) de Rs/4,26 kWh. Com o armazenamento (capaz de mudar 40% da energia para horários não solares, seria de cerca de Rs 4/kwh até 2025. As projeções de custo para o nível de armazenamento exigido, de acordo com as metas de capacidade de armazenamento NEP14, parecem ser comparáveis ​​ao da Índia

Projections from the Lawrence Berkeley National Laboratory, which consider PPA price data from a number of existing MW scale storage systems in the US, and BNEF cost projections indicate that the cost of co-located solar with storage (capable of shifting 40% of power to non-solar hours would be around Rs 4/kWh by 2025. The cost projections for the required level of storage, in accordance with the NEP14 storage capacity targets, appear to be comparable with India’s Custo médio da geração de carvão no EF2023. Isso é essencial para tornar a energia solar com armazenamento uma alternativa eficaz quando comparada à nova capacidade de geração baseada em carvão, em termos de despachabilidade e custo. De uma perspectiva puramente financeira, o custo da energia renovável despachável através do armazenamento é atualmente maior quando comparado apenas com o custo

However, as the amount of power required to be shifted increases, the need for reductions in BESS costs becomes more pronounced. This is essential to make solar with storage an effective alternative when compared to new coal-based generation capacity, in terms of dispatchability and cost.

As India builds its storage capacity, the role of existing coal power plants will change. From a purely financial perspective, the cost of dispatchable renewable energy through storage is currently higher when compared solely with the Custo variável da capacidade de carvão já construída. Como tal, a capacidade de carvão existente pode fornecer a flexibilidade da grade necessária à medida que os custos de armazenamento continuam a cair nesta década a um ponto em que eles oferecem uma alternativa financeiramente viável para atender cada vez mais demanda não solar. Para promover o desenvolvimento da capacidade de armazenamento juntamente com a capacidade de ER, o Ministério do Power (MOP), o governo da Índia aprovou

Policies in India appear to be in the right direction. To promote the development of storage capacity alongside RE capacity, the Ministry of Power (MoP), Government of India has approved Obrigações de armazenamento de energia para utilitárias de distribuição. É importante observar que essas obrigações estão atualmente definidas em um nível inferior ao nível de armazenamento necessário, conforme descrito no NEP14. O governo da Índia também aprovou a Fundo de lacuna de viabilidade Para uma capacidade limitada de 4 GWh para armazenamento de bateria, cobrindo até 40% do custo de capital com o objetivo de reduzir custos e tornar a energia renovável armazenada, uma opção viável para gerenciar o pico do país em todo o país. Framework

Furthermore, the MoP has introduced a national framework destinado a promover o armazenamento de energia. Esta iniciativa foi projetada para promover a adoção de tecnologias de armazenamento de energia. O

Conclusion

Discussion

India needs to increase its annual capacity addition by around 36% every year to meet its NEP target for solar. The Recente anúncio do governo Em relação aos planos de convidar os lances para 50 GW de capacidade de energia renovável por ano nos próximos cinco anos pode sinalizar um forte compromisso de atingir o NEP14 alvos. crescimento. No entanto, é crucial abordar os impedimentos ao crescimento, com um grande desafio sendo a crescente demanda por flexibilidade. No lado da geração, devem ser feitos esforços para melhorar o

Solar is targeted to meet a quarter of the total generation in India by FY 2032 from 5% in FY 2022, thereby expected to enter a phase of accelerated growth. However, it is crucial to address impediments to growth, with one major challenge being the growing demand for flexibility.

To fully harness the growing significance of solar energy, India should focus on enhancing power system flexibility by utilising various options on the generation, transmission and demand side. On the generation side, efforts should be made to improve the Flexibilidade das usinas de carvão existentes. Dada a exigência da Índia para aumentar a capacidade de geração de pico da empresa firm peak generation capacity, o potencial das usinas de pico de pico deve ser investigado mais detalhadamente. Para incentivar a adoção da flexibilidade, é crucial estabelecer mecanismos de remuneração eficazes capazes de compensar os custos adicionais associados ao baixo fator de carga da planta. Um desenvolvimento promissor nesse contexto ocorreu em dezembro de 2022, quando o Ministério do Power da Índia (MOP) introduziu A

On the transmission side, better use of existing transmission capacity, and building new capacity is crucial for generation and demand balancing across space and at various timescales. A promising development in this context occurred in December 2022, when the India Ministry of Power (MoP) introduced a Plano abrangente Para reforçar a transmissão e a evacuação de manhã em que a demanda de 11 anos de idade. geração solar abundante em toda a Índia. A hora do preço do dia também pode desempenhar um papel crucial na incentivação de investimentos em capacidade de armazenamento. Espera -se que esses mecanismoscan serve as an effective strategy to incentivize consumption during off-peak periods or times of abundant solar generation throughout India. Time of Day pricing can also play a crucial role in incentivising investments in storage capacity.

Integrating mechanisms like Time of Day may require complementary market approaches, such as the proposed Market Based Economic Dispatch. Such mechanisms are expected to reduzem o custo da integração da grade, permitindo uma área mais ampla de agendamento e despacho coordenados. Sob o atual mecanismo de auto-programação na Índia, a auto-programação, que envolve a programação com base na capacidade de geração e armazenamento no portfólio PPA dos utilitários de distribuição, pode levar à utilização limitada de geradores térmicos e flexibilidade de armazenamento. Mas, para permitir um mecanismo baseado no mercado, há uma necessidade urgente de a Índia abordar vários problemas, especialmente aqueles relacionados a Recuperação de custos dos utilitários de distribuição. KB)

Supporting materials

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Full Report_India solar uptake – PDF (3 MB)

Data_India solar uptake – XLSX (52 KB)