Indiens Projekte für erneuerbare Energien im Bau übersteigen Ende Juni 2026 die Marke von 150 Gigawatt

de.wedoany.com-Bericht: Die indische Kreditratingagentur ICRA prognostiziert, dass erneuerbare Energien einschließlich der großen Wasserkraft bis zum Geschäftsjahr 2029-30 mehr als 35 % der gesamten Stromerzeugung des Landes ausmachen werden, ein deutlicher Anstieg gegenüber 22 % im Geschäftsjahr 2024-25.

Bis zum 30. Juni 2026 befanden sich in Indien Projekte für erneuerbare Energien mit einer Gesamtleistung von über 150 Gigawatt im Bau, die Projektpipeline bleibt reichlich gefüllt. ICRA erklärte, dass diese Projekte voraussichtlich kurz- bis mittelfristig das Wachstum der installierten Kapazität vorantreiben werden.

ICRA wies zugleich darauf hin, dass die fristgerechte Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung von der tatsächlichen Umsetzung der bestehenden Projektpipeline abhängt, einschließlich der Projekte, die bereits den Zuschlag erhalten und Stromabnahmeverträge (PPA) unterzeichnet haben; darüber hinaus müssen ausreichende Übertragungsinfrastruktur aufgebaut und neue Projekte sowie PPAs rechtzeitig von den zentralen Knotenstellen ausgeschrieben und unterzeichnet werden.

Der Ausbau der Übertragungsinfrastruktur hinkt dem Wachstum der installierten Erzeugungskapazität hinterher, was Bedenken hinsichtlich der Abregelung aufkommen lässt, insbesondere bei Projekten, die unter dem Mechanismus des temporären allgemeinen Netzanschlusses (T-GNA) betrieben werden. Daten zeigen, dass die ausgeschriebene Leistung für erneuerbare Energien in Indien im Geschäftsjahr 2024-25 bei 40,6 Gigawatt lag, im Geschäftsjahr 2025-26 auf 14,7 Gigawatt sank und sich der Abwärtstrend im laufenden Geschäftsjahr fortsetzt – bis zum 10. August 2026 wurden nur 4,7 Gigawatt zugeschlagen. Gleichzeitig belief sich die installierte Leistung ohne unterzeichnete PPAs bis April 2026 weiterhin auf hohe 40 bis 45 Gigawatt.

Girishkumar Kadam, Senior Vice President und Gruppenleiter bei ICRA Corporate Ratings, erklärte: „Das Wachstum der installierten Leistung erneuerbarer Energien wird durch Probleme mit der Übertragungsanschlussinfrastruktur beeinträchtigt, und häufige Netzabregelungsereignisse beeinflussen die Projektrenditen. An den betroffenen Umspannwerken im Norden, Westen und Süden werden etwa 37 % der installierten Kapazität unter T-GNA betrieben und sind während der Solarspitzenzeiten einer Abregelung von 30 % bis 50 % ausgesetzt.“

Kadam ist der Ansicht, dass der rechtzeitige Ausbau der innerstaatlichen und zwischenstaatlichen Übertragungsinfrastruktur sowie die Stärkung der Speicherkapazitäten entscheidend sind, um die Wirtschaftlichkeit der Projekte zu schützen und das Tempo des Kapazitätswachstums aufrechtzuerhalten, da der Anteil erneuerbarer Energien am Stromerzeugungsmix steigt.

Mit der zunehmenden Durchdringung erneuerbarer Energien gewinnt die Speicherung für die Netzstabilität zunehmend an Bedeutung. Sinkende Batteriekosten sowie die Verfügbarkeitslückenfinanzierung und die bis Juni 2028 verlängerte Befreiung von Übertragungsentgelten haben gemeinsam die Einführung von Batteriespeichersystemen (BESS) in Indien vorangetrieben. ICRA zufolge ist das BESS-Ausschreibungsvolumen in den letzten 12 bis 18 Monaten deutlich gestiegen; bis Juni 2026 erreichte das gesamte zugeschlagene BESS-Volumen, einschließlich Projekten im Bau und in Betrieb, rund 90 Gigawattstunden.

Auf der Grundlage der aktuellen Batteriekosten schätzt ICRA, dass die levelisierten Speicherkosten für 2- bis 4-Stunden-BESS-Projekte zwischen 4 Indischen Rupien (0,042 USD)/kWh und 7 Indischen Rupien/kWh liegen, während die Kosten für Pumpspeicherkraftwerke etwa 5 Indische Rupien/kWh betragen. Obwohl 4-Stunden-BESS weiterhin teurer ist, sind seine Ausführungsrisiken und Bauzeiten relativ geringer.

ICRA weist jedoch darauf hin, dass aggressive Gebote bei unabhängigen BESS-Ausschreibungen die Projektwirtschaftlichkeit unter Druck setzen könnten. Kadam erklärte: „Die Wirtschaftlichkeit von BESS-Projekten hängt eng mit ihren Kapitalkosten zusammen. Basierend auf den jüngsten durchschnittlichen Batteriekosten von 70 bis 75 USD/kWh, zuzüglich der damit verbundenen Steuern, Abgaben und Kosten für Hilfseinrichtungen, werden die Kapitalkosten auf 110 bis 130 USD/kWh geschätzt.“

„Die Erwartung weiter sinkender Batteriepreise hat jedoch zu aggressiven Geboten bei unabhängigen Speicherausschreibungen geführt. Dennoch haben die Umkehrung des Preistrends zusammen mit der Abwertung der Rupie gegenüber dem Dollar die Wirtschaftlichkeit einiger Projekte beeinträchtigt.“

Kadam erklärte, dass bei den derzeitigen Kapitalkosten- und Zinsniveaus einige zuvor ausgeschriebene unabhängige BESS-Projekte beim kumulierten Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR) unter Druck zu stehen scheinen, wobei die Werte in einer Spanne von 0,80 bis 1,20 liegen. Er fügte hinzu: „Obwohl sich bei den jüngsten Ausschreibungen ein gewisses Maß an Preissetzungsmacht erholt hat, bleibt angesichts der begrenzten Betriebshistorie die Einhaltung von Leistungsparametern wie Verfügbarkeit, Roundtrip-Wirkungsgrad, Entladetiefe und Degradation durch BESS-Projekte ein zentraler Überwachungsindikator.“