Indien bewilligt 14.500 Crore Rupien für 92 GWh Energiespeicher, Pumpspeicherkraftwerke erhalten den größten Anteil

Speicherausbau für fast 1 Lakh Crore Rupien

Das indische Unionskabinett hat Fördermittel in Höhe von 14.500 Crore Rupien, rund 1,5 Milliarden US-Dollar, bewilligt, um den Aufbau von Stromspeichern mit einer Kapazität von 92 Gigawattstunden zu unterstützen. Knapp zwei Drittel der geplanten Kapazität sollen auf Pumpspeicherprojekte entfallen. Das Programm soll Projekte fördern, für die insgesamt Investitionen von 97.600 Crore Rupien erforderlich sind.

Das vom Premierminister Narendra Modi geleitete Kabinett billigte das Programm am 4. November 2026. Die Förderung läuft vom Haushaltsjahr 2026/27 bis 2030/31 und gilt für Speicherkapazitäten, die noch nicht in Betrieb genommen wurden. Batterieprojekte müssen für eine Förderung eine Mindestquote für inländische Inhalte von 40 Prozent erfüllen.

Die Entscheidung geht ein praktisches Problem der indischen Energiewende an: Solaranlagen und Windräder können große Strommengen erzeugen, wenn die Nachfrage vergleichsweise niedrig ist. Haushalte und Unternehmen benötigen jedoch auch nach Sonnenuntergang oder bei nachlassendem Wind Strom. Speicher verlagern Strom von der Erzeugung auf den Zeitpunkt, zu dem er gebraucht wird.

Nach Angaben der Regierung wird das Programm die Netzstabilität verbessern, die Nutzung erneuerbaren Stroms erhöhen und die Abhängigkeit von konventioneller Stromerzeugung verringern, damit die Versorgung rund um die Uhr gesichert ist. Für Stromverteilungsunternehmen besteht die Herausforderung darin, Speicher zu beschaffen, deren Bau, Aufladung und Betrieb bezahlbar sind.

Die finanzielle Unterstützung entspricht rund 14,9 Prozent der prognostizierten Investitionen. Berechnet wird dieser Anteil, indem 14.500 Crore Rupien durch 97.600 Crore Rupien geteilt werden. Der Großteil der benötigten Mittel muss daher aus anderen Finanzierungsquellen kommen. Der staatliche Zuschuss soll einen Teil der Lücke zwischen den Baukosten eines Speichers und den Einnahmen schließen, die ein Projekt erzielen kann.

Wie sich die 92 GWh zusammensetzen

Das Programm verteilt die Förderung auf drei Speicherarten. Den größten Anteil erhalten Pumpspeicherkraftwerke:

• 60 GWh aus Pumpspeicherkraftwerken, rund 65 Prozent der Gesamtkapazität.
• 30 GWh aus Batteriespeichersystemen, rund 33 Prozent.
• 2 GWh aus alternativen Speichertechnologien, rund 2 Prozent.

Pumpspeicher nutzen Strom, um Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken zu pumpen. Wird Strom benötigt, fließt das Wasser durch Turbinen ins Tal und erzeugt dabei Strom. Batterien speichern Energie auf chemischem Weg und geben sie bei Bedarf als Strom ab.

Eine Gigawattstunde misst eine Energiemenge. Ein Gigawatt bezeichnet die Leistung, mit der Strom bereitgestellt wird. Ein Speicher mit 1 GWh könnte beispielsweise theoretisch eine Stunde lang 1 GW liefern, wenn Verluste und Betriebsgrenzen außer Acht gelassen werden. Die Angabe von 92 GWh beschreibt die Speicherkapazität und nicht die Strommenge, die jedes Projekt gleichzeitig abgeben kann.

Mit dem Schwerpunkt auf Wasserkraft erweitert die Regierung ihren Ansatz über frühere Förderprogramme hinaus, die sich auf Batterien konzentrierten. Pumpspeicher eignen sich besonders dazu, größere Strommengen zwischen verschiedenen Tageszeiten zu verlagern. Batterien können hingegen schnell auf Veränderungen bei Angebot und Nachfrage reagieren.

Anujesh Dwivedi, Partner bei Deloitte India, bezeichnete die Bandbreite der Technologien als zentrales Merkmal der Bewilligung:

Der Schwerpunkt auf Pumpspeichern zusätzlich zu Batteriespeichersystemen und alternativen Technologien ist das wichtigste Merkmal des neuen VGF-Programms.

Wie groß ist das Programm?

Nach Angaben des Kabinetts entspricht die zusätzliche Kapazität von 92 GWh 170 Prozent der derzeitigen Speicherkapazität, die das indische Stromnetz versorgt. Der geplante Ausbau ist damit etwa 1,7-mal so groß wie die bestehende Kapazität. Werden die Projekte abgeschlossen, wäre das ein erheblicher Ausbau.

Indiens geschätzter Speicherbedarf liegt 2031/32 bei 411 GWh. Das neue Programm allein würde rund 22,4 Prozent davon abdecken; dieser Anteil ergibt sich aus der Division von 92 durch 411. Bestehende Anlagen und Projekte aus anderen Programmen werden ebenfalls zur Deckung des Bedarfs beitragen.

Die Central Electricity Authority hat den Bedarf für 2029/30 außerdem auf 235 GWh und für 2035/36 auf 888 GWh beziffert. Der Nationale Stromplan von 2023 veranschlagte den Bedarf für 2047 auf 2.380 GWh. Diese Zahlen zeigen, dass der Ausbau von Speichern weit über die fünf Haushaltsjahre hinausgeht, die von diesem Förderprogramm abgedeckt werden.

Indiens Ziel, bis 2030 eine Stromerzeugungskapazität von 500 GW aus nichtfossilen Quellen aufzubauen, erhöht den Handlungsdruck. Mit einer stärkeren Solar- und Windstromerzeugung gewinnen Anlagen an Bedeutung, die Strom bei einem hohen Angebot aufnehmen und bei größerer Nachfrage wieder abgeben können.

So funktionieren Förderung und Ausschreibung

Viability Gap Funding (VGF) ist ein staatlicher Zuschuss, der ein sinnvolles Infrastrukturprojekt finanziell tragfähig machen soll. Er senkt einen Teil der Investitionslast, damit ein Betreiber eine Dienstleistung zu einem Preis anbieten kann, den Abnehmer eher akzeptieren.

Die Kapazitäten des neuen Programms werden in wettbewerblichen Ausschreibungen anhand der Tarife vergeben. Die Entwickler konkurrieren mit ihren Preisen für Speicherleistungen und müssen die jeweiligen Ausschreibungsbedingungen erfüllen. Öffentliche und private Stromverteilungsunternehmen können für Batterie- und Pumpspeicherprojekte Unterstützung erhalten. Projekte mit alternativen Technologien werden von öffentlichen und privaten Unternehmen umgesetzt.

Stromverteilungsunternehmen, oft als Discoms bezeichnet, kaufen Strom und liefern ihn an Verbraucher. Speicher bieten ihnen eine weitere Möglichkeit, die Lücke zwischen ihren Stromkäufen und dem Bedarf ihrer Kunden zu einem bestimmten Zeitpunkt zu steuern. Ihr Nutzen hängt zum Teil davon ab, ob die Unternehmen günstigen Strom zum Laden beziehen und ihn wieder abgeben können, wenn Nachfrage und Preise die Kosten rechtfertigen.

Die genauen Regeln für das neue Programm stehen noch aus. Dazu zählen die endgültigen Fördersätze, Zahlungsbedingungen, Leistungsanforderungen und Ausschreibungstermine. Diese Vorgaben bestimmen, wie viel Entwickler aufnehmen müssen und wie die Vorteile bei den Stromabnehmern ankommen.

Bei einer früheren Regelung wurden 20 Prozent der förderfähigen Subvention bei Financial Close ausgezahlt, also sobald die Finanzierungsvereinbarungen für ein Projekt abgeschlossen waren. Charith Konda, leitender Energiespezialist beim Institute for Energy Economics and Financial Analysis, sagte, dass zu diesem Zeitpunkt weiterhin umfangreiche Kredite nötig seien. Der Zeitpunkt eines Zuschusses kann daher ebenso wichtig sein wie seine Höhe.

Von den ersten Batteriezuschüssen zur neuen Bewilligung

Die jüngste Entscheidung folgt auf mehrere Phasen staatlicher Förderung. Ein früher im Jahr 2026 diskutierter Vorschlag sah eine größere Batteriekapazität vor, als das Kabinett letztlich bewilligte: 50 GWh statt 30 GWh.

• September 2023: Das Kabinett bewilligte Fördermittel für 4.000 MWh, entsprechend 4 GWh, Batteriespeicher. Die Zuschüsse konnten bis zu 40 Prozent der Investitionskosten abdecken.
• 30. Mai 2026: Ein zur Konsultation vorgelegter Vorschlag sah rund 15.000 Crore Rupien für 112 GWh vor. Davon sollten 50 GWh auf Batterien, 60 GWh auf Pumpspeicher und 2 GWh auf andere Technologien entfallen.
• 4. November 2026: Das Kabinett bewilligte 14.500 Crore Rupien für 92 GWh. Die Kapazitäten für Wasserkraft und alternative Technologien blieben bestehen, während der Batterieanteil sank.
• 2030/31: Das letzte Haushaltsjahr, das vom neu bewilligten Programm abgedeckt wird.

Das Batteriespeicherprogramm vom September 2023 hatte ein anfängliches Projektvolumen von 9.400 Crore Rupien, darunter 3.760 Crore Rupien an staatlichen Haushaltsmitteln. Ziel war es, die Speicherkosten bis 2030/31 auf 5,50 bis 6,60 Rupien pro Kilowattstunde zu senken. Mindestens 85 Prozent der geförderten Kapazität sollten den Stromverteilungsunternehmen zur Verfügung stehen.

Spätere Förderrunden für Batterien wurden als Unterstützung für 13,2 GWh und 30 GWh beschrieben. Die erste Runde war vollständig ausgeschrieben, die zweite lief im Mai 2026 noch. Zusammen ergeben diese Angaben 43,2 GWh. Die Gesamtkapazität des früheren Programms wurde auch mit 43,8 GWh angegeben, bei einer Förderung von 9.160 Crore Rupien.

Das bewilligte Programm ergänzt diese Förderung von Batteriespeichern um einen großen Anteil an Pumpspeichern. Die geplanten 92 GWh sind 23-mal so viel wie die 4 GWh, die mit dem ursprünglichen Beschluss vom September 2023 abgedeckt wurden.

Was die 40-Prozent-Regel für inländische Inhalte verändert

Batterieprojekte, die eine Förderung beantragen, müssen eine Mindestquote für inländische Inhalte von 40 Prozent erfüllen. Die Regierung will mit öffentlichen Ausgaben für den Speicherausbau die Nachfrage nach indischer Produktion stärken und die Abhängigkeit von importierten Komponenten verringern.

Der Ansatz verbindet zwei Bereiche der Industriepolitik. Bestehende Produktionsanreize fördern Unternehmen, die Batterien herstellen, während die neuen Speicherzuschüsse Projekte beim Kauf und der Installation unterstützen. Zusammengenommen sollen die Maßnahmen den inländischen Herstellern einen größeren Markt eröffnen.

Nomura erwartet, dass die Vorgabe die Fertigung und Montage von Batteriespeichersystemen in Indien fördern wird. Debmalya Sen, Präsident der India Energy Storage Alliance, sagte, neue Zuschüsse könnten außerdem Tariferhöhungen abfedern, die mit Vorgaben zum inländischen Wertschöpfungsanteil und steigenden Batteriekosten verbunden sind.

Sen schätzte die Wirtschaftlichkeit von Batterieprojekten optimistischer ein als einige andere Fachleute:

Batteriespeichersysteme sind bereits kommerziell tragfähig.

Sen verwies auf Tarife ohne VGF von rund 3 Lakh Rupien pro Megawatt und Monat. Dabei handelt es sich um eine Zahlung dafür, dass Speicherkapazität bereitsteht. Abnehmer müssen außerdem die zum Laden der Batterien benötigte Strommenge und die Häufigkeit berücksichtigen, mit der sie die Speicher nutzen werden.

Warum ein günstiges Speichergebot trotzdem teuer werden kann

Konda bezifferte die Tarife für eigenständige Speicherkapazität auf etwa 2,6 Rupien je Stromeinheit. Lade- und Entladekosten kämen mit rund 2,5 bis 3 Rupien je Einheit hinzu. Damit belaufen sich die Kosten für den gelieferten Strom auf etwa 5,5 bis 6 Rupien je Einheit. Eine Stromeinheit entspricht einer Kilowattstunde.

Diese Gesamtkosten liegen nahe an den Tarifen von 5,25 bis 6 Rupien je Einheit für erneuerbaren Strom, der vertraglich mit einer zuverlässigeren Versorgung verbunden ist. Stromverteilungsunternehmen müssen daher die Gesamtkosten verschiedener Möglichkeiten vergleichen, bei Bedarf Strom zu beziehen. Dazu gehören auch die Ladekosten und die Verantwortung für die Einsatzplanung.

Konda zufolge liegen die wichtigsten Hindernisse nicht allein im Zugang zu Finanzmitteln:

Finanzierung oder Kapital sind nicht der eigentliche Engpass, wenn es darum geht, den Ausbau von Energiespeichern in Indien zu beschleunigen.

Er verwies auf aggressive Gebote, die Abhängigkeit von Importen und unsichere Preise. Ein Entwickler, der einen sehr niedrigen Tarif anbietet, muss dennoch den Bau abschließen, Kredite zurückzahlen und die Anlagen während der gesamten Vertragslaufzeit instand halten.

Alekhya Datta, Direktor der Abteilung für Strom und erneuerbare Energien bei TERI, verwies auf eine Einschätzung, der zufolge fast 75 Prozent der im Jahr 2025 vergebenen Kapazität eigenständiger Batteriespeicher für eine zweistündige Stromabgabe wirtschaftlich gefährdet waren. Die Wirtschaftlichkeit hänge von den Ladepreisen, der Nutzung, der Entladedauer, den Finanzierungskosten und der Batterieleistung über ihre gesamte Lebensdauer ab.

Datta beschrieb die Grenzen finanzieller Unterstützung:

Subventionen allein können jedoch weder die wirtschaftliche Tragfähigkeit noch bezahlbare Tarife für Stromverteilungsunternehmen sicherstellen.

Die Leistung entscheidet über den Wert öffentlicher Mittel

Stromverteilungsunternehmen müssen die vertraglich vereinbarten Speicher effektiv nutzen, um die erwarteten Einsparungen und Versorgungsvorteile zu erzielen. Eine betriebsbereite Anlage, die nur selten geladen oder entladen wird, kann für ihren Abnehmer dennoch Zahlungsverpflichtungen verursachen.

Konda sagte, frühere Subventionszahlungen hätten sich nach der Verfügbarkeit der Batterien und nicht nach ihrer tatsächlichen Nutzung oder ihrem Nutzen für das Stromnetz gerichtet. Er bezeichnete die Fähigkeit des Abnehmers, den Speicher zu steuern, als zentrale wirtschaftliche Frage:

Die entscheidende Frage ist, ob Stromverteilungsunternehmen die vertraglich vereinbarte Speicherkapazität effizient und wirtschaftlich nutzen können.

Datta forderte Ausschreibungsregeln, die Verfügbarkeit, Nutzung, Lade- und Entladeeffizienz, wiederholten Betrieb und die Alterung der Batterien berücksichtigen. Die Effizienz gibt an, wie viel Strom im Verhältnis zur eingespeicherten Menge wieder abgegeben wird. Als Alterung wird die allmähliche Abnahme der Speicherkapazität einer Batterie durch Alter und Nutzung bezeichnet.

Batterieverträge müssen auch berücksichtigen, dass Anlagen bei nachlassender Leistung ergänzt oder ersetzt werden müssen. Diese Kosten beeinflussen, ob der zu Vertragsbeginn vereinbarte Tarif während der gesamten Laufzeit tragfähig bleibt.

Datta schlug vor, finanzielle Unterstützung stärker an Ergebnisse zu koppeln:

Die Verknüpfung der VGF-Förderung mit der Betriebsleistung sollte stärker berücksichtigt werden.

Welche Pumpspeicherprojekte profitieren könnten

Nomura zufolge befinden sich elf Pumpspeicherprojekte mit einer gemeinsamen Erzeugungskapazität von 15.870 MW im Bau. Zu den Entwicklern zählen staatliche Stromunternehmen sowie Greenko, Tata Power, JSW Energy, Unternehmen der Adani-Gruppe und Torrent Power.

Zu den im Bau befindlichen Projekten gehören Greenkos Projekt Gandhisagar mit 1.920 MW, dessen Inbetriebnahme für Dezember 2026 erwartet wird, das Kundah-Projekt von Tamil Nadu mit 500 MW und Adanis Chitravathi-Projekt mit 500 MW, deren Inbetriebnahme beide für Februar 2027 vorgesehen ist, sowie Greenkos Projekt Saundatti mit 1.600 MW, das im Dezember 2027 erwartet wird.

Zu den später geplanten Inbetriebnahmen zählen JSW Energys Bhavali-Projekt mit 1.500 MW im Dezember 2028, Tata Powers Bhivpuri-Projekt mit 1.000 MW im Februar 2029 und Torrent Powers Karjat-Projekt mit 3.000 MW im Dezember 2029. Das Sharavathy-Projekt der Karnataka Power Corporation mit 2.000 MW soll im Mai 2032 fertiggestellt werden und liegt damit außerhalb des Förderzeitraums.

Diese Zeitpläne zeigen, wie stark der Baufortschritt den Ausbau beeinflussen wird. Noch im Bau befindliche Projekte bilden einen möglichen Kreis von Förderempfängern. Die Vergabe hängt jedoch von den Förderbedingungen und wettbewerblichen Ausschreibungen ab. Ihre MW-Angaben beschreiben die Erzeugungsleistung. Wie viel sie zum Ziel von 92 GWh beitragen, hängt davon ab, wie viel Energie sie speichern und wieder abgeben können.

Entscheidend für den praktischen Erfolg des Programms ist die Kombination aus fertiggestellter Infrastruktur und effizientem Betrieb: Erneuerbaren Strom speichern, wenn viel davon verfügbar ist, und ihn bereitstellen, wenn Verbraucher ihn benötigen. Die Zusage von 14.500 Crore Rupien hilft, diesen Ausbau zu finanzieren. Ausschreibungsbedingungen, Bau und tägliche Einsatzplanung bestimmen, welche Leistungen die Stromabnehmer erhalten.

Die wichtigsten Punkte

• Das Kabinett bewilligte Fördermittel in Höhe von 14.500 Crore Rupien für Speicher mit einer Kapazität von 92 GWh im Zeitraum 2026/27 bis 2030/31.
• Die Mittel sind für 60 GWh Pumpspeicher, 30 GWh Batteriespeicher und 2 GWh alternative Technologien vorgesehen.
• Die Gesamtinvestitionen in die Projekte werden auf 97.600 Crore Rupien geschätzt. Die staatliche Förderung entspricht rund 15 Prozent davon.
• Batterieprojekte müssen eine Mindestquote für inländische Inhalte von 40 Prozent erfüllen.
• Die geplante Kapazität entspricht rund 22 Prozent des geschätzten Speicherbedarfs Indiens von 411 GWh für 2031/32.
• Die Kapazitäten werden in wettbewerblichen Ausschreibungen vergeben. Die detaillierten Umsetzungsregeln stehen noch aus.
• Ladekosten, effiziente Nutzung, Bau und Anlagenleistung beeinflussen die Kosten für Stromabnehmer.