Indien strebt bis 2035 900 GW saubere Stromerzeugung an, doch Netze und Speicher stehen unter Druck

Ein Plan über 1,86 Billionen Rupien für den Transport von sauberem Strom

Indien hat sein Ziel, bis 2035 eine Kapazität von 900 Gigawatt aus sauberen Energiequellen zu erreichen, an umfangreiche Investitionen in Netze und Batterien geknüpft, die diesen Strom transportieren und speichern sollen. Am 30. September 2026 billigte das Unionskabinett die dritte Phase des Green Energy Corridor. Das Programm soll bis zum Finanzjahr 2032/33 den Anschluss von bis zu 135 GW erneuerbarer Erzeugung ermöglichen und 50 Gigawattstunden Batteriespeicher bereitstellen.

Der Kabinettsbeschluss zum Green Energy Corridor beziffert die Gesamtkosten des Projekts auf 1.86.405 Crore Rupien, umgerechnet etwa 1,86 Billionen Rupien. Der Staat übernimmt davon 54.082 Crore Rupien. Nach Angaben der Regierung soll diese Unterstützung die Übertragungsgebühren senken und dazu beitragen, die Kosten für Verbraucher zu begrenzen.

Indien verfügte am 31. August 2026 bereits über 304,33 GW Leistung aus anderen Quellen als fossilen Energieträgern, wie Zahlen des Ministeriums für neue und erneuerbare Energien zeigen. Um 900 GW zu erreichen, müsste das Land fast 596 GW hinzufügen und seine Ausgangskapazität damit nahezu verdreifachen. Das Ziel umfasst Solar-, Wind-, Wasser- und Kernenergie.

Die Stromnetze kommen schon jetzt kaum hinterher. 2025/26 konnten rund 6.900 Gigawattstunden erneuerbaren Stroms nicht ins Netz eingespeist werden, weil Erzeugungsanlagen und die zugehörigen Übertragungssysteme zu unterschiedlichen Zeitpunkten fertiggestellt wurden.

Nikit Abhyankar, wissenschaftlicher Direktor am India Energy and Climate Center der University of California, Berkeley, sagte, das Netz sei für das Erreichen des Ziels entscheidend:

Wenn das Netz nicht Schritt hält, gibt es keine Möglichkeit, dass Indien dieses Ziel erreicht.

Für Haushalte und Unternehmen besteht die praktische Herausforderung darin, bezahlbaren Strom dann zu bekommen, wenn sie ihn brauchen, auch nach Sonnenuntergang. Indien muss Erzeugung, Übertragungsnetze und Speicher gemeinsam ausbauen, damit aus dem Kapazitätsziel eine verlässliche Stromversorgung wird.

Was umfasst das 900-GW-Ziel?

Ein Gigawatt misst die elektrische Leistung, die ein Kraftwerk zu einem bestimmten Zeitpunkt erzeugen kann. Die installierte Leistung ergibt sich aus der addierten Nennleistung der Kraftwerke. Wie viel Strom tatsächlich produziert wird, hängt davon ab, wie lange die Anlagen laufen und wie viel Leistung sie liefern.

Solaranlagen erzeugen tagsüber Strom, Windkraftanlagen sind von den Windverhältnissen abhängig. Kernkraftwerke und Wasserkraftwerke haben andere Betriebsprofile. Ein landesweites Ziel, das diese Technologien zusammenfasst, erfordert daher eine Planung, die ihre unterschiedlichen Beiträge im Tagesverlauf und im Wechsel der Jahreszeiten berücksichtigt.

Regierungszahlen zufolge machten saubere Energiequellen im September 55 Prozent der installierten Leistung aus, lieferten in den vorangegangenen drei Monaten aber nur etwa ein Drittel des Stroms. Kohle deckte den Großteil des Strombedarfs des Landes, weil Kohlekraftwerke mehr Stunden in Betrieb waren.

Indiens bisheriges Ziel lautet, bis 2030 eine Leistung von 500 GW aus anderen Quellen als fossilen Energieträgern zu erreichen. Das 900-GW-Ziel legt weitere 400 GW obendrauf, ein Plus von 80 Prozent, und setzt dafür fünf zusätzliche Jahre an. Im August 2026 entfielen von der Gesamtleistung 168,04 GW auf Solarenergie und 58,52 GW auf Windenergie.

Die wichtigsten Meilensteine sind:

• Januar 2022: Die zweite Phase des Green Energy Corridor wurde mit einem ursprünglichen Fertigstellungstermin im Finanzjahr 2025/26 genehmigt.
• März 2026: Die Central Electricity Authority veröffentlichte einen Übertragungsplan, um bis 2035/36 mehr als 900 GW Leistung aus anderen Quellen als fossilen Energieträgern ins Netz zu integrieren.
• 30. September 2026: Das Kabinett genehmigte die dritte Phase des Green Energy Corridor.
• 2030: Indiens bisheriges Ziel von 500 GW soll erreicht sein.
• Finanzjahr 2032/33: Die dritte Phase soll abgeschlossen sein.
• 2035: Indien will 900 GW erreichen.

Wofür wird das Geld für das Netz verwendet?

Die dritte Phase des Green Energy Corridor konzentriert sich auf die Übertragung innerhalb der Bundesstaaten und Unionsterritorien. Sie soll Strom von den Erzeugungsanlagen in Netze leiten, die ihn zu den Verbrauchern transportieren können. In der Strombranche wird dieser Vorgang als Abtransport der erzeugten Energie bezeichnet.

Das Kabinett stellte 1,36.378 Crore Rupien für die Übertragung und 50.000 Crore Rupien für Batteriespeicher bereit. Diese veröffentlichten Einzelbeträge summieren sich auf 1,86.378 Crore Rupien und liegen damit 27 Crore Rupien unter den ausgewiesenen Gesamtkosten des Projekts. Die Mitteilung erklärt die geringe Differenz nicht.

Das Kabinett sieht bis zum Finanzjahr 2032/33 Unterstützung für bis zu 135 GW erneuerbarer Erzeugung vor und nicht für die 180 GW bis 2032, die in der ursprünglichen Berichterstattung zur Ankündigung genannt wurden. Der offizielle Umfang entspricht 15 Prozent des 900-GW-Ziels. Die dritte Phase ist damit ein Teil des umfassenderen Netzausbaus, der erforderlich ist.

Die staatlichen Übertragungsunternehmen beaufsichtigen die Umsetzung. Unternehmen, die sich um neue Übertragungsprojekte bewerben, geben Gebote für die von ihnen verlangten Tarife ab und bauen, besitzen, betreiben und warten anschließend die Anlagen. Für den Ausbau bestehender Netze gilt ein anderes Verfahren: Die genehmigten Kosten bilden die Grundlage für die Vergütung.

Die finanzielle Unterstützung des Bundes entspricht etwa 29 Prozent der ausgewiesenen Projektkosten. Nach Angaben der Regierung wird dadurch ein Teil der Übertragungsgebühren ausgeglichen. Die Gesamtkosten des Projekts und der Beitrag des Bundes sind also unterschiedliche Beträge; das Programm stützt sich auf eine breiter angelegte Finanzierung.

Warum wird Solarstrom zurückgehalten?

Indiens Ausbau erneuerbarer Energien stößt sowohl auf physische Engpässe als auch auf ein zeitliches Problem. Ein Solarkraftwerk kann betriebsbereit sein, bevor die Leitungen und Umspannwerke fertig sind, die seinen Strom abtransportieren sollen. Dadurch kann ein Teil der erzeugten Energie die Verbraucher nicht erreichen.

Der Staatsminister für Energie, Shripad Yesso Naik, legte dem Parlament in einer schriftlichen Antwort vom 29. Juli Zahlen vor, die das Problem veranschaulichen. Am 25. Juli nutzten rund 21 GW an variabler erneuerbarer Leistung vorläufige Netzzugänge. Bei etwa 12 GW davon war die Einspeisung während der Spitzenzeiten der Solarproduktion eingeschränkt.

Binit Das, Programmleiter für erneuerbare Energien am Centre for Science and Environment, nannte den Erwerb von Grundstücken, Wegerechte, Waldgenehmigungen und Gerichtsverfahren als Gründe dafür, dass Übertragungsprojekte länger dauern können. Solaranlagen könnten in etwa 12 bis 18 Monaten fertiggestellt werden, Übertragungsprojekte dagegen 12 bis 24 Monate oder länger, sagte er.

Die zweite Phase zeigt, wie umfangreich die Bauaufgabe ist. Sie sollte in sieben Bundesstaaten rund 10.750 Leitungskilometer und eine Umspannkapazität von 27.500 Megavoltampere schaffen, um etwa 20 GW erneuerbarer Erzeugung anzuschließen. Nach Ablauf des ursprünglichen Fertigstellungstermins befand sie sich weiterhin in der Umsetzung.

Regierungsdaten und Schätzungen von Ember beziffern außerdem die abgeregelte Solarstrommenge auf so viel Strom, wie rund 10 Millionen Haushalte in 16 Monaten verbrauchen. In der ursprünglichen Schätzung wurde derselbe Haushaltsvergleich auf einen Zeitraum von 12 Monaten bezogen. Die für 2025/26 erfassten Einschränkungen von 6.900 GWh bieten einen genaueren Zeitraum und eine konkretere Menge, um das Engpassproblem zu verstehen.

Batterien müssen nach Leistung und Speicherdauer bewertet werden

Das Speicherziel des Kabinetts von 50 GWh bezeichnet die gespeicherte Energiemenge. Eine Gigawattstunde reicht aus, um ein Gigawatt eine Stunde lang bereitzustellen. Die GW-Angabe einer Batterie misst, wie schnell sie Strom abgeben kann; die GWh-Angabe beschreibt, wie viel Energie sie speichern kann.

50 GWh könnten theoretisch beispielsweise 10 GW fünf Stunden lang liefern, ohne Betriebsgrenzen und Energieverluste einzurechnen. Die Mitteilung des Kabinetts nennt das Speicherziel des Programms, aber keine Gesamtleistung für die Stromabgabe.

Von Forschern aus Berkeley angeführte Schätzungen des umfassenderen Speicherbedarfs Indiens reichen im nächsten Jahrzehnt bis zu 250 GW, gegenüber 140 GW in der ursprünglichen Schätzung. Abhyankar und Amol Phadke, ebenfalls wissenschaftlicher Direktor in Berkeley, bezifferten den Bedarf in ihrer Analyse vom 12. November auf rund 200 GW, zusätzlich zu mehr Übertragungskapazität und einer flexibleren Stromnachfrage. Diese Schätzungen beziehen sich auf die Speicherleistung, während Phase III die Speicherkapazität in GWh angibt.

Der betriebsbereite Batteriespeicher Indiens wurde Mitte 2026 auf 8,5 bis 9,3 GWh geschätzt; zugleich belief sich die kumulierte Ausschreibungspipeline auf 281 GWh. Die geplanten 50 GWh der dritten Phase sind mehr als fünfmal so viel wie die bestehende betriebsbereite Kapazität und zeigen, welcher Bauaufwand erforderlich ist.

Der Standort ist ebenso wichtig wie der Umfang. Batterien in der Nähe eines überlasteten Solarprojekts können mittags Strom aufnehmen und später abgeben, wenn eine Übertragungsleitung freie Kapazität hat. Bleibt das Netz den ganzen Tag überlastet, können zusätzliche Leitungen dennoch erforderlich sein.

Vineet Mittal, Vorsitzender und Gründer der Avaada Group, sagte, das Programm bringe die drei Aufgaben zusammen, die für eine verlässliche Versorgung mit sauberem Strom nötig seien:

Indem Übertragung und Batteriespeicher in einem Programm zusammengeführt werden, wird anerkannt, dass Erzeugung, Transport und Verfügbarkeit gemeinsam voranschreiten müssen.

Ein zweites Speicherprogramm weitet die Anstrengungen aus

Anfang November 2026 genehmigte das Kabinett außerdem ein Förderprogramm über 14.500 Crore Rupien, das 92 GWh Speicher unterstützen soll. Die finanzielle Förderung ist für die Finanzjahre 2026/27 bis 2030/31 vorgesehen. Für die Projekte werden Investitionen von schätzungsweise 97.600 Crore Rupien benötigt.

Das Programm umfasst 30 GWh Batteriespeicher, 60 GWh Pumpspeicher und 2 GWh Speicher mit neuen Technologien. Bei Pumpspeicherkraftwerken wird mit Strom Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken gepumpt und bei Bedarf durch Turbinen abgelassen.

Die Projekte werden im Rahmen wettbewerblicher Ausschreibungen anhand der Tarife vergeben. Stromversorger des öffentlichen und privaten Sektors können Fördermittel erhalten. Batterieentwickler müssen mindestens 40 Prozent der Komponenten von indischen Herstellern beziehen.

Die Förderung wird als Unterstützung zur Überbrückung der Wirtschaftlichkeitslücke bezeichnet: Öffentliche Mittel gleichen die Differenz zwischen den Projektkosten und den Einnahmen aus, die für einen wirtschaftlich tragfähigen Betrieb nötig sind. Der Speichermix verteilt die Investitionen zudem auf Batterien, Wasserspeicher und neue Technologien, statt sich allein auf Batterien zu stützen.

Die Kohleplanung weist in eine andere Richtung

Nach Zahlen der Energieforschungsorganisation Ember lieferte Kohle 2025 rund 71 Prozent des Stroms in Indien. Die ursprüngliche Ember-Schätzung lag bei etwa 75 Prozent. Beide Werte zeigen, wie stark die tägliche Stromversorgung noch von Kohle abhängt, während die Kapazität zur Erzeugung sauberen Stroms wächst.

Ghanshyam Prasad, Vorsitzender der Central Electricity Authority, hat erklärt, Indien könnte bis 2035 bis zu 150 GW zusätzliche Kohlekapazität benötigen; in der ursprünglichen Darstellung seiner Äußerungen waren es 240 GW. Die für die Stromversorgung zuständigen Planer sorgen sich über die steigende Nachfrage und darüber, die Versorgung aufrechtzuerhalten, wenn die Solar- und Windstromerzeugung zurückgeht.

Forscher aus Berkeley kommen zu einem anderen wirtschaftlichen Schluss. Ihrer Einschätzung nach wären zusätzliche Kohlekraftwerke über die bereits im Bau befindlichen rund 35 GW hinaus nicht nötig, wenn das Ziel für sauberen Strom erreicht wird. In der ursprünglichen Schätzung waren es etwa 30 GW. Ihre Argumentation setzt voraus, dass die erforderlichen Investitionen in saubere Stromerzeugung, Speicher und Netze getätigt werden, um die Nachfrage verlässlich zu decken.

Bestehende Kohlekraftwerke bringen ein weiteres betriebliches Problem mit sich: Viele können ihre Leistung nicht rasch genug senken, wenn reichlich erneuerbarer Strom verfügbar ist. Dadurch bleibt weniger Spielraum im Netz für Solar- und Windenergie, auch wenn deren Erzeugung gerade günstig ist.

Abhyankar warnte, neu gebaute Kohlekraftwerke könnten zu gestrandeten Vermögenswerten werden, wenn Indien seine Ziele für saubere Energie erreicht. Gemeint sind teure Anlagen, die womöglich zu wenig laufen, um ihre Investitionen wieder einzuspielen. Versorger müssen daher entscheiden, wie viel Strom sie von neuen Kohlekraftwerken beziehen wollen und zugleich in erneuerbare Energien und Speicher investieren.

Günstige Nachmittage, teure Abende und fehlende Abnehmer

Indiens Strommarkt zeigt bereits, warum mehr Solarkapazität allein die Versorgungsprobleme nicht lösen wird. Abhyankar und Phadke schätzen, dass für rund 40 GW ausgeschriebener Solarprojekte noch Abnehmer fehlen. Zugleich gingen 2025 rund 8 GW Solarleistung in Betrieb, die Kunden über direkten Netzzugang versorgen.

Die Solarstromerzeugung kann die Preise an den Börsen tagsüber nahe null drücken. Nach Sonnenuntergang erreichten die Preise an der Indian Energy Exchange wiederholt 10 Rupien je Einheit; Tamil Nadu zahlte bis zu 37 Rupien. Eine Einheit Strom entspricht einer Kilowattstunde.

Die Ausschreibung der Solar Energy Corporation of India über 1.000 Megawatt erneuerbaren Stroms und Speicher bietet ein anderes Beschaffungsmodell. Sie sicherte ein Lieferprofil, das der konventionellen thermischen Stromerzeugung ähnelt und auch außerhalb der Sonnenstunden eine hohe Verfügbarkeit vorsieht. Der Preis beträgt 5,25 bis 5,26 Rupien je Einheit und ist für 25 Jahre festgeschrieben.

Abhyankar und Phadke schätzen, dass ein auf die niedrigsten Gesamtkosten ausgelegter Pfad zu sauberem Strom die durchschnittlichen Beschaffungskosten für Strom inflationsbereinigt um etwa 15 Prozent senken könnte. Bis 2035 ließen sich so jährlich mehr als 2 Lakh Crore Rupien einsparen. Dabei handelt es sich um Prognosen aus ihrer Analyse; ob sie erreicht werden, hängt von Speichern, Netzen und Veränderungen der Nachfrage ab.

Verbraucher könnten dazu beitragen, den günstigen Strom am Tag aufzunehmen, indem sie das Pumpen von Wasser, das Laden von Fahrzeugen, die Kühlung oder bestimmte Fabrikprozesse in die Solarstunden verlegen. Niedrigere Tagestarife würden ihnen einen finanziellen Anreiz für diesen Wechsel geben.

Ajay Shah, Ökonom beim in Mumbai ansässigen XKDR Forum, argumentiert, Einschränkungen beim direkten Stromverkauf und höhere Industrietarife, mit denen andere Kunden subventioniert werden, könnten Investitionen bremsen. Zu seinen Reformvorschlägen zählen ein leichterer Zugang für private Käufer und ausländische Investoren. Auf den Haushaltsrechnungen würden neben den Erzeugungskosten weiterhin Netzentgelte und andere Kosten der Versorger stehen.

Energiesicherheit reicht über Batteriezellen hinaus

Indien ist stark von importierten Batteriezellen abhängig, vor allem aus China. Der Ausbau von Speichern bringt daher neben der Chance, importierte fossile Brennstoffe durch im Inland erzeugten Strom zu ersetzen, auch Herausforderungen für die Lieferkette mit sich.

Kishor Nair, Geschäftsführer und Direktor von Avaada Energy, zufolge importiert Indien fast 90 Prozent seines Rohölbedarfs. Er spricht sich für eine stärkere Elektrifizierung des Verkehrs, von Gebäuden, der Landwirtschaft und industriellen Prozessen aus, unterstützt durch erneuerbare Erzeugung und Speicher.

Abhyankar und Phadke schätzen, dass mehr als 70 Prozent des wirtschaftlichen Gesamtwerts eines Batterieprojekts während seiner Lebensdauer in Indien bleiben könnten, selbst wenn die Zellen importiert werden. Die Montage von Batteriepacks, Leistungselektronik, Software, Bau, Betrieb, Finanzierung und Eigentum können sämtlich Einkommen im Inland schaffen. Zudem sprechen sie sich für Recyclinganlagen zur Rückgewinnung wertvoller Materialien und für einen Ausbau der heimischen Produktion aus.

Indiens Herausforderung besteht nun in mehr als dem Aufbau einer ausreichenden Zahl von Solarmodulen und Windkraftanlagen. Für Projekte müssen Abnehmer gefunden, Übertragungsleitungen rechtzeitig fertiggestellt und Speicher an geeigneten Standorten errichtet werden. Zugleich müssen Versorger eine verlässliche Versorgung zu bezahlbaren Preisen sicherstellen. Der Kapazitätsmeilenstein für 2030 und die Frist der dritten Phase im Finanzjahr 2032/33 werden zeigen, ob diese Bereiche gemeinsam vorankommen, bevor das 900-GW-Ziel 2035 fällig wird.

Die wichtigsten Punkte

• Indien strebt bis 2035 eine Leistung von 900 GW aus anderen Quellen als fossilen Energieträgern an. Im August 2026 waren es 304,33 GW.
• Die dritte Phase des Green Energy Corridor hat ausgewiesene Kosten von 1,86.405 Crore Rupien und soll bis zum Finanzjahr 2032/33 abgeschlossen sein.
• Das Programm unterstützt Übertragungsnetze für bis zu 135 GW erneuerbarer Erzeugung und den Aufbau von 50 GWh Batteriespeicher.
• 2025/26 konnten rund 6.900 GWh erneuerbaren Stroms nicht ins Netz eingespeist werden, weil Erzeugung und Übertragung nicht gleichzeitig fertiggestellt wurden.
• Ein weiteres Förderprogramm unterstützt 92 GWh aus Batteriespeichern, Pumpspeichern und neuen Technologien.
• Der Ausbau der Kohle, die Regeln für den Stromeinkauf, der Speicherbau und die Abhängigkeit von importierten Batteriezellen bleiben zentrale Herausforderungen für die Planung.