La Central Electricity Regulatory Commission indiana ha pubblicato una proposta di regolamento che introduce specifiche esenzioni dai costi di trasmissione per i sistemi di stoccaggio dell'energia a batteria e i progetti di energia rinnovabile.
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Agevolazioni per i progetti rinnovabili in ritardo per colpa della rete
I ritardi di sviluppo della rete elettrica indiana sono un problema non più procrastinabile. A risentirne non sono solo gli impianti già attivi, oggi alle prese con ingenti tagli della produzione, ma anche quelli pianificati o di nuova costruzione, messi in standby per la mancanza di infrastrutture.
La questione si è estesa al punto da convincere la Central Electricity Regulatory Commission ad re-inserire specifiche esenzioni dagli oneri di trasmissione per i nuovi progetti. La misura è contenuta nel quinto emendamento ai regolamenti sulla condivisione degli oneri di trasmissione interstatale del 2020, la cui proposta è stata messa in consultazione proprio in questi giorni.
Nel dettaglio il documento dell’Authority indiana introduce deroghe dalle tariffe interstatali per progetti che abbiano subito ritardi a causa dell’indisponibilità del sistema di trasmissione.
I ritardi della rete elettrica indiana
Come altri paesi oggi l’India si trova a fare i conti con una crescita delle green energy più rapida di quella infrastrutturale. Secondo un recente report del think tank europeo Ember negli ultimi cinque anni, la nazione ha raggiunto solo l’80% circa dei suoi obiettivi di rete annuali, alimentando di volta in volta gli arretrati. Oggi si stima siano necessari almeno 61.411 chilometri di linee elettriche aggiuntive entro l’anno finanziario 2029-30.
Parte del problema è da cercare nella burocrazia e nelle controversie sui diritti di passaggio così come nella frammentazione della proprietà terriera.
“A complicare ulteriormente la questione è la natura dello sviluppo delle rinnovabili in India”, scrive Duttatreya Das, analista energetico per Ember. “Il Rajasthan, nella rete regionale settentrionale, e il Gujarat, nella rete regionale occidentale, ospitano la maggior parte della capacità solare ed eolica su larga scala del paese. Tale concentrazione, unita ai ritardi nelle infrastrutture di trasmissione e distribuzione, sta generando lunghe code presso le principali stazioni di raccolta. In media, i progetti in attesa di messa in servizio nell’anno fiscale 2026-2027 subiscono ritardi di connessione di quattro o cinque mesi, con alcune stazioni del Rajasthan che registrano tempi di attesa significativamente più lunghi”.
Nel contempo la nazione ha dovuto fare a meno di 300 GWh di energia pulita tra gennaio e marzo 2026, a causa di tagli programmati nella produzione per reti sovraccariche.
Le nuove esenzioni dagli oneri di trasmissione
Le nuove norme proposte dovrebbero dare una mano agli sviluppatori. La misura riguarda le centrali di generazione di energia rinnovabile basate su fonti solari o eoliche e quelle ibride che stipuleranno un Power Purchase Agreement (PPA), un Power Sale Agreement (PSA) o qualsiasi contratto disciplinato dal “Contracts Act”, entro il 31 dicembre 2026, con una durata minima di sette anni.
L’esenzione è prevista per i progetti la cui data di inizio della connettività è compresa tra il 1° luglio 2025 e il 30 giugno 2028, ma che sono o saranno ritardati a causa della mancanza delle infrastrutture di trasmissione.
Per beneficiare dell’esenzione, tuttavia, il progetto deve raggiungere la Data di Operatività Commerciale entro due mesi dall’effettiva attivazione del suo accesso alla rete. Se i requisiti sono soddisfatti, il progetto riceverà l’esenzione basata sulla percentuale applicabile alla sua data originale di inizio della connettività, secondo una scala graduata definita dall’Authority.
Il capitolo BESS
Per i sistemi di accumulo a batteria, che già godono di tale deroga, la proposta di regolamento prevede anche di estendere la durata di esenzione da 12 a 25 anni, allineandola a quella degli impianti solari ed eolici.
Viene introdotta anche la possibilità di avere diverse esenzioni per diversi cicli di ricarica. Ad esempio, un BESS co-locato può beneficiare di un’esenzione del 100% quando si ricarica dalla fonte rinnovabile locale e di un’esenzione graduata quando si ricarica dalla rete tramite altre fonti rinnovabili.
Il testo propone inoltre che l’energia acquistata attraverso il Green Day Ahead Market (G-DAM) delle borse elettriche possa ora essere conteggiata per soddisfare il requisito minimo del 51% di energia rinnovabile necessario per ottenere l’esenzione, a condizione che venga prodotto un certificato che attesti la fonte eolica o solare.
