900 GW by 2035-36: CEA का वादा या कागजी योजना?
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- 01CEA का FY36 के लिए 900 GW transmission target दिशा के लिहाज़ से सही है, लेकिन इसे गलत metric से मापा जा रहा है — capacity built, connectivity queue cleared नहीं
- 0250 GW से अधिक renewable capacity अभी ISTS connectivity queues में फँसी हुई है, जिससे developers को delay financing के कारण हर महीने crores का नुकसान हो रहा है
- 03Transmission delay का risk वर्तमान में असमान रूप से developers पर और अंततः DISCOM tariffs के माध्यम से taxpayers पर पड़ता है, जबकि देर से lines बनने पर CTU पर कोई penalty नहीं है
- 04Lenders को disbursement schedules को केवल construction milestones से नहीं, बल्कि connectivity milestones से जोड़ना चाहिए, ताकि incentives aligned रहें
- 05Battery storage transmission investment को टाल सकती है, लेकिन उसकी जगह नहीं ले सकती, क्योंकि deferred capacity के प्रति unit capital cost फिर भी अधिक बनी रहती है
इस episode of Growthifye Grid में, Sudarshan Karweer और Neha, CEA के chairperson Ghanshyam Prasad की 2035-36 तक 900 GW transmission network target की घोषणा का विश्लेषण करते हैं, और वह असहज प्रश्न उठाते हैं जो प्रेस conference में किसी ने नहीं पूछा — आज ISTS connectivity queues में फँसी 50 GW से अधिक renewable capacity का क्या होगा। राजस्थान की 400 MW hybrid project के anonymised case के माध्यम से, Sudarshan 18-month connectivity delay की वास्तविक लागत, जो tens of crores तक पहुँचती है, और उसे वास्तव में कौन वहन करता है, यह समझाते हैं। यह बातचीत CTUIL की GNA clarifications, anticipatory transmission planning, right-of-way bottlenecks, TBCB investment gaps बनाम BNEF के funding estimates, और इस contrarian तर्क को भी शामिल करती है कि gigawatt capacity सफलता का सही metric नहीं है। Episode के अंत में developers, lenders और DISCOMs के लिए concrete recommendations दी गई हैं, तथा यह भी बताया गया है कि storage कहाँ वास्तव में मदद करती है और कहाँ उसे समाधान के रूप में बढ़ा-चढ़ाकर पेश किया जाता है।
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Cold Open: 18-Month की Queue
Sudarshan Karweer
देखिए, 900 gigawatt transmission का लक्ष्य सुनने में शानदार लगता है, लेकिन आज ही एक developer ने मुझे बताया कि उसका 250 megawatt का solar project ISTS connectivity queue में 18 महीने से अटका पड़ा है। तो सवाल यह है कि योजना कागज़ पर है या ज़मीन पर?
Sudarshan Karweer
नमस्कार दोस्तों, मैं सुदर्शन करवीर, यह है Growthifye Grid। आज हम बात करेंगे CEA के 900 gigawatt transmission target की, वर्ष 2035-36 तक, और उस छोटे से तथ्य की जो headline में नहीं आता। साथ में हैं नेहा, हमारी Business Analyst। नेहा, शुरू करते हैं?
CEA का 900 GW Target समझाया गया
Neha
जी, सुदर्शन जी। तो पिछले हफ्ते ET EnergyWorld में CEA के chairperson घनश्याम प्रसाद जी का statement आया, कि भारत का transmission network 900 gigawatt तक पहुँचेगा, जैसे-जैसे renewables scale करेंगे। अभी हमारी installed transmission capacity लगभग 450 gigawatt के आसपास है। मतलब दोगुना करना है, 11 साल में।
Sudarshan Karweer
हाँ, दोगुना करना है, लेकिन असली सवाल capacity का नहीं, timing का है। Generation पहले आता है, wires बाद में। और हमारे यहाँ हमेशा उल्टा होता है — पहले developer बोली जीतता है, फिर 3 साल बाद पता चलता है कि उसका substation ही नहीं बना।
50 GW का Connectivity Bottleneck
Neha
यही तो मुद्दा है। Grid-India के आँकड़े देखें तो अभी 50 gigawatt से अधिक renewable capacity ISTS connectivity queue में प्रतीक्षा कर रही है। कुछ projects को CEIG approval मिल गया है, पर actual line commissioning नहीं हुई। मतलब project तैयार है, बिजली बनने को तैयार है, पर निकलने का रास्ता नहीं है।
Sudarshan Karweer
देखिए, यह बिल्कुल वही gap है जिसकी बात कोई नहीं करता। Generation की bidding cycle 18 से 24 महीने की होती है, लेकिन एक नई ISTS line, खासकर पहाड़ी या forest area में, बनने में 4 से 6 साल लग जाते हैं। तो timeline mismatch संरचनात्मक है, यह कोई एक साल की बात नहीं।
Neha
सही कह रहे हैं। और CTUIL ने हाल ही में स्पष्ट किया कि GNA यानी General Network Access के तहत solar और non-solar hour access rights अलग-अलग हैं। इससे developers को थोड़ी flexibility मिली है, पर queue की लंबाई पर कोई असर नहीं पड़ा।
Sudarshan Karweer
GNA regulation अच्छी नीयत से बनी थी, ताकि हर developer को fair access मिले। पर हुआ यह कि demand इतनी बढ़ गई कि allocation खुद bottleneck बन गया। मैंने 2019 में एक wind project पर यही गलती देखी थी — connectivity granted थी, पर substation की bay ही available नहीं थी।
Neha
अच्छा, एक worked case बताइए ना, कुछ वास्तविक सा, बिना नाम लिए।
Mini-Case: राजस्थान Hybrid Project
Sudarshan Karweer
ठीक है। एक developer, 400 megawatt का hybrid wind-solar project, राजस्थान में। PPA sign हुआ 6 रुपये 80 पैसे प्रति kWh पर SECI के साथ। पर connectivity queue में उसका number इतना पीछे था कि COD delay हो गया 18 महीने। हर महीने की delay में लगभग 2 करोड़ रुपये का interest cost सिर्फ working capital पर।
Neha
अठारह महीने का अर्थ है लगभग छत्तीस करोड़ रुपये की केवल विलंब लागत, बिना generation revenue के। यह राशि developer की जेब से गई या lender की?
Sudarshan Karweer
दोनों की, लेकिन अलग-अलग तरीके से। Developer का equity IRR घटकर आठ percent तक आ गया। और lender ने अगली deal में risk premium बढ़ा दिया, पचास basis points। इसलिए पूरा sector महँगा हो गया, सिर्फ इस कारण कि transmission वाला हिस्सा समय पर नहीं आया।
Neha
पर CEA का कहना है कि उन्होंने अब anticipatory transmission planning शुरू की है, यानी generation capacity से पहले ही lines की planning हो जाए। क्या यह gap भरेगा?
Sudarshan Karweer
नीयत अच्छी है, लेकिन execution में सच कहूँ तो अभी भी land acquisition सबसे बड़ी बाधा है। Right of way यानी RoW clearance में औसतन अठारह से चौबीस महीने लगते हैं, खासकर जहाँ forest land आती है। Planning कागज़ पर तेज़ हो सकती है, लेकिन zameen पर हर pole के लिए farmer को मनाना पड़ता है।
Neha
BNEF की एक report में लिखा था कि भारत को नौ सौ gigawatt तक पहुँचने के लिए हर साल लगभग साढ़े तीन लाख करोड़ रुपये का transmission investment चाहिए, अगले दस सालों तक। अभी हम बमुश्किल एक लाख अस्सी हज़ार करोड़ के आसपास कर रहे हैं।
Sudarshan Karweer
यही असली गणित है। Investment दोगुना करना होगा, लेकिन पैसा कहाँ से आएगा? PGCIL अकेले यह नहीं कर सकती। Private players को भी लाना पड़ेगा, TBCB यानी tariff based competitive bidding के जरिए। लेकिन वहाँ भी tender से लेकर financial closure तक का समय काफ़ी लंबा है।
Neha
तो developer और taxpayer, इस evacuation gap का बिल आखिर कौन भरेगा? यही तो episode का सवाल है।
कौन चुकाता है: Risk Allocation Framework
Sudarshan Karweer
देखिए, अभी तो व्यावहारिक रूप से दोनों भर रहे हैं। Developer delay cost में भुगतान करता है, और taxpayer तब भुगतान करता है जब DISCOM उस महँगी बिजली का बोझ tariff में डालता है। असली fair model यह होगा कि transmission delay का risk contractually बाँटा जाए, generator, transmission utility और regulator के बीच।
Neha
मतलब कैसे? कोई concrete mechanism सुझाइए।
Sudarshan Karweer
जैसे CERC ने बिजली के लिए deviation settlement mechanism बनाया, वैसे ही transmission delay के लिए एक penalty-compensation framework होना चाहिए। यदि ISTS line तय समय पर नहीं बनी, तो transmission utility को generator को compensate करना चाहिए, न कि generator अकेले नुकसान झेले।
Neha
पर इससे तो CTU पर वित्तीय बोझ पड़ेगा, है न?
Contrarian Take: गलत Metric, सही दिशा
Sudarshan Karweer
हाँ, थोड़ा पड़ेगा, पर वही तो सही नियोजन के लिए प्रोत्साहन है। अभी CTU के लिए कोई प्रतिकूल प्रभाव नहीं है अगर लाइन देर से बने; पूरा जोखिम generator पर आ जाता है। जब तक जोखिम असममित रहेगा, planning केवल कागज़ पर ही सीमित रहेगी।
Neha
अब थोड़ा विपरीत दृष्टिकोण लेते हैं। कुछ लोग कहते हैं कि नौ सौ gigawatt का लक्ष्य ही अव्यावहारिक है, क्योंकि 2035 तक हमारा peak demand साढ़े चार सौ gigawatt से ज़्यादा नहीं जाएगा। तो इतनी transmission capacity क्यों चाहिए?
Sudarshan Karweer
यह तर्क सुनने में सही लगता है, लेकिन इसमें redundancy और renewable curtailment की बात छूट जाती है। जब solar और wind साथ में generate करते हैं, तो थोड़े समय के लिए peak load से कहीं ज़्यादा capacity चलती है। Transmission केवल peak demand के लिए नहीं, generation diversity के लिए भी चाहिए।
Neha
फिर भी, IEA के data से पता चलता है कि भारत में कुछ राज्यों में curtailment rate पहले से ही चार से छह percent के बीच है, खासकर राजस्थान और तमिलनाडु में। क्या अधिक transmission बनाने से यह अपने आप कम हो जाएगा?
Sudarshan Karweer
पूरी तरह नहीं, क्योंकि curtailment का एक हिस्सा DISCOM की demand forecasting की त्रुटि से भी आता है, केवल wire की कमी से नहीं। लेकिन हाँ, transmission capacity बढ़ने से evacuation constraint वाला हिस्सा निश्चित रूप से कम होगा। मेरा contrarian point यह है कि नौ सौ gigawatt एक अच्छा directional target है, पर execution metric गलत है।
Neha
अर्थात? आप target ही गलत मान रहे हैं?
Storage as Deferred Transmission
Sudarshan Karweer
नहीं, gigawatt capacity सही metric नहीं है; connectivity queue clearance rate असली metric होना चाहिए। CEA को हर साल यह बताना चाहिए कि कितने gigawatt की queue वास्तव में clear हुई, न कि सिर्फ कितनी line बनी। वरना हम line तो बना लेंगे, लेकिन queue वैसे ही अटकी रहेगी।
Neha
अच्छा, storage का एक और पहलू भी है। BESS projects की बात करें, तो हाल ही में राजस्थान में पाँच सौ megawatt, दो हज़ार megawatt-hour का BESS award हुआ है, दो लाख पचासी हज़ार रुपये प्रति megawatt प्रति महीने पर। क्या storage transmission की आवश्यकता कम करता है?
Developers और Lenders को क्या करना चाहिए
Sudarshan Karweer
आंशिक रूप से हाँ। अगर storage generation site पर ही लग जाए, तो peak evacuation load कम हो जाता है, और इतनी बड़ी line की आवश्यकता नहीं रहती। NLC India ने गुजरात में दो सौ पचहत्तर megawatt, पाँच सौ पचास megawatt-hour का project जीता; यह भी उसी सोच का हिस्सा है। लेकिन storage सस्ता नहीं है; अभी भी capital cost transmission line से अधिक बैठती है, प्रति unit deferred capacity के हिसाब से।
Neha
तो developers और lenders को अभी क्या करना चाहिए, अगर queue का यह हाल है?
Sudarshan Karweer
सबसे पहले, developer को bidding stage पर ही connectivity feasibility का independent due diligence कराना चाहिए, सिर्फ SECI या DISCOM के भरोसे नहीं बैठना चाहिए। मैंने कई बार देखा है, PPA sign हो जाता है, पर CEIG और substation bay availability चेक ही नहीं की जाती।
Neha
और lender की तरफ से?
Sudarshan Karweer
Lender को अपने credit appraisal में transmission readiness को एक अलग risk category बनाना चाहिए, generation risk से अलग। अभी ज़्यादातर term sheet में यह club हो जाता है। मेरा सुझाव है कि disbursement schedule को connectivity milestone से लिंक करें, न कि सिर्फ construction milestone से।
Neha
यानी पैसा तभी छूटे जब connectivity confirm हो?
Sudarshan Karweer
हाँ, या कम से कम partial disbursement उस stage पर हो। इससे developer भी जल्दी connectivity clearance के पीछे भागेगा, क्योंकि उसका पैसा उससे जुड़ा है। अभी तो सारा focus land और EPC पर होता है, transmission को last mile माना जाता है, जबकि वही सबसे बड़ी bottleneck है।
Neha
DISCOM की तरफ से क्या responsibility बनती है इसमें?
Sudarshan Karweer
DISCOM को long-term power procurement plan और transmission planning साथ में align करना चाहिए, कम से कम पाँच साल आगे का। अभी अक्सर DISCOM RE tender निकाल देता है, पर state transmission utility को पहले से पता ही नहीं होता कि कहाँ नई capacity आ रही है।
Neha
यह तो inter-agency coordination की problem है, कोई quick fix नहीं दिखता इसमें।
Rapid Fire: याद रखने योग्य तीन बातें
Sudarshan Karweer
बिल्कुल नहीं है quick fix, पर एक practical step हो सकता है, हर state में एक single-window transmission cell बने, generation और transmission planning दोनों साथ बैठकर करें। कुछ राज्यों में यह शुरू हुआ है, पर patchy है, हर जगह नहीं।
Neha
सुदर्शन जी, यदि आपको पूरे system में एक चीज़ बदलनी हो, तो आप क्या बदलेंगे?
Sudarshan Karweer
मैं connectivity queue को first-come-first-serve से हटाकर readiness-based priority में बदलूँगा। अर्थात जो developer land, financial closure और EPC contract — तीनों में सबसे आगे है, उसे queue में पहले ऊपर लाया जाए, न कि केवल application date के आधार पर।
Neha
लेकिन इससे तो बड़े developers को लाभ होगा, छोटे players पीछे रह जाएंगे।
समापन और अगला episode
Sudarshan Karweer
हाँ, यह valid concern है। इसलिए मैं यह भी कहूँगा कि छोटे developers के लिए एक अलग bucket रखा जाए, कोटा based। लेकिन जो projects केवल speculative connectivity ले लेते हैं, बिना land या financing के, उन्हें queue से बाहर करना आवश्यक है। अभी तो कई ऐसे applications भी queue block कर रहे हैं जो कभी बनेंगे ही नहीं।
Neha
यह तो बड़ा structural सुझाव है। चलिए अब rapid-fire पर आते हैं, तीन बातें याद रखिए।
Sudarshan Karweer
पहली बात, नौ सौ gigawatt का target directionally सही है, पर execution metric गलत नापा जा रहा है; capacity नहीं, queue clearance देखिए।
Sudarshan Karweer
दूसरी बात, पचास gigawatt से अधिक RE अभी ISTS queue में अटका हुआ है, और हर महीने की delay करोड़ों का cost developer और अंततः taxpayer, दोनों पर डालती है।
Sudarshan Karweer
तीसरी बात, disbursement को connectivity milestone से लिंक कीजिए, transmission risk को generation risk से अलग नापिए, और storage को deferred transmission investment की तरह देखिए, magic bullet की तरह नहीं।
Neha
बहुत स्पष्ट, सुदर्शन जी। तो अंत में, यह evacuation gap कौन भरेगा, developer या taxpayer?
Sudarshan Karweer
सच कहूँ तो अभी दोनों भर रहे हैं, और वह भी गलत तरीके से। सही तरीका यह है कि risk transmission utility, regulator और generator — तीनों में contractually बँटे। जब तक यह नहीं होता, नौ सौ gigawatt एक अच्छा PowerPoint slide बना रहेगा; ज़मीन पर उतरने में अभी वक़्त लगेगा।
Sudarshan Karweer
यदि आपको यह एपिसोड उपयोगी लगा, तो growthifye.com पर हमारा संपूर्ण transmission queue विश्लेषण पढ़िए, राज्य-वार विभाजन के साथ। अगले एपिसोड में हम इस पर बात करेंगे कि BESS टैरिफ़ में गिरावट से DISCOM की procurement strategy कैसे बदल रही है। तब तक, नमस्कार। अगले सप्ताह मिलते हैं।
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