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900 GW by 2035-36: CEA Ka Promise Ya Paper Plan?
ISTS connectivity queues block over 50 GW of renewable projects — evacuation gap ka bill aakhir bharega kaun, developer ya taxpayer?
900 GW by 2035-36: CEA Ka Promise Ya Paper Plan?
0:00 / 13:47 · Episode 6
- 01CEA's 900 GW transmission target for FY36 is directionally right but measured by the wrong metric — capacity built, not connectivity queue cleared
- 02Over 50 GW of renewable capacity sits stuck in ISTS connectivity queues, costing developers crores per month in delay financing
- 03Risk of transmission delay is currently borne asymmetrically by developers and eventually taxpayers via DISCOM tariffs, with no penalty on CTU for late lines
- 04Lenders should link disbursement schedules to connectivity milestones, not just construction milestones, to align incentives
- 05Battery storage can defer but not replace transmission investment, since capital cost per unit of deferred capacity still remains high
In this episode of Growthifye Grid, Sudarshan Karweer and Neha unpack CEA chairperson Ghanshyam Prasad's announcement of a 900 GW transmission network target by 2035-36, and ask the uncomfortable question nobody in the press conference asked — what happens to the more than 50 GW of renewable capacity already stuck in ISTS connectivity queues today. Using an anonymised 400 MW hybrid project case from Rajasthan, Sudarshan walks through the real cost of an 18-month connectivity delay, running into tens of crores, and who actually absorbs it. The conversation covers CTUIL's GNA clarifications, anticipatory transmission planning, right-of-way bottlenecks, TBCB investment gaps versus BNEF's funding estimates, and a contrarian argument that gigawatt capacity is the wrong success metric altogether. The episode closes with concrete recommendations for developers, lenders and DISCOMs, and a note on where storage genuinely helps versus where it is oversold as a fix.
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Cold Open: The 18-Month Queue
Sudarshan Karweer
देखिये, नौ सौ gigawatt transmission का target सुनने में शानदार लगता है, लेकिन आज ही एक developer ने मुझे बताया कि उसका दो सौ पचास megawatt का solar project ISTS connectivity queue में अठारह महीने से अटका पड़ा है। तो सवाल यह है कि plan कागज़ पर है या ज़मीन पर?
Sudarshan Karweer
नमस्कार दोस्तों, मैं सुदर्शन करवीर, यह है Growthifye Grid। आज हम बात करेंगे CEA के नौ सौ gigawatt transmission target की, साल दो हज़ार पैंतीस-छत्तीस तक, और उस छोटे से सच की जो headline में नहीं आता। साथ में हैं नेहा, हमारी Business Analyst। नेहा, शुरू करते हैं?
CEA's 900 GW Target Explained
Neha
जी सुदर्शन जी। तो पिछले हफ्ते ET EnergyWorld में CEA के chairperson घनश्याम प्रसाद जी का statement आया, कि भारत का transmission network नौ सौ gigawatt तक पहुँचेगा जैसे-जैसे renewables scale करेंगे। अभी हमारा installed transmission capacity लगभग चार सौ पचास gigawatt के आसपास है। मतलब double करना है, ग्यारह साल में।
Sudarshan Karweer
हाँ, double 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 तीन साल बाद पता चलता है कि उसका substation ही नहीं बना।
The 50 GW Connectivity Bottleneck
Neha
यही तो मुद्दा है। Grid-India के आँकड़े देखें तो अभी पचास gigawatt से ज़्यादा renewable capacity ISTS connectivity queue में wait कर रही है। कुछ projects को CEIG approval मिल गया है, पर actual line commissioning नहीं हुई। मतलब project ready है, बिजली बनने को तैयार है, पर निकलने का रास्ता नहीं।
Sudarshan Karweer
देखिये, यह exactly वो gap है जिसकी बात कोई नहीं करता। Generation की bidding cycle अठारह से चौबीस महीने की होती है, लेकिन एक नई ISTS line, खासकर पहाड़ी या forest area में, बनने में चार से छह साल लग जाते हैं। तो timeline mismatch structural है, यह कोई एक साल की बात नहीं।
Neha
सही कह रहे हैं। और CTUIL ने हाल ही में clarify 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 length 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 बताइये ना, कुछ real सा, without नाम लिए।
Mini-Case: The Rajasthan Hybrid Project
Sudarshan Karweer
ठीक है। एक developer, चार सौ megawatt का hybrid wind-solar project, राजस्थान में। PPA sign हुआ छह रुपये अस्सी पैसे प्रति kWh पर SECI के साथ। पर connectivity queue में उसका number इतना पीछे था कि COD delay हो गया अठारह महीने। हर महीने की delay में लगभग दो करोड़ रुपये का interest cost सिर्फ working capital पर।
Neha
अठारह महीने का मतलब तो लगभग छत्तीस करोड़ रुपये सिर्फ delay cost, बिना generation revenue के। यह किसकी जेब से गया, developer की या lender की?
Sudarshan Karweer
दोनों की, पर अलग तरीके से। Developer का equity IRR गिरा, आठ percent तक। और lender ने risk premium बढ़ा दिया अगली deal में, पचास basis points। तो पूरा sector महँगा हो गया, सिर्फ इसलिए कि transmission वाला हिस्सा वक़्त 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 का planning हो जाए। क्या यह गैप भरेगा?
Sudarshan Karweer
अच्छी नीयत है, पर execution में सच बताऊं तो अभी भी land acquisition सबसे बड़ी रुकावट 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, पर 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 है असली गणित। Investment double करना होगा, पर पैसा कहाँ से आएगा? PGCIL अकेले नहीं कर सकती। Private players को भी लाना पड़ेगा, TBCB यानी tariff based competitive bidding के जरिए। पर वहाँ भी tender से लेकर financial closure तक का समय काफी लंबा है।
Neha
तो developer और taxpayer, इस evacuation gap का बिल आखिर कौन भरेगा? यही तो episode का सवाल है।
Who Pays: Risk Allocation Framework
Sudarshan Karweer
देखिये, अभी तो practically दोनों भर रहे हैं। Developer भरता है delay cost में, और taxpayer भरता है जब DISCOM उस महँगे बिजली का बोझ tariff में डालता है। असली fair मॉडल यह होगा कि transmission delay का risk contractually बंटे, generator, transmission utility और regulator के बीच।
Neha
मतलब कैसे? कोई concrete mechanism सुझाइये।
Sudarshan Karweer
जैसे CERC ने deviation settlement mechanism बनाया बिजली के लिए, वैसे ही transmission delay के लिए एक penalty-compensation framework होना चाहिए। अगर ISTS line तय समय पर नहीं बनी, तो transmission utility को generator को compensate करना चाहिए, न कि generator अकेला नुकसान झेले।
Neha
पर यह तो CTU के ऊपर financial burden डाल देगा, है ना?
Contrarian Take: Wrong Metric, Right Direction
Sudarshan Karweer
हाँ, थोड़ा डालेगा, पर वही तो incentive है सही planning का। अभी तो CTU के लिए कोई downside नहीं है अगर line late हो, सब risk generator पर आता है। जब तक risk asymmetric रहेगा, planning हमेशा paper पर ही रहेगी।
Neha
अब लेते हैं थोड़ा contrarian angle। कुछ लोग कहते हैं कि नौ सौ gigawatt target ही unrealistic है, क्योंकि हमारा peak demand दो हज़ार पैंतीस तक साढ़े चार सौ gigawatt से ज़्यादा नहीं जाएगा। तो इतना transmission क्यों चाहिए?
Sudarshan Karweer
यह argument सुनने में सही लगता है, पर भूल जाता है redundancy और renewable curtailment को। जब solar और wind साथ generate करते हैं, पीक load से कहीं ज़्यादा capacity चलती है थोड़ी देर के लिए। Transmission सिर्फ peak demand के लिए नहीं, generation diversity के लिए भी चाहिए।
Neha
फिर भी, IEA का data बताता है कि भारत में curtailment rate पहले से ही चार से छह percent के बीच है कुछ राज्यों में, राजस्थान और तमिलनाडु में खासकर। ज़्यादा transmission बनाने से क्या यह अपने आप कम हो जाएगा?
Sudarshan Karweer
पूरी तरह नहीं, क्योंकि curtailment का एक हिस्सा DISCOM की demand forecasting की गलती से भी आता है, wire की कमी से नहीं। पर हाँ, transmission capacity बढ़ने से evacuation constraint वाला हिस्सा ज़रूर कम होगा। मेरा contrarian point यह है कि नौ सौ gigawatt एक अच्छा directional target है, पर execution metric गलत है।
Neha
मतलब? Target ही गलत मान रहे हैं आप?
Storage as Deferred Transmission
Sudarshan Karweer
नहीं नहीं, gigawatt capacity सही metric नहीं, connectivity queue clearance rate असली metric होना चाहिए। CEA को हर साल यह बताना चाहिए कि कितने gigawatt की queue actually clear हुई, न कि सिर्फ कितनी line बनी। वरना हम line तो बना लेंगे, पर queue वैसे ही अटकी रहेगी।
Neha
अच्छा एक और angle, storage का। 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 ज़रूरत कम करता है?
What Developers and Lenders Should Do
Sudarshan Karweer
आंशिक रूप से हाँ। अगर storage generation साइट पर ही लगे, तो peak evacuation load कम हो जाता है, और उतनी बड़ी line नहीं चाहिए। NLC India ने गुजरात में दो सौ पचहत्तर megawatt पांच सौ पचास megawatt-hour का project जीता, यह भी उसी सोच का हिस्सा है। पर storage cheap नहीं, अभी भी capital cost transmission line से ज़्यादा बैठता है प्रति unit deferred capacity पर।
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: Three Things to Remember
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, अगर आपको एक चीज़ बदलनी हो पूरे system में, तो क्या बदलेंगे?
Sudarshan Karweer
मैं connectivity queue को first-come-first-serve से हटाकर readiness-based priority बनाऊंगा। मतलब जो developer land, financial closure, और EPC contract तीनों में सबसे आगे है, उसे पहले queue में ऊपर लाया जाए, न कि सिर्फ application date के हिसाब से।
Neha
पर इससे तो बड़े developers को फायदा होगा, छोटे players पीछे रह जाएंगे।
Close and Next Episode
Sudarshan Karweer
हाँ, यह valid concern है, इसलिए मैं यह भी कहूंगा कि छोटे developers के लिए एक अलग bucket रखा जाए, कोटा based। पर जो projects सिर्फ speculative connectivity ले लेते हैं, बिना land या financing के, उन्हें queue से बाहर करना ज़रूरी 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 रखिये।
Sudarshan Karweer
पहली बात, नौ सौ gigawatt का target directionally सही है, पर execution metric गलत नापा जा रहा है, capacity नहीं, queue clearance देखिये।
Sudarshan Karweer
दूसरी बात, पचास gigawatt से ज़्यादा RE अभी अटका है ISTS queue में, और हर महीने की delay करोड़ों का cost डालती है developer और अंततः taxpayer दोनों पर।
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 साफ सुदर्शन जी। तो final में, कौन भरेगा यह evacuation gap, developer या taxpayer?
Sudarshan Karweer
सच कहूं तो अभी दोनों भर रहे हैं, गलत तरीके से। सही तरीका है कि risk transmission utility, regulator और generator तीनों में contractually बंटे। जब तक यह नहीं होता, नौ सौ gigawatt एक अच्छा PowerPoint slide बना रहेगा, ज़मीन पर उतरने में अभी वक़्त लगेगा।
Sudarshan Karweer
अगर आपको यह episode काम का लगा, तो growthifye.com पर हमारी पूरी transmission queue analysis पढ़िए, राज्य-वार breakup के साथ। अगले एपिसोड में हम बात करेंगे कि BESS tariff गिरने से DISCOM की procurement strategy कैसे बदल रही है। तब तक, नमस्कार, मिलते हैं अगले हफ्ते।
Got a question this episode left open? Ask in Hindi, English or Hinglish — Neha reads the queue before every recording, picks listener questions and reads them out in Hindi and English before Sudarshan answers, crediting you by first name.
अपना सवाल हिंदी या English में लिखिए — नेहा अगली रिकॉर्डिंग में चुने गए सवाल दोनों भाषाओं में पढ़ेंगी और सुदर्शन जवाब देंगे।
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