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Costa de Marfil ha dado otro paso importante hacia el fortalecimiento de su transición hacia la energía limpia con el lanzamiento de dos licitaciones internacionales para proyectos de energía solar a gran escala. El gobierno está buscando productores de energía independientes para desarrollar dos nuevas plantas fotovoltaicas, cada una con una capacidad máxima de 100 MW y ambas equipadas con sistemas de almacenamiento de baterías de 33 MWh. Uno de estos proyectos estará ubicado en Dabakala, en el noreste, mientras que el otro se construirá en Niakaramandougou, en la región central. Juntos, representan una adición significativa a la cartera de energía renovable del país y reflejan un énfasis creciente en soluciones solares más almacenamiento.

La licitación por los proyectos está abierta a desarrolladores privados locales e internacionales, quienes serán seleccionados mediante un proceso de licitación competitivo. Los postores ganadores recibirán acuerdos de compra de energía a largo plazo a 25 años, lo que les brindará un horizonte de inversión estable y ayudará a garantizar un suministro constante a la red nacional. La fecha límite de presentación de ofertas se fijó para el 25 de julio de 2025, lo que dará a los interesados ​​varios meses para preparar sus propuestas técnicas y financieras. La inclusión del almacenamiento en baterías se considera esencial, ya que permite a las plantas almacenar el excedente de electricidad solar y liberarla durante los picos de demanda nocturna o períodos de baja generación, lo que en última instancia mejora la confiabilidad de la red y reduce la dependencia de la energía de respaldo basada en combustibles fósiles.

Estas licitaciones respaldan la estrategia energética nacional más amplia de Costa de Marfil en el marco del Pacte National Énergie, que describen el objetivo del país de aumentar la proporción de energía renovable en la combinación eléctrica al 45 por ciento para 2030. Si bien el país ha logrado avances notables en la expansión de su infraestructura energética, la generación solar se ha mantenido relativamente limitada en comparación con las fuentes hidroeléctricas y térmicas. Se espera que los nuevos proyectos ayuden a diversificar las fuentes de generación y acerquen al país al cumplimiento de sus compromisos climáticos y de seguridad energética.

La red eléctrica de Costa de Marfil se ha ampliado constantemente en los últimos años. Para 2023, la capacidad de energía instalada del país alcanzó alrededor de 2.907 MW, de los cuales casi el 69 por ciento provendrá de generación térmica. Mientras tanto, la red de transmisión nacional creció de 4.422 kilómetros a 7.553 kilómetros durante la última década, y la red de distribución se expandió de alrededor de 36.101 kilómetros a más de 61.000 kilómetros. Estos acontecimientos han contribuido a un aumento significativo del acceso a la electricidad, que alcanzó el 72,4 por ciento de la población en 2023, frente al 61,5 por ciento diez años antes.

Al invitar a la inversión privada a nuevos proyectos de energía solar y almacenamiento, el gobierno pretende respaldar la creciente demanda de electricidad impulsada por el crecimiento industrial y la urbanización, al tiempo que fortalece la red contra la intermitencia y las fluctuaciones del suministro. Se espera que las nuevas licitaciones atraigan un gran interés de los actores mundiales y regionales de energía renovable, marcando otro paso en el esfuerzo de Costa de Marfil por construir un sistema energético más limpio, más resiliente y más asequible para sus ciudadanos.


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India se está embarcando en un camino ambicioso hacia una transición energética, con el objetivo de 500 GW energía renovable por 2030 y trabajar para lograr emisiones netas cero mediante 2070. El enfoque tradicional siempre ha dependido en gran medida de los parques solares montados en el suelo. Sin embargo, en una nación con casiy 1,46 mil millones de personas, El creciente costo de la tierra plantea un desafío importante que amenaza el ritmo y la escalada del despliegue. Como resultado, este desafío histórico ha llevado a la India a buscar soluciones fuera de sus fronteras, utilizando su extensa red de cuerpos de agua continentales, que comprende aproximadamente 14.500 kilómetros de ríos, canales, arroyos, etc. Esta búsqueda ha abierto la puerta a una tecnología innovadora conocida como energía solar fotovoltaica flotante.

La ventaja actual

La energía solar fotovoltaica flotante utiliza un método innovador para abordar las limitaciones del terreno. Sin embargo, su verdadera ventaja revolucionaria se encuentra en una eficiencia operativa significativamente mejorada. Los paneles solares montados en el suelo sufren una caída en su eficiencia cuando las temperaturas aumentan 25°C. A diferencia de los sistemas tradicionales, los conjuntos flotantes utilizan los efectos de enfriamiento natural del agua que se encuentra debajo. Los estudios indican que los módulos solares fotovoltaicos flotantes pueden producir 8% y 35,9% más energía que los sistemas terrestres convencionales en condiciones climáticas similares. Este notable aumento de la eficiencia mejora la estabilidad de la red y refuerza la seguridad energética.

Además, los sistemas solares fotovoltaicos flotantes ofrecen un doble beneficio importante ya que contribuyen a la conservación del agua. En concreto, al proyectar sombra sobre una sección de la superficie del agua, estos paneles minimizan significativamente las pérdidas por evaporación. Una evaluación tecnoeconómica de una 125 megavatios El proyecto solar fotovoltaico flotante en el embalse de Idukki en Kerala muestra que se espera que el sistema reduzca la evaporación del agua en aproximadamente 18.68 millones de litros cada año. Esta combinación de producción de energía limpia y conservación del agua hace que la energía solar fotovoltaica flotante sea especialmente beneficiosa para la India, un país que enfrenta una creciente escasez de agua.

El diseño de sistemas solares fotovoltaicos flotantes tiene una inmensa importancia. Debe incluir flotadores fuertes, sistemas de anclaje seguros y protección avanzada contra la humedad. Este diseño garantiza la integridad estructural y la durabilidad, que son esenciales para maximizar la eficiencia de conversión de energía y extender la vida útil del sistema en entornos acuáticos.

Ampliación de escala: potencial y viabilidad económica

Aunque la capacidad global de energía solar flotante es todavía relativamente pequeña (en 10 GW en comparación con más de 1.000 gw fo energía solar montada en tierra: India está lista para tomar la delantera en la expansión significativa de este sector. La nación tiene un potencial estimado para energía solar fotovoltaica flotante que oscila entre 280 y 300 GW en sus numerosos embalses. Por lo tanto, varios estados ya han iniciado proyectos piloto para aprovechar este potencial.

Además, desde un punto de vista económico, los proyectos solares flotantes se están acercando rápidamente a la competitividad de costos con los sistemas montados en tierra. El estudio de viabilidad realizado en Idukki demostró una gran viabilidad financiera, con un costo nivelado de la electricidad (LCoE) de INR. 3,07/kWh y un atractivo periodo de recuperación de 10 añoss. Además, los beneficios ambientales son evidentes: se prevé que este proyecto evite que alrededor de 3,98 millones de toneladas de emisiones de CO2 a lo largo de su vida útil de 25 años.

El futuro: un pionero mundial

De cara al futuro, la atención se centrará en abordar los desafíos actuales. Estos incluyen la estandarización de equipos, el desarrollo de criterios de elegibilidad de sitios personalizados y la promoción de la producción local de estructuras flotantes. A medida que los costos siguen disminuyendo debido a los avances tecnológicos y la mayor competencia en el mercado, la energía solar fotovoltaica flotante está lista para evolucionar de una opción de nicho a una solución energética convencional. La estrategia creativa de despliegue de la India, reforzada por sus vastos recursos hídricos, posiciona al país no sólo como consumidor sino también como líder en tecnología solar flotante en el sur de Asia y en todo el mundo. En última instancia, al aprovechar el potencial de sus cuerpos de agua, India se asegura de alcanzar su objetivo de 500 GW de energía renovable de una manera efectiva, sostenible y segura, fortaleciendo así su papel en la batalla global contra el cambio climático.


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Husk Power Systems ha anunciado un importante cambio estratégico con el lanzamiento de su nueva plataforma de recursos energéticos distribuidos (DER) habilitada por IA, posicionando a la empresa para acelerar el acceso a la energía limpia en todo el Sur Global. El anuncio se hizo en el Foro de Inversión de África (AIF), donde la compañía abrió formalmente la recaudación de fondos para su ronda Serie E, con el objetivo de 400 millones de dólares en capital y deuda.

La nueva iniciativa, denominada plataforma “Powering Prosperity”, tiene como objetivo implementar al menos 2 gigavatios (GW) de sistemas distribuidos de almacenamiento de baterías y energía solar en todo el sur de Asia, el sudeste asiático y el África subsahariana para 2030. Husk ya ha obtenido más de 125 millones de dólares hasta la fecha y actualmente presta servicios a más de 2,2 millones de personas en India y Nigeria.

Plataforma impulsada por IA dirigida a comunidades, empresas y hogares

El modelo DER renovado de Husk se basa en tres segmentos de clientes: comunidades, empresas comerciales e industriales (C&I) y hogares.

-Las minirredes seguirán suministrando energía a las comunidades rurales, tanto aisladas como conectadas a la red.

-A los clientes residenciales y de C&I se les ofrecerán sistemas independientes montados en el techo o en el suelo a través de modelos EPC llave en mano o acuerdos de compra de energía (PPA) a largo plazo.

-La plataforma también ampliará las soluciones a escuelas, centros de salud e instituciones públicas.

Manoj Sinha, director ejecutivo y cofundador de Husk, dijo que la evolución de la empresa refleja casi una década de experiencia operativa en India y Nigeria.

«Husk ha evolucionado hasta convertirse en un proveedor de DER impulsado por IA que presta servicios a comunidades, hogares y empresas. Esto abre nuevas e interesantes oportunidades de crecimiento para implementar 2 GW para 2030 y adaptar soluciones DER a nuevos mercados», señaló Sinha.

La IA como “sistema nervioso central” de operaciones

En el centro de la plataforma Powering Prosperity se encuentra una sofisticada arquitectura digital impulsada por inteligencia artificial predictiva y agente.

-La IA predictiva estima la demanda de energía para cada sitio de minirred.

-Agentic AI luego optimiza los activos de generación cada 30 minutos para minimizar los costos de energía, maximizar la penetración de energías renovables y mejorar la prestación de servicios.

Estos sistemas algorítmicos están diseñados para reducir el costo de la electricidad entregada y al mismo tiempo mejorar la eficiencia operativa a largo plazo.

Apoyo a la electrificación mundial ya los objetivos nacionales de energía limpia

La estrategia de Husk se alinea con agendas de desarrollo más amplias:

-En África, la expansión apoya la Misión 300, una iniciativa conjunta del Banco Mundial y el Banco Africano de Desarrollo para electrificar a 300 millones de personas para 2030.

-El Banco Mundial ha identificado las minirredes solares comunitarias como la solución más eficiente en términos de capital para la electrificación por primera vez en África subsahariana.

-En India, la plataforma de Husk contribuye al objetivo nacional de instalar 500 GW de capacidad de combustibles no fósiles para 2030.

Con su nueva plataforma impulsada por IA y su agresivo plan de expansión, Husk Power busca convertirse en una empresa de servicios públicos de DER líder en los mercados emergentes, ampliando el acceso a la energía renovable para millones de personas durante la próxima década.

El Ministro de Energía Nueva y Renovable de la Unión, Pralhad Joshi, inauguró una planta de pellets de biomasa de última generación con una capacidad de 240 toneladas por día en Rewari, Haryana, lo que supone un importante impulso para el ecosistema de combustibles limpios y la economía rural del estado. Se espera que la instalación reduzca significativamente las emisiones de carbono, reduzca la quema de rastrojos y cree nuevas oportunidades de ingresos para los agricultores al convertir los residuos agrícolas en gránulos de biomasa para la combustión conjunta de energía térmica.

El lanzamiento se produce cuando el Gobierno Central implementa una nueva política nacional que exige la co-combustión de pellets de biomasa o carbón RSU torrefacto en todas las plantas de energía térmica a base de carbón. Según la directiva, las plantas de toda la India deben mezclar un 5% de biomasa en peso, mientras que las unidades en la región de Delhi-NCR mezclarán un 7%, y al menos la mitad procederá de residuos de arroz local. La medida tiene como objetivo abordar la quema de rastrojos, fortalecer los sistemas de segregación de residuos y ampliar el ecosistema del carbón vegetal derivado de RSU.

Planta de biomasa para fortalecer los medios de vida rurales

Joshi dijo que la nueva instalación de Rewari utilizará paja de arroz, paja de mostaza y tallos de algodón para producir pellets que sirven como un sustituto limpio del carbón. Se espera que la planta apoye a los agricultores con flujos de ingresos adicionales y al mismo tiempo contribuya a los objetivos más amplios de descarbonización de la India. Joshi calificó el proyecto de “hito importante” y señaló que se alinea con la visión del Primer Ministro Narendra Modi de construir una nación sostenible y con seguridad energética.

El Ministro destacó el apoyo continuo del Centro a Haryana y señaló que el Estado, que ya opera más de 12 GW de capacidad de generación de electricidad, está en camino de duplicarla a 24 GW en los próximos años, permitiendo un acceso a la energía más limpia y confiable.

Impulso solar: PM-KUSUM y PM Surya Ghar aceleran la adopción

La huella de energía renovable de Haryana ha superado los 2,8 GW, incluidos 2,4 GW de capacidad solar. Más de 2 lakh de hogares han solicitado el PM Surya Ghar Muft Bijli Yojana, y más de 45.000 sistemas solares en tejados ya están operativos, lo que brinda a los hogares beneficios de factura de electricidad cero.

En el marco de PM-KUSUM, el Estado ha desplegado 1,74 lakh de bombas solares e instalado 18,61 MW en el marco del Componente A, lo que permite a los agricultores realizar la transición del riego con diésel al riego con energía solar. Joshi enfatizó que los agricultores ahora se están convirtiendo en proveedores agrícolas y productores de energía limpia.

El hidrógeno verde y la conversión de residuos en energía lideran la próxima fase de crecimiento.

Haryana también está impulsando múltiples proyectos de hidrógeno verde en Hisar, Panipat y Jhajjar, posicionándose como líder en el panorama de combustibles limpios de la India. El Estado tiene un potencial de biomasa estimado de más de 1.350 MW y está ampliando su infraestructura de conversión de residuos en energía con 49 MW repartidos en 26 unidades.

Joshi dijo que estos avances fortalecen colectivamente la posición de Haryana en la transición energética de la India, y acredita a los ciudadanos del estado por sus contribuciones de largos datos al crecimiento nacional, desde asegurar las fronteras hasta impulsar la producción agrícola y ahora defender la innovación en energía limpia.

Al expresar confianza en el progreso de Haryana, el Ministro dijo que el estado está bien posicionado para emerger como líder mundial en energía limpia en los próximos años.


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Rajasthan Rajya Vidyut Utpadan Nigam Limited (RRVUNL) construyó con éxito la subasta de un importante proyecto independiente de almacenamiento de energía en baterías en el estado, lo que marca un importante avance para el sector de almacenamiento de energía de la India. El proyecto, diseñado para una capacidad de 500 MW/2.000 MWh, fue licitado en agosto 2025 y atrajo una fuerte participación de múltiples desarrolladores, destacando el creciente interés en el almacenamiento de energía en baterías en todo el país. Estos sistemas de almacenamiento están destinados principalmente a respaldar el uso de electricidad bajo demanda y ayudar a equilibrar los requisitos de energía en las horas pico y fuera de las horas pico en Rajasthan.

La subasta se llevó a cabo mediante un proceso de licitación competitivo basado en tarifas. Participaron seis postores, incluido Patanjali Ayurved, que cotizó 250 MW/1.000 MWh, y otras cinco empresas (Ultravibrant Solar Energy, Rama Reflection India, MEC Power Solutions, Bhagwati Lacto Vegetarian Exports y Diwakar Renewable & Infra), todas las cuales cotizaron por 50 MW/200 MWh cada una. La tarifa más baja descubierta en la subasta fue de 2,85 rupias lakh por MW al mes, lo que demuestra precios competitivos y un fuerte interés de los desarrolladores en el sector.

El proyecto está planificado bajo un modelo Construir, Poseer, Operar (BOO) y recibirá apoyo de Viability Gap Funding (VGF) para fomentar la participación competitiva. El RfS detalla que el VGF se desembolsará en tres tramos: 20% después del cierre financiero, 50% en la Fecha de Operación Comercial (COD) y el 30% restante un año después de COD. También se requerirá una garantía bancaria para garantizar la implementación oportuna y el funcionamiento sostenido del proyecto. Este enfoque de financiación gradual tiene como objetivo promover la finalización del proyecto a tiempo y garantizar la confiabilidad a largo plazo del sistema de almacenamiento, que se espera que desempeñe un papel clave en la gestión de la demanda de electricidad y el apoyo a la estabilidad de la red en Rajasthan.

El proyecto refleja el impulso continuo de la India hacia soluciones de almacenamiento de energía a gran escala para complementar el crecimiento de la energía renovable y satisfacer las necesidades energéticas del estado de manera eficiente.


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Tata Power Company Limited, una de las compañías eléctricas integradas más grandes de la India, ha firmado acuerdos comerciales con Druk Green Power Corporation Limited (DGPC) para la implementación del proyecto hidroeléctrico Dorjilung de 1.125 MW en Bután. El proyecto se desarrollará a través de un vehículo de propósito especial (SPV) en el que DGPC tendrá un 60% del capital y Tata Power un 40%.

Planificado en el río Kurichhu en Mongar, el proyecto de pasado comprende seis unidades de 187,5 MW cada una e incluye un estanque de seis horas para el suministro de energía pico. Tata Power invertirá aproximadamente 1.572 millones de rupias en capital según un modelo de infusión por fases. El costo total del proyecto se estima en 13.100 millones de rupias, lo que convierte a Dorjilung en el segundo proyecto hidroeléctrico más grande de Bután y en el mayor desarrollo hidroeléctrico basado en APP del país.

Una vez operativo, previsto para septiembre de 2031, el proyecto suministrará el 80% de su generación a la India, lo que aumentará significativamente la disponibilidad regional de energía limpia y la seguridad energética. Respaldado por el Banco Mundial, el proyecto marca un hito en la financiación transfronteriza de infraestructura verde.

El acuerdo de concesión fue firmado en Thimphu por el Dr. Praveer Sinha, director ejecutivo y director general de Tata Power; Dasho Chhewang Rinzin, director general de la DGPC; y Karma P. Dorji, Directora General, MoENR, Bután. Presenciaron la ceremonia el Primer Ministro de Bután, Lyonchhen Tshering Tobgay, y altos funcionarios del Gobierno de Bután, Tata Power, la Embajada de la India y el Banco Mundial.

Dorjilung se basa en la asociación energética de larga data entre Indo-Bután, que incluye el Proyecto Hidroeléctrico Dagachhu, donde Tata Power tiene una participación del 26%, y el Proyecto Hidroeléctrico Khorlochhu de 600 MW en construcción, donde Tata Power tiene una participación del 40%. Ambas empresas siguen comprometidas con el desarrollo conjunto de 5.000 MW de capacidad de energía limpia en Bután, en consonancia con la estrategia energética nacional de Bután y los objetivos netos cero de la India.

El Dr. Praveer Sinha afirmó que el proyecto refuerza el compromiso de Tata Power con la expansión regional de la energía limpia y fortalece el corredor de energía renovable Indo-Bután. El director general de la DGPC, Dasho Chhewang Rinzin, enfatizó que el potencial hidroeléctrico de Bután lo posiciona como un pilar del futuro de la energía verde en el sur de Asia.

La firma se produce en medio de importantes avances hidroeléctricos en Bután, incluida la puesta en servicio de Punatsangchhu II de 1.020 MW y la finalización prevista de Punatsangchhu I de 1.200 MW dentro de cuatro años. El reciente anuncio de la India de una línea de crédito concesional de 40.000 millones de rupias para proyectos energéticos de Bután subraya aún más la sólida cooperación bilateral.

Se espera que Dorjilung amplíe significativamente la cartera de energía renovable de Tata Power y al mismo tiempo avance en los objetivos de desarrollo económico y sostenible de Bután.


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Científicos de la India han desarrollado un método novedoso para optimizar la ubicación de una estación de carga de vehículos eléctricos en la red, junto con el tamaño de su generación fotovoltaica y el almacenamiento de baterías. También han creado un marco para una oferta innovadora de tragamonedas.

Un grupo de científicos de la India ha desarrollado un método novedoso para programar la carga de vehículos eléctricos (EV) en estaciones de carga que incluyen generación fotovoltaica y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

El método propuesto consta de dos componentes: optimización y jerarquización. El primer componente optimiza la ubicación de las estaciones de carga de vehículos eléctricos (EVCS) dentro de un sistema de distribución radial de 33 autobuses estándar IEEE, junto con el tamaño del sistema fotovoltaico y el BESS. El segundo componente determina el orden en que se cargan los vehículos eléctricos.

«Esta investigación aborda el caos optimizando la ubicación de las estaciones y las operaciones en las redes de distribución, asegurando un flujo de energía eficiente y al mismo tiempo frenando las emisiones y los gastos», dijo el equipo en un comunicado. «Al abordar estos obstáculos, se allana el camino para un transporte sostenible que no sobrecargue nuestras envejecidas redes, haciendo de los vehículos eléctricos una opción práctica para todos, desde los que viajan diariamente a la ciudad hasta los conductores de largas distancias».

La parte de optimización del método se basa en el algoritmo de optimización de rémora multiobjetivo (MOROA), que se inspira en la forma en que los peces rémora se mueven y se adhieren a animales marinos más grandes. Para determinar el tamaño óptimo de PV y del BESS, el modelo primero inicia un “viaje libre”, que representa una búsqueda global con saltos significativos. Posteriormente realiza pequeños ataques, al igual que el animal, localizando mejor la zona de la respuesta. Finalmente, el modelo pasa al estado de “explotación”, afinando la mejor respuesta.

En cuanto a la parte de jerarquización del método, el sistema utiliza el proceso de jerarquía analítica (AHP) para ver si puede ofrecer un lugar de carga a un vehículo eléctrico. La solicitud debe realizarse inicialmente a través de una aplicación de teléfono móvil. Luego, el sistema considera varios parámetros para determinar la asignación, incluyendo la hora de llegada al EVCS, la hora de salida suponiendo una carga de cinco horas, el estado de carga, el estado de carga deseado, la distancia del EV desde el EVCS y la disponibilidad de espacios. Un algoritmo asigna una puntuación normalizada a cada parámetro, en función de la cual se toma una decisión para el conductor.

«El mecanismo de clasificación por peso significa menos tensión en la red, lo que se traduce en menos apagones y tarifas eléctricas más bajas para las comunidades», explicó el equipo. «Los propietarios de vehículos eléctricos disfrutan de cargas más rápidas y económicas, mientras que los operadores de estaciones aumentan sus ganancias a través de la integración optimizada de PV-BESS. Desde el punto de vista ambiental, las emisiones minimizadas apoyan los objetivos globales de neutralidad de carbono, evitando potencialmente toneladas de CO2 anuales en áreas de alta adopción de vehículos eléctricos».

Para probar su método, los investigadores realizaron una simulación en MATLAB de un sistema de 33 autobuses IEEE. Colocaron dos EVCS (EVCS 1 y EVCS 2) en la red, cada uno con sistemas BESS y fotovoltaicos de tamaño óptimo. EVCS 1 fue diseñado para albergar 40 vehículos eléctricos y EVCS 2 para albergar 80. Sin embargo, recibieron solicitudes de carga simultáneas de 80 y 150 vehículos eléctricos, respectivamente. La simulación mostró tres tipos de vehículos: un MG Comet con una batería de 17,3 kWh, un Tata Tiago con una batería de 19,2 kWh y un Citroën eC3 con una batería de 29,2 kWh.

Los científicos probaron cuatro escenarios en el bus IEEE 33: un caso base sin nada agregado al bus (caso 1); el bus IEEE 33 con los dos EVCS (caso 2); el bus IEEE 33 con los dos EVCS y PV (caso 3); y finalmente el bus IEEE 33 con los dos EVCS y PV y BESS (caso 4). En todos los casos que requirieron EVCS, MOROA colocó EVCS en el autobús 29 y EVCS 2 en el autobús 11. En todos los casos que requirieron energía fotovoltaica, el tamaño consistió en 514 módulos de 5 kW cada uno en la primera estación y 318 módulos de la misma capacidad en la segunda estación. EVCS 1 requirió 90 BESS con una capacidad de 18 kWh cada uno, y EVCS 2 requirió 92 de los mismos BESS.

En el Caso 1, la pérdida total de potencia fue de 2.206,88 kW. En los casos restantes cambiaron a 2.417,97 kW, 1.604,01 kW y 1.591,52 kW para los Casos 2, 3 y 4, respectivamente. Las emisiones de la red aguas arriba fueron de 34.055,24 kg, 35.543,88 kg, 24.926,55 kg y 25.056,24 kg, respectivamente. Los costos correspondientes a cada configuración fueron 92.629.901,34 INR (1.045.566,50 dólares), 96.952.067,57 INR, 161.078.952,90 INR y 164.542.048,50 INR, respectivamente.

«Este enfoque impulsado por MOROA podría revolucionar la planificación urbana, integrando EVCS inteligentes en ciudades inteligentes donde los combos PV-BESS manejan las demandas en tiempo real de flotas masivas de vehículos eléctricos», concluyeron los científicos. «Más investigaciones podrían incorporar IA para el modelado predictivo del tráfico de vehículos eléctricos o energías renovables híbridas como la eólica, mejorando la resiliencia contra la variabilidad climática. Al refinar las incertidumbres en los comportamientos de los vehículos eléctricos, como las llegadas aleatorias, las iteraciones futuras podrían optimizar redes más grandes, como los sistemas de autobuses IEEE 69, reduciendo aún más los costos y las emisiones para una transición fluida al transporte electrificado en todo el mundo».

Sus hallazgos fueron publicados en “Programación de carga de vehículos eléctricos multiobjetivo para estaciones de carga de vehículos eléctricos basada en almacenamiento de energía fotovoltaica y en baterías en la red de distribución.,» es Energía Verde y Transporte Inteligente. Científicos de la India Universidad Siksha ‘O’ Anusandhan y la Universidad Tecnológica Biju Patnaik han participado en el estudio.

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La Comisión Central Reguladora de Electricidad ha emitido una importante orden que afecta directamente a los proyectos de energías renovables en todo el país. La orden se aprobará después de que el gobierno reduzca el impuesto sobre bienes y servicios sobre dispositivos de energía renovable y sus piezas de fabricación. Anteriormente, la tasa del GST era del 12 por ciento, pero el Ministerio de Finanzas la reducción al 5 por ciento mediante una notificación emitida el 22 de septiembre de 2025. La Comisión tomó conocimiento suo motu de este cambio de política porque tiene un impacto claro en el costo de los bienes utilizados en la generación de energía renovable.

El papel de la Comisión es regular las tarifas para las empresas generadoras centrales y aquellas que operan en varios estados. Según la Ley de Electricidad de 2003, es responsable de proteger los intereses de los consumidores y al mismo tiempo garantizar que las empresas generadoras recuperen sus costos de manera razonable. Dado que el cambio en el GST afecta el costo de los equipos utilizados en los sistemas de energía solar, eólica, de biogás y otros sistemas de energía renovable, la Comisión ha decidido que este beneficio debe trasladarse a los consumidores mediante una reducción correspondiente en la tarifa.

En años anteriores, la introducción del régimen GST en 2017 reemplazó las exenciones anteriores y colocó los bienes y servicios de proyectos solares bajos niveles impositivos que oscilaban entre el 5 y el 28 por ciento. Posteriormente, en 2021, el impuesto a los dispositivos de energía renovable se incrementó del 5 por ciento al 12 por ciento. En ese momento, la Comisión había dictaminado que el aumento era un «cambio de ley» según los acuerdos de compra de energía que rigen las condiciones tarifarias. Ahora la tasa del GST ha vuelto a bajar, volviendo a un efectivo total del 5 por ciento, que incluye el 2,5 por ciento del Impuesto Central. Esta nueva tasa anula la estructura impositiva anterior para estos dispositivos.

La Comisión tomó nota de los tipos de equipos afectados por este cambio. Estos incluyen dispositivos basados ​​en energía solar, sistemas de generación de energía solar, molinos de viento, plantas de biogás y células fotovoltaicas. También explicó que el momento del impuesto depende de cuándo se genera la factura o cuándo se recibe el pago, lo que ocurre primero. Para proyectos donde los bienes y servicios se suministran juntos, la ley trata el 70 por ciento del valor de la factura como bienes y el 30 por ciento restante como servicios. La porción de bienes obtiene la tasa GST más baja, mientras que la porción de servicios recibe la tasa estándar. Cuando se aumentó el GST en 2021, el impuesto efectivo sobre los suministros compuestos había aumentado. Con esta reducción, ahora se espera que disminuya la carga fiscal efectiva.

La Comisión también se refirió a la norma contra la especulación prevista en la Ley CGST. Esta regla dice que cuando se reduce una tasa impositiva, el vendedor debe traspasar el beneficio al destinatario reduciendo los precios en consecuencia. Debido a esto, los desarrolladores de energía renovable deben garantizar que los ahorros de la reducción del GST se transfieran de manera transparente a las empresas distribuidoras y, en última instancia, a los consumidores.

Para implementar esto, la Comisión ha ordenado que la tasa GST revisada del 5 por ciento se aplique a todos los proyectos de energía renovable en los que la presentación de la oferta se realizó antes del 22 de septiembre de 2025, pero la factura o el pago se realizó en esa fecha o después. Esto se aplica incluso si el pago fue sólo parcial. Las empresas generadoras ahora están obligadas a ajustar o reembolsar tarifas o cargos mensuales cuando sea necesario. Primero deben conciliar el impacto del GST con las empresas distribuidoras interesadas. Para ello, deben compartir todos los documentos relevantes, certificados por un auditor, para mostrar evidencia clara que vincula las facturas con los proyectos específicos. Sólo después de esta conciliación podrán dirigirse a la Comisión para que determine las tarifas conforme a las disposiciones sobre «cambio de ley». Este proceso tiene como objetivo garantizar que la reducción de impuestos del gobierno se traduzca directamente en menores costos para los consumidores de electricidad.


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La Agencia de Investigación y Tecnología de Energías Nuevas y Renovables, conocida como ANERT, ha invitado a los socios del consorcio a sumarse a la Fase II de sus proyectos piloto centrados en el uso de hidrógeno verde en el sector del transporte. ANERT, una institución autónoma dependiente del Departamento de Energía del Gobierno de Kerala, emitió una Expresión de Interés el 15 de noviembre de 2025. Esta iniciativa es parte de la Misión Nacional de Hidrógeno Verde y tiene como objetivo aumentar la adopción de tecnologías de hidrógeno verde y al mismo tiempo apoyar los esfuerzos de Kerala para construir un sistema de transporte limpio y moderno.

ANERT ha pedido a las empresas elegibles que presenten propuestas presupuestarias para que puedan trabajar juntas en respuesta a una solicitud de propuestas de la Asociación de Investigación Automotriz de la India. La última fecha para la presentación de propuestas es el 22 de noviembre de 2025 a las 17 horas. Los solicitantes preseleccionados serán informados el 25 de noviembre de 2025 o antes. Como Agencia Nodal Estatal para la Misión de Hidrógeno Verde de Kerala, se espera que ANERT actúe como solicitante principal y agencia ejecutora del consorcio. La agencia también está en conversaciones con la Corporación de Transporte por Carretera del Estado de Kerala, que podría operar los vehículos para este proyecto.

La fase I del proyecto ya había recibido apoyo financiero de ARAI. Incluyó el desarrollo de dos estaciones de servicio de hidrógeno y la operación piloto de cuatro vehículos propulsados ​​por hidrógeno en dos rutas: de Kochi a Thiruvananthapuram y de Kochi a Edappal. Con el éxito de la Fase I, ANERT se está preparando ahora para ampliar el proyecto en la Fase II. Esta fase propone dos rutas más largas: Kochi a Palakkad, de 140 km, y Kochi a Kozhikode, de 205 km. Estas rutas ayudarán a probar la viabilidad de la movilidad impulsada por hidrógeno en distancias más largas y generarán confianza en el hidrógeno como combustible para el transporte público.

La Expresión de Interés busca socios para dos componentes principales. El primer componente, denominado Parte A, se centra en los vehículos basados ​​en hidrógeno. Esta sección está limitada a los fabricantes de vehículos que producen autobuses, camiones o equipos de construcción propulsados ​​por hidrógeno con un peso superior a 3,5 toneladas. El segundo componente, la Parte B, está dedicado al desarrollo de estaciones de servicio de hidrógeno en dos ubicaciones, una en Palakkad y la otra cerca de la frontera entre Kozhikode y Kannur. A esta parte sólo podrán solicitar Empresas del Sector Público o Empresas Comercializadoras de Petróleo. La capacidad requerida de cada estación de servicio debe ser de al menos 260 kilogramos por día.

El objetivo final de la Fase II es operar vehículos propulsados ​​por hidrógeno durante un período de 24 meses. Cada vehículo deberá recorrer un mínimo de 60.000 kilómetros. Para equipos de construcción, el requisito mínimo de funcionamiento es de 6.000 horas. Para seleccionar a los socios, ANERT utilizará un sistema de puntuación sobre 100 puntos. Entre los criterios se incluyen la Facturación Media Anual Mínima de la compañía y su experiencia en proyectos relacionados con el hidrógeno, cada uno de los cuales tiene un peso del 40 por ciento. El componente financiero tiene un peso del 20 por ciento.

ANERT planea seleccionar al menos un fabricante de vehículos de hidrógeno y dos desarrolladores de estaciones de servicio de hidrógeno para formar el consorcio. Un detalle importante es que el plan no proporciona financiación para los costos de producción, tierra, operación o mantenimiento de hidrógeno. Los solicitantes tampoco estarán obligados a presentar un depósito de garantía o una garantía bancaria de rendimiento. ANERT ha dejado claro que la presentación de una propuesta es voluntaria y que la agencia no se hará cargo de ningún gasto en el que incurrirán los solicitantes durante el proceso.


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