Cómo debe afrontar la India los riesgos para alcanzar el objetivo de 500 GW de energía renovable para 2030

La transición del sector energético de India requiere un aumento significativo de financiación, con flujos de inversión anuales que deben crecer a 68.000 millones de dólares para 2032 para cumplir con los objetivos del Plan Nacional de Electricidad (NEP-14) y alcanzar la meta de energía renovable de 500 GW de la India para 2030, lo que requiere un aumento anual compuesto del 20% a partir de los niveles actuales .

Un nuevo informe de Ember traza un mapa de los distintos riesgos financieros asociados a los proyectos de energías renovables. Basándose en la evaluación de estos riesgos, se estiman las primas asociadas a ellos y el impacto general de los riesgos en el coste del capital. El informe va más allá de las tradicionales “reglas generales” para calcular las primas de riesgo y adopta en su lugar una metodología basada en datos y modelos.

Costo de capital

Se espera que los retrasos en la puesta en servicio de proyectos y las incertidumbres debidas a las características específicas de los proyectos de energía renovable firme y despachable (FDRE) de nueva generación tengan el mayor impacto en el costo del capital. El análisis sugiere que los riesgos debidos a una combinación de ambos podrían aumentar el costo del capital hasta en 400 puntos básicos.

Los retrasos en la puesta en servicio se han debido a cuellos de botella en la adquisición de terrenos, retrasos en la conectividad a la red y demoras en la firma de contratos de compra de energía (PPA). Estos retrasos han sido de un promedio de 17 meses, y en algunos casos los proyectos se han extendido hasta 26 meses o más.

Además, los proyectos de energía renovable distribuida, diseñados para mejorar la capacidad de despacho de las energías renovables, presentan riesgos financieros únicos. Estos riesgos se atribuyen principalmente a las sanciones por no cumplir con la tasa de cumplimiento de la demanda (DFR) requerida y la exposición a las fluctuaciones del mercado mayorista. El exceso de electricidad de los proyectos de energía renovable distribuida, que oscila entre el 25% y el 45% de la demanda del contrato, se vende en el mercado mayorista, lo que expone a los desarrolladores a la volatilidad de los precios y a una posible canibalización de los mismos. Las incertidumbres en torno a los futuros costos de reemplazo de las baterías también podrían afectar las finanzas del proyecto.

El análisis sugiere además que un aumento de 400 puntos básicos en los costos de financiamiento podría resultar en que India se quede hasta 100 GW por debajo de su objetivo de 500 GW de energía renovable.

Un elevado coste del capital también aumentaría el coste de la electricidad para los consumidores.

En este informe se destaca que abordar los retrasos en la puesta en servicio mediante leyes simplificadas de adquisición de tierras, el desarrollo de parques solares y la introducción de procesos estandarizados de contratación de energía puede reducir significativamente la incertidumbre en torno a los plazos de los proyectos. Una parte importante de la incertidumbre de los ingresos en los proyectos de energía renovable distribuida en gran escala relacionada con la exposición a las fluctuaciones de los precios del mercado mayorista se puede mitigar mediante contratos estructurados de reparto de riesgos, como los contratos por diferencias (CfD).

Además, la implementación intencional de una capacidad de almacenamiento superior a los mandatos mínimos puede reducir el riesgo de no satisfacer requisitos específicos de la demanda. Sin embargo, el flujo de financiación en condiciones concesionales para los proyectos de energía renovable distribuida en gran escala sería crucial en el corto plazo para mantener el costo del capital manejable hasta que se pongan en servicio los primeros proyectos y se establezca un historial.