quebrando o quebra -cabeça premium de risco

A quantificação de riscos fornece uma compreensão clara de seu significado e impacto relativo no custo de capital. Também permite que empresas e formuladores de políticas priorizem melhor as estratégias de gerenciamento de riscos. Resultados, que podem resultar em fluxos de caixa reais que se desviam das estimativas iniciais. Esses desvios afetam o quantum de lucro gerado e o momento dos recebimentos. Os retornos dos investimentos, logicamente, devem seguir uma distribuição normal, onde certos resultados esperados são mais prováveis, embora os resultados extremos - muito altos ou muito baixos - são menos provavelmente. Esse conceito se aplica aos investimentos em RE Project, como acontece com qualquer outro tipo de investimento. Dois parâmetros de referência comumente usados ​​para medir a incerteza nos projetos de ER são as estimativas P50 e P90:

Major contemporary risks such as heightened commissioning delays and risks associated with new-age firm and dispatchable RE projects, can drive up the cost of capital by up to 400 basis points.

A primer on assessment of risk premium

Risk refers to the uncertainty around the achievement of expected outcomes, which can result in actual cash flows deviating from initial estimates. These deviations impact both the quantum of profit generated and the timing of receipts. The returns on investments, logically, should follow a normal distribution, where certain expected outcomes are more probable, while extreme outcomes—either very high or very low—are less likely. This concept applies to RE project investments as it does to any other type of investment.

To evaluate risk premiums, project returns are often assessed using different scenarios that capture a range of possible outcomes. Two commonly used benchmarks for measuring uncertainty in RE projects are the P50 and P90 estimates:

• P50 (cenário médio): Isso representa o resultado mais provável, com uma probabilidade de 50% que os resultados reais atende ou excedam esse nível. É considerado uma estimativa equilibrada dos retornos esperados.     
• P90 (Cenário Conservador): Isso representa um resultado com uma probabilidade de 90% de que os resultados reais atendam ou excedam esse nível. O P90 é favorecido por investidores muito avessos ao risco, pois garante a preparação para resultados desfavoráveis. 

A escolha entre o uso das estimativas P50 e P90 reflete a tolerância ao risco de um investidor. Por exemplo, se os dados históricos mostrarem que o fator de utilização da capacidade (CUF) para um projeto solar varia entre 18%e 22%, um investidor avesso ao risco pode assumir um CUF de 18%, enquanto um investidor menos avesso ao risco pode usar uma estimativa mais equilibrada de 20%. As instituições que fornecem dívidas, como os bancos, tendem a ser significativamente avessos ao risco e avaliar projetos usando estimativas de P90, enquanto os investidores de ações geralmente adotam uma abordagem um pouco menos avesa de risco e usam as estimativas de P75 ou P50. Essa distinção reflete os diferentes apetites de risco de diferentes grupos de investidores em projetos de ER. Para os fins deste relatório, as estimativas de P90 são usadas para manter a uniformidade e discutir incertezas do ponto de vista de um financiador avesso ao risco. 

Este relatório emprega o método Certeza equivalente Método para quantificar os riscos associados a incertezas ao longo do ciclo de vida de um projeto solar (explicado mais adiante na metodologia). Ao aplicar um "corte de cabelo" aos lucros projetados no cenário médio, esse método gera estimativas de lucro conservador. A diferença nos níveis de lucro projetada entre os cenários médios e conservadores serve como base para o cálculo do prêmio de risco. Por exemplo, para estimar o prêmio de risco para a variabilidade da CUF, os lucros a um CUF de 18% (conservadores) seriam comparados com os lucros a um CUF de 20% (média). 

As seções a seguir discutem grandes riscos do projeto no setor indiano, examine os fatores comerciais e regulatórios que influenciam esses riscos e oferecem orientações potenciais sobre a mitigação de riscos específicos. 

Riscos associados a atrasos no projeto

Um projeto de RE é considerado "encomendado" no dia em que se torna operacional e começa a gerar eletricidade. Os atrasos no comissionamento ocorrem quando um projeto de ER não consegue atender à sua linha do tempo operacional planejada. Esses atrasos geralmente surgem durante a fase de construção de questões como aquisição de terras, aprovações regulatórias e desafios de conectividade da grade, potencialmente estendendo os prazos por meses ou até anos. No lado do custo, atrasos levam a custos adicionais para mão de obra e inventário. Além disso, os empréstimos continuam a acumular juros durante o período de não operação, e os desenvolvedores também enfrentam custos de oportunidade do patrimônio líquido. As estimativas do setor sugerem que os investimentos em aquisição de terras, preparação do local e outras cobranças de permissão podem representar 10-25% dos custos totais de capital para os projetos de ER. Penalidades sob acordos de compra de energia (PPAs) por prazos perdidos de comissionamento exacerbam ainda mais a tensão financeira. As interrupções no fluxo de caixa durante as fases iniciais de um projeto são particularmente prejudiciais, pois têm um impacto maior nos modelos financeiros devido ao valor temporal inerente ao dinheiro. Além disso, isso afeta a capacidade de atender a dívida dentro do prazo e criar reservas de caixa para os desafios operacionais iniciais. 

Delays in commissioning directly impact project cash flow, disrupting both costs and revenues. On the cost side, delays lead to additional costs for manpower and inventory. Additionally, loans continue to accrue interest over the period of non-operation, and developers also face opportunity costs from tied-up equity. Industry estimates suggest that investments in land acquisition, site preparation and other permitting charges could account for 10-25% of the total capital costs for RE projects.

On the revenue side, delays postpone electricity generation, deferring revenue from electricity sales. Penalties under Power Purchase Agreements (PPAs) for missed commissioning deadlines further exacerbate the financial strain. Disruptions in cash flow during the early phases of a project are particularly detrimental, as they have a greater impact on financial models due to the inherent time value of money. Also, this affects the ability to service debt on time and build cash reserves for initial operational challenges. 

Projetos de ER em escala de utilidade na Índia foram atolados com casos de atrasos devido a vários fatores. Dados no nível do projeto da Autoridade Central de Eletricidade (CEA) mostra um atraso médio de 17 meses (P50), com atrasos estendendo-se a 26 meses em casos extremos (P90). Em alguns casos, os atrasos atingiram até 34 meses, com alguns projetos sendo descartados. Esses atrasos são medidos a partir da data de operação comercial programada ( SCOD), conforme especificado nos documentos da proposta - normalmente de 18 a 24 meses a partir da data de execução do PPA.

Os motivos específicos para atrasos no projeto nem sempre são documentados para todos os casos. No entanto, atrasos geralmente surgem de três razões: desafios como aquisição de terras para a criação da planta, a conectividade com a grade e a finalização de PPAs. Estes são abordados em detalhes nas seções abaixo. Além disso, com as agências de propensão da Índia concedendo um número recorde dos projetos em 2024, outras instituições associadas, como empresas de distribuição (discotecas) e comissões regulatórias, são Provavelmente Para enfrentar os desafios da coordenação, levando posteriormente a atrasos. Os projetos solares normalmente exigem cerca de 5 acres de terra por megawatt de instalação, tornando a aquisição de terras um determinante chave dos cronogramas do projeto. No entanto, a aquisição de terras para tais projetos geralmente enfrenta atrasos significativos devido a várias complexidades regulatórias e administrativas. Enquanto 'terra' se enquadra na jurisdição dos governos estaduais, questões associadas à "aquisição e requisição de propriedade" são um assunto simultâneo, permitindo que os governos central e estadual legislem. Essa dupla autoridade geralmente faz da aquisição de terras uma questão contestada entre os dois níveis de governo. Como resultado, os desenvolvedores de projetos devem navegar pelas leis variadas de aquisição de terras entre os estados, com procedimentos diferentes com base na propriedade da terra-se o governo, a comunidade ou o privado. Além disso, a aquisição de terras florestais e tribais é governada por leis distintas no nível do governo central. O envolvimento de múltiplos departamentos estaduais e regulamentos variados no nível do estado fazem com que a aquisição de terras seja um gargalo significativo para projetos de ER. Linhas do tempo. Com os prazos de comissionamento do projeto geralmente definidos em 18 a 24 meses após a execução do PPA, esse processo de aquisição de terras pode ser um grande gargalo. Mesmo nesses estados, obstáculos administrativos, registros terrestres não digitalizados, regulamentos locais fragmentados e falta de políticas de terra centralizadas complicam o desenvolvimento do projeto e atrasam o fechamento financeiro. deve ser transmitido a outras partes do país através de linhas de transmissão. A conectividade da grade é um pré-requisito para o comissionamento que é concedido somente quando estão disponíveis capacidade de subestação suficiente e infraestrutura de transmissão a montante. requer 4,5 a 13,5 meses, dependendo se é necessário expansão ou aumento da rede. No entanto, os cronogramas de conexão permanecem incertos devido a desafios na expansão da infraestrutura de transmissão e evacuação. 

Delay in land acquisition

Land is critical for setting up RE projects. Solar projects typically require around 5 acres of land per megawatt of installation, making land acquisition a key determinant of project timelines. However, acquiring land for such projects often faces significant delays due to various regulatory and administrative complexities.

Laws governing land in India, particularly regarding ownership, categorization, and acquisition, are complex due to the federal structure of governance where legislative powers are distributed between the centre and states. While ‘land’ falls under the jurisdiction of state governments, matters associated with ‘acquisition and requisitioning of property’ is a concurrent subject, allowing both the central and state governments to legislate. This dual authority often makes land acquisition a contested issue between the two levels of government. As a result, project developers must navigate varying land acquisition laws across states, with procedures differing based on land ownership—whether government, community, or private.

Acquiring government land tends to be more straightforward compared to private land, which often involves case-by-case dealings and challenges arising from fragmented ownership and unclear land records. Additionally, the acquisition of forest and tribal land is governed by distinct laws at the central government level. The involvement of multiple state departments and varying state-level regulations makes land acquisition a significant bottleneck for RE projects.

The process of land acquisition, typically expected to take 6-9 months, can extend to 18-24 months in certain states, posing significant risks to maintaining SCOD timelines. With project commissioning deadlines usually set at 18-24 months post the execution of the PPA, this process of acquiring land can be a major bottleneck.

Although multiple states have policies addressing land acquisition for RE projects, only a few have actually allocated land specifically for RE. Even in these states, administrative hurdles, non-digitised land records, fragmented local regulations and a lack of centralised land policies complicate project development and delay financial closure.

Delay in obtaining grid connectivity

Utility-scale solar generation capacity is typically established in areas with abundant solar resources, such as Rajasthan and Gujarat, and must be transmitted to other parts of the country through transmission lines. Grid connectivity is a prerequisite for commissioning which is granted only when sufficient substation capacity and upstream transmission infrastructure are available.

The process for obtaining General Network Access (GNA) or connecting to the inter-state transmission system (ISTS), as estimated from typical timelines, requires 4.5 to 13.5 months, depending on whether network expansion or augmentation is required. However, connection timelines remain uncertain due to challenges in expanding transmission and evacuation infrastructure. 

Linhas de transmissão de construção normalmente podem levar 24 a 36 meses, com atrasos causados ​​por Right-of-way questões, mausas, mais barreiras naturais, como rios e colinas, 510). e ferrovias. Em regiões como o Rajasthan, onde gargalos de permissão relacionados à GIB são predominantes, as linhas do tempo de construção podem se estender atéecological constraints—most importantly the issue of Great Indian Bustard (GIB)—and complex crossings involving highways and railways. In regions like Rajasthan, where GIB-related permitting bottlenecks are prevalent, construction timelines can extend up to 48 meses. A 2021 Decisão do Tribunal Principal da Índia tem reprodução obrigatória de linhas de transmissão subterrânea em áreas críticas para a conservação do Gib. Isso colocou um significativo Burdia Financeira Nos desenvolvedores de projetos, exigindo que eles suportem os custos mais altos da transmissão subterrânea e levando a atrasos na construção. Mas os projetos de HVDC levam mais tempo para comissão devido à sua dependência de equipamentos muito especializados, como estações de conversor e válvulas de tiristor, diferentemente dos sistemas HVAC que possuem requisitos de equipamento muito mais simples. 

A significant amount of High Voltage Direct Current (HVDC) transmission capacity has been planned and auctioned to facilitate the transfer of RE from these states. But HVDC projects  take longer to commission due to its reliance on very specialized equipment, such as converter stations and thyristor valves, unlike HVAC systems that have much simpler equipment requirements. 

Requisitos de conteúdo doméstico mais altos em propostas de propostas Desafios Para os fabricantes, levando a revisões em especificações de licitação e atrasos subsequentes. Inadequado Cadeias de suprimentos locais, desafios de transporte para equipamentos pesados ​​e processos de permissão longos contribuem ainda mais para a extensão das linhas do tempo do projeto. No entanto, essa capacidade não está disponível imediatamente e deve se tornar operacional nos próximos 3-5 anos. Os longos cronogramas para o desenvolvimento da infraestrutura de transmissão introduzem incerteza, representando riscos para os cronogramas de comissionamento de projetos. Atrasos na capacidade de transmissão planejada podem dificultar a evacuação oportuna do poder, afetando a viabilidade financeira de projetos renováveis. Essas agências atuam como intermediários, agregando a demanda dos compradores-principalmente as empresas de distribuição estatal (disco) e emitindo provedores para identificar os fornecedores de eletricidade de menor custo. Em seguida, eles contratam contratos de venda de energia (PSAs) com vários Discoms antes de finalizar os contratos de compra de energia (PPAs) com o desenvolvedor do projeto. Uma explicação mais detalhada do processo de contratação de energia é fornecida na seção de metodologia. 

The granted grid connectivity for solar, wind, and hybrid projects currently totals approximately 147 GW. However, this capacity is not available immediately and is expected to become operational over the next 3-5 years. The long timelines for transmission infrastructure development introduce uncertainty, posing risks to project commissioning schedules. Delays in planned transmission capacity could hinder the timely evacuation of power, affecting the financial viability of renewable projects.

Delay in execution of PPAs

The most common route for RE procurement in India is through government-owned tendering agencies such as the Solar Energy Corporation of India (SECI) and the National Thermal Power Corporation (NTPC). These agencies act as intermediaries, aggregating demand from buyers—primarily state distribution companies (Discoms)—and issuing tenders to identify the lowest-cost electricity providers. They then contract power sale agreements (PSAs) with multiple Discoms before finalizing power purchase agreements (PPAs) with the project developer. A more detailed explanation of the power contracting process is provided in the methodology section. 

No entanto, atrasos na assinatura de PPAs e PSAs surgiram como desafios significativos, afetando os cronogramas de comissionamento de projetos e a confiança do desenvolvedor. Em setembro de 2024, aproximadamente 30 GW dos projetos de RE ainda não foram encontrados fora dos participantes. Por exemplo, Seci 2000 MW ISTS TRANCHE-XI Leilão realizado em julho de 2023 ainda enfrenta Atrasos de assinatura PPA, destacando a persistência dessa questão. 

Algumas das principais causas de atrasos na contratação de energia estão descritas abaixo:

• PSA Hold-up: A estrutura de compras de energia varia entre os estados, exigindo discotecas para garantir a aprovação final de seus respectivos comissões regulatórias. Em alguns casos, é solicitada a aprovação antes de assinar o PSA, enquanto em outros, é obtido depois. Essa incerteza pode deixar os desenvolvedores no limbo até o último momento, sem saber se o contrato aprovará o escrutínio regulatório. Por exemplo, os reguladores Jharkhand têm Aprovações atrasadas por mais de dois anos, destacando os desafios apresentados por processos específicos do estado.     
• As preferências do comprador em mudança: Tarifas de queda alimentaram as expectativas de mais no fundo, levando os discotecas a atrasar a compra na esperança de garantir preços mais baixos em futuras propostas. No entanto, com os regulamentos sobre a localização do módulo e o surgimento de propostas renováveis ​​despacháveis, os preços não diminuíram como antes. Embora a SECI tenha introduzido medidas como Tarifas de agrupamento Para trazer mais uniformidade, o alinhamento de expectativas de preço continua sendo um desafio - especialmente quando as propostas tradicionais de solar e vento independentes caem da tendência. 
• Compras de licitação renovável Aquisição: A emissão de registro de 69 GW EM RE LEVENDIDOS Durante o ano fiscal de 2024, excedendo o destino de 50 GW. Tradicionalmente, agências de licitação renováveis ​​como a SECI protegiam os que não foram atingidos por determinados preços antes de flutuar propostas. No entanto, essa abordagem mudou, com a Seci emitindo concursos de forma agressiva, enquanto o processo de organização offtakes luta para acompanhar o ritmo. Se os desenvolvedores garantirem o patrimônio e investirem em aquisição de terras mais cedo, existe o risco de que o PPA não se concretize, forçando -os a aguardar propostas futuras. Por outro lado, se eles atrasarem esses processos e aguardam a assinatura dos PPAs, eles correm o risco de perder os cronogramas do projeto e enfrentar as penalidades. Essa incerteza dificulta o planejamento de investimentos e a execução do projeto com eficiência. Projetos de energia solar Ultra Mega, oferecendo instalações plug-and-play para desenvolvedores. Esses parques fornecem grandes extensões de terra equipadas com infraestrutura essencial - transmissão, estradas e drenagem - junto com folgas estatutárias, reduzindo significativamente os custos e atrasos da agregação de terras dispersas. A continuação do governo central

These procedural delays in power contracting have created challenges for developers, as they lack clear visibility on deal finalization. If developers secure equity and invest in land acquisition early, there is a risk that the PPA might not materialize, forcing them to wait for future bids. Conversely, if they delay these processes and wait for PPAs to be signed, they risk missing project timelines and facing penalties. This uncertainty makes it difficult to plan investments and project execution efficiently.

Measures to address project delays

• Policy for solar parks: One of the government’s notable achievements in nurturing the RE sector has been the development of Solar Parks and Ultra Mega Solar Power Projects, offering plug-and-play facilities for developers. These parks provide large tracts of land equipped with essential infrastructure—transmission, roads, and drainage—along with statutory clearances, significantly reducing costs and delays from scattered land aggregation. The central government’s continued Suporte para o desenvolvimento de 37,5 GW de capacidade solar em 50 parques solares destaca a eficácia desse modelo.  
• Política renovável de estados: Muitos governos estaduais também aliviaram a disponibilidade de terras para projetos de ER, atribuindo parcelas de terra com antecedência sob suas políticas renováveis, comoGujarat’s land allotment policy for RE. While states have taken steps to address land acquisition uncertainty, a major overhaul would require harmonizing state-level land laws and digitizing land records. 
• Expansão da infraestrutura de transmissão: A infraestrutura de evacuação e transmissão ficou constantemente para trás da linha do tempo de implantação de projetos e aplicativos de conectividade. Questões como desafios de passagem e preocupações ecológicas, comuns em todo o mundo, diminuíram a redução da construção. O projeto do governo do governoGreen Energy Corridor project, focused on building transmission lines and electrical substation capacities in RE-rich states, has been a pivotal intervention. However, as RE capacity continues to grow, timely augmentation of major transmission corridors remains critical. 
• Reformas processuais: Uma inovação regulatória recente, permitindo que os desenvolvedores solicitem conectividade da grade usando garantias bancárias em vez de documentos de aquisição de terras, carta de prêmio (LOA) ou PPA acelerou o processo de solicitação. A questão da não execução do PPA-PSAS também foi abordado pelos comitês parlamentares, que propuseram formatos de modelo padronizados para PPAs para simplificar o processo de negociação e expedir aprovações de PPA-PSA por meio de um processo de folga de tempo. 
• Coordenação do Estado Centro: Apesar desses esforços, os sujeitos da terra e da eletricidade se enquadram na jurisdição dos governos estaduais, levando a desafios significativos de coordenação com o governo central. Abordar essas questões exigirá não apenas racionalização regulatória, mas também o estabelecimento de estruturas inovadoras de governança para facilitar a implementação mais suave. Grupos de trabalho conjuntos envolvendo representantes do centro, estados e indústria podem ajudar a resolver alguns desses problemas. 

Riscos associados aos módulos PV

As percepções de risco relacionadas à tecnologia solar diminuíram significativamente com instalações expandidas e experiência operacional. Embora os projetos solares envolvam vários componentes, como módulos, inversores, baterias e cabos, essa discussão se concentra especificamente em riscos relacionados aos módulos fotovoltaicos. Existem dois riscos principais a serem considerados: riscos tecnológicos associados a novas variantes de tecnologia fotovoltaica e riscos da cadeia de suprimentos específicos da Índia decorrentes de regulamentos que exigem a fabricação doméstica de módulos fotovoltaicos. Fatores

Performance uncertainty in new PV technologies

PV modules degrade n over their lifetime, influenced by various factors, como temperatura extrema, calor, umidade, irradiação e estresse mecânico. Essas condições contribuem para um declínio mensurável na potência ao longo do tempo. Embora os avanços contínuos na tecnologia fotovoltaica visam melhorar o desempenho operacional dos módulos, a incerteza persiste, especialmente com novas tecnologias não testadas. 

A Índia está em transição da tecnologia PERC do tipo P para N-Type TopCon e HJT. Embora essa mudança promete melhorias de desempenho, elas apresentam riscos devido aos dados limitados de campo disponíveis para novas tecnologias, que divergem significativamente das famílias anteriores de tecnologia do tipo P. 

Os módulos PV sofrem degradação rápida induzida pela luz (tampa) quando exposta à luz solar durante os primeiros meses de operação, normalmente resultando em uma perda de energia de 1 |–2% in the prevalent module types, followed by a more gradual annual degradation rate of  0.4 - 0,55% sobre seus 25 anos de vida.  These modules typically come with a performance warranty of approximately 25 years. 

Enquanto as folhas de dados do produto geralmente mostram taxas de degradação do módulo competitivo, os estudos de campo indicam que as taxas reais são notavelmente mais alta nas condições climáticas desafiadoras da Índia. Altos temperaturas e níveis de umidade na Índia frequentemente Acelere a degradação do módulo Além de benchmarks aceitos internacionalmente. Devido a dados de campo limitados sobre tipos de módulos mais recentes, como TopCon e HJT, Insights de programas internacionais de avaliação do módulo fotovoltaico - como Kiwa PV Evolution Labs (Pvel) e o Centro de teste de energia renovável (RETC) - são essenciais para a compreensão dos riscos de qualidade. Esses programas testam rigorosamente o desempenho do módulo e oferecem dados de testes essenciais para apoiar as avaliações de capacidade de bancária. Isso é crucial para projetos que usam novas tecnologias ou produtos de origem de novos fabricantes. Cerca de 40% dessas variantes do módulo mostraram maior que 5% de perda de desempenho nos testes UVID (equivalente a ser exposto a 2,8 anos em condições de campo padrão), com alguns módulos experimentando até 16,6%. Preocupações semelhantes em torno da rápida degradação dos módulos topcon foram levantadas por

The 2024 RETC PV Module Index Report emphasises caution regarding TOPCon and HJT module technologies, highlighting their vulnerability to ultraviolet (UV)-induced degradation (UVID). About 40% of these module variants showed greater than 5% performance loss under UVID testing (equivalent to being exposed to 2.8 years under standard field conditions), with some modules experiencing as high as 16.6%. Similar concerns around rapid degradation of TOPCon modules have been raised by Universidades e outros Testing Labs.

One of the possible reasons for the above observation in new module technologies have been attributed to manufacturers rushing early-stage “beta testers ”Para comercializar para garantir uma vantagem de primeiro lugar. A taxa de degradação nos módulos topcon aumenta significativamente devido à presença de umidade e contaminação não intencional. Aumentar a segurança energética e reduzir a dependência das importações de módulos. Em 2022, a

Risks from localisation of PV manufacturing

The government of India has introduced various policies to bolster the presence of a domestic PV manufacturing supply chain, with the dual aim of enhancing energy security and reducing reliance on module imports. In 2022, a DIVIÇÃO ADONALIZADA BÁSICO (BCD) de 25% e 40% foi imposta à importação de células e módulos, respectivamente. Para promover ainda mais a localização, o governo implementou a regulamentação Regulação de modelos e fabricantes (ALMM) em 2024, exigindo o uso de módulos fabricados no país para projetos em escala de utilidade. Embora essas medidas provavelmente fortaleçam a fabricação doméstica, elas também introduzem riscos em torno de custos e desempenho. Com a implementação do ALMM, os preços do módulo são relatados como tendo aumentado em

• Increasing costs: One of the key concerns with localization is the rise in domestic module and cell costs. With the implementation of ALMM, module prices are reported to have increased by 20%. Além disso, o custo da fabricação de células na Índia é estimado atualmente 50% Mais do que as células chinesas importadas. Além disso, os deveres em VIDRO SOLAR e Aluminium deve aumentar ainda mais os custos. O aperto gradual de mandatos destinado a aprofundar a cadeia de suprimentos local poderia aumentar os custos do projeto, levando a tarifas de energia solar mais altas. Instabilidade da política, incluindo revisões frequentes em estruturas e regulamentos tarifários, contribuiu para a imprevisibilidade do custo. Instâncias de renegociações de PPA e cancelamentos de projeto já foram observados devido a razões associadas a Alterações na estrutura tarifária. Além disso, os preços dos materiais do painel solar a montante, como polissilício e bolachas, são significativamente influenciados por fornecedores chineses. Esses fornecedores têm estrategicamente Práticas de autodisciplina adotadas Ultimamente, gerenciando ativamente os níveis de produção para evitar a queda de preços devido à intensa concorrência. Todos esses fatores tendem a criar incerteza considerável em torno do preço final dos painéis fotovoltaicos para desenvolvedores de projetos. 

• Preocupações de desempenho: Outro desafio é garantir a qualidade do módulo para os fabricantes domésticos. A rápida expansão da produção doméstica atraiu fabricantes inexperientes. É provável que seus produtos enfrentem problemas de dentição e potencial Problemas de qualidade, mesmo com programas de certificação nacional em vigor. Relatórios de agências de testes fotovoltaacionais internacionais de renome como RET e Kiwa Pvel revelam que apenas alguns fabricantes indianos, como Waaree, Emmvee e renovação, foram submetidos a testes de módulos padronizados. Além disso, a proteção do mercado indiano de módulos de tecnologia avançada representa um custo de oportunidade, privando projetos solares com ganhos de eficiência e reduções de custos. Por exemplo, enquanto a tecnologia TopCon do tipo n está se tornando cada vez mais comum na China, apenas 20% das linhas de fabricação na Índia a adotaram, com a maioria ainda dependendo da tecnologia mais antiga do tipo p.

Mede para lidar com as incertezas relacionadas ao painel fotovoltaico

• Garantia da qualidade: O governo da Índia, através das diretrizes do ALMM, exigiu todos os módulos PV que são vendidos na Índia para a Índia para o BURAUTONS STAPTERNANTES (CERTIFICAÇÃO INDINATION (INDIGN), para a Índia do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau, do Bureau do Bureau, do Bureau do Bureau do Bureau do Bureau do Bureau, do Bureau do Bureau do Bureau do Bureau do Bureau do Indian do Bureau do Bureau do Bureau do Indian do Bureau do Bureau do Bureau do Indian do Bureau do Bureau do Indian ( O Instituto Nacional de Energia Solar (NISE) serve como laboratório nodal do governo para testar células e módulos fotovoltaicos. Para reforçar a credibilidade desses procedimentos de teste, é crucial alinhar as capacidades do laboratório doméstico com os rigorosos padrões de teste internacional.undergo certification by the Bureau of Indian Standards (BIS), a national organization responsible for product standardization and quality assurance. The National Institute of Solar Energy (NISE) serves as the government’s nodal laboratory for testing PV cells and modules. To bolster the credibility of these testing procedures, it is crucial to align domestic laboratory capabilities with stringent international testing standards. Maior transparência pode ser alcançada divulgando publicamente relatórios de testes de amostra realizados em módulos de vários fabricantes. Reconhecendo a importância dos padrões confiáveis ​​de produtos para a bancos, os principais fabricantes privados, como as energias da Waareee, também foram estabelecidas Instalações de teste privadas para instilar maior confiança entre os desenvolvedores e os investidores. À medida que o setor amadurece e ganha experiência, ele deve ser incentivado a competir em um campo de jogo. Para apoiar essa mudança, regulamentos como o ALMM devem incluir cláusulas do pôr -do -sol, fornecendo cronogramas claros e visibilidade para fabricantes e desenvolvedores. Essa abordagem pode reduzir as incertezas ao redor dos custos e da qualidade, definindo metas bem definidas para a fabricação doméstica. Essa incerteza cria riscos em dois níveis.  Primeiro, se a geração agregada (por exemplo, saída mensal ou anual) cair abaixo dos níveis estimados - geralmente devido a erros de estimativa de recursos ou períodos prolongados de condições climáticas desfavoráveis ​​- isso afeta diretamente a receita prevista ao longo da vida útil do projeto. Segundo, na Índia, os geradores devem aderir à entrega de energia programada dentro de blocos de tempo específicos ao longo do dia. Os desvios desencadeiam penalidades sob o mecanismo de liquidação de desvio (DSM), o que aumenta os custos operacionais. O DSM garante a estabilidade da grade criando uma reserva financeira para a geração de energia de backup para compensar déficits de última hora. Mesmo quando a irradiação média ou a velocidade do vento se alinham com projeções, fatores como cobertura prolongada de nuvens, nevoeiro, baixa qualidade do ar e práticas inadequadas de operação e manutenção podem afetar negativamente os perfis de geração. Isso pode resultar em geração ficando aquém das expectativas, levando a contratempos no cumprimento de compromissos de fornecimento e enfrentando multas. O mapeamento esporádico em larga escala do potencial solar e do vento complica ainda mais a estimativa precisa dos recursos. A ampla ausência de sistemas de medição climática montados no solo aumenta a incerteza nos perfis de geração de re-geração. Os níveis esperados de geração foram baseados nas estimativas de P90, que representam a geração mínima que um projeto deve atingir 90% do tempo, um parâmetro crucial para manutenção da dívida. Ao comparar a geração real com as estimativas de P90, estimamos uma medida para o desempenho inferior para projetos solares na Índia.
• Sunset clauses for infant industry protection policies: The government should consider avoiding shielding the industry from foreign competition indefinitely. As the sector matures and gains experience, it should be encouraged to compete on a level playing field. To support this shift, regulations like ALMM should include sunset clauses, providing clear timelines and visibility for both manufacturers and developers. This approach can reduce uncertainties surrounding costs and quality while setting well-defined targets for domestic manufacturing.

Risks associated with generation shortfall

RE power generation is inherently variable and intermittent, making it challenging to accurately predict electricity output from solar plants or wind turbines. This uncertainty creates risks at two levels.  First, if aggregated generation (e.g., monthly or annual output) falls below estimated levels—often due to resource estimation errors or prolonged periods of unfavourable weather conditions—it directly impacts the revenue anticipated over the project’s lifetime. Second, in India, generators are required to adhere to scheduled power delivery within specific time blocks throughout the day. Deviations trigger penalties under the Deviation Settlement Mechanism (DSM), which increases operational costs. The DSM ensures grid stability by creating a financial reserve for backup power generation to compensate for last-minute shortfalls.

Risks associated with chronic underperformance

Systemic underperformance of RE projects can occur when solar irradiation or wind speeds fall short of projections. Even when average irradiation or wind speeds align with projections, factors such as prolonged cloud cover, fog, poor air quality, and inadequate operation and maintenance practices can negatively impact generation profiles. This can result in generation falling short of expectations, leading to setbacks in meeting supply commitments and facing penalties.

The availability of long-term historical weather data in developing countries like India is often limited, lacking the hyperlocal granularity required for site-specific weather forecasting. Large-scale, sporadic mapping of solar and wind potential further complicates accurate resource estimation. The widespread absence of ground-mounted weather measurement systems increases uncertainty in RE generation profiles.

To assess underperformance related risks, the gap between actual and expected electricity generation in 2023 was analysed for 24 PV plants across states, totalling a cumulative capacity of approximately 5 GW. Expected generation levels were based on P90 estimates, which represent the minimum generation a project is expected to achieve 90% of the time, a crucial parameter for debt servicing. By comparing actual generation with P90 estimates, we estimate a measure for underperformance for solar projects in India.

Esta análise mostra que mais de 75% dos projetos solares pesquisados ​​gerados nas estimativas P90, indicando uma tendência saudável para a capacidade dos projetos de atender a dívida. Instâncias de geração significativamente menor que a estimativa de P90 foram raras, enfatizando o perfil geral de geração saudável dos projetos solares na Índia e seu risco reduzido para os credores.

No entanto, existem algumas limitações na generalização dos achados. A ausência de dados de séries temporais anuais de vários anos para várias plantas significa que os desvios observados em 2023 podem refletir anomalias causadas por más condições climáticas locais ou tempo de inatividade devido a problemas técnicos, em vez de tendências de longo prazo. Além disso, essa análise não considera os níveis de geração P50 ou P75, que geralmente são de maior relevância para os investidores de ações. Esta análise não explica o desempenho inferior dos projetos eólicos na Índia. As partes interessadas do setor frequentemente destacaram o desempenho inferior crônico em projetos eólicos, com um número significativo que não cumpre suas obrigações de serviço de dívida.

Risco associado ao alargamento da penalidade DSM

O mecanismo de liquidação de desvio (DSM) é uma estrutura regulatória introduzida pela Comissão Central de Regulamentação de Eletricidade (CERC) para manter a estabilidade da grade, gerenciando desvios da geração de eletricidade ou consumo programado. Esse sistema incentiva os participantes da grade a aderir aos seus horários planejados através de uma combinação de penalidades e compensações. Manter esses cronogramas é

A dispatch schedule refers to the planned amount of power that a generator commits to supply, or a consumer commits to draw during a specific time period, typically in 15-minute blocks. Maintaining these schedules is Crítico Para equilibrar a oferta e a demanda, garantindo que a grade opere em uma frequência estável. Os desvios desses cronogramas podem atrapalhar esse saldo: se a carga exceder a geração, as quedas de frequência, arriscar a instabilidade e interrupções da grade; Se a geração exceder a carga, a frequência aumentará. Uma operação sincronizada da grade depende da manutenção de uma frequência consistente (~ 50,0 Hertz na Índia), garantindo que todos os geradores operem em sincronia para entrega de energia estável e eficiente. A gravidade dessas penalidades e reduções aumenta com a magnitude do desvio, incentivando assim os participantes da grade a alinhar seu desempenho real com seus horários. 

Under DSM regulations, penalties apply to generators for under-injection (delivering less power than committed), while over-injection receives reduced or no compensation. The severity of these penalties and reductions escalates with the magnitude of deviation, thereby encouraging grid participants to align their actual performance with their schedules. 

RE Geradores enfrentam desafios únicos devido à incerteza dependente do clima.  Ferramentas avançadas de previsão e soluções de armazenamento são necessárias para minimizar os desvios e evitar penalidades nos regulamentos do DSM. Reconhecendo a variabilidade inerente em sua produção e os desafios na previsão, esses geradores estavam sujeitos a penalidades menos rigorosas em comparação com fontes despacháveis ​​como carvão e gás. No entanto, com o tempo, os regulamentos de DSM para geradores de ER tornaram -se progressivamente mais rigorosos, com as principais tendências observáveis:

Historically, DSM regulations were more lenient toward solar and wind generators due to their weather-dependent nature. Recognizing the inherent variability in their output and the challenges in forecasting, these generators were subject to less stringent penalties compared to dispatchable sources like coal and gas. However, over time, DSM regulations for RE generators have become progressively stricter, with key observable trends:

Regulamentos DSM para geradores de ER tornaram -se progressivamente mais rigorosos ao longo do tempo com alguns padrões observáveis ​​importantes. 

• Tighter deviation bands: The allowable range of deviation for which a RE generator is not penalised has narrowed significantly. 
• Penalidades aumentadas: As penalidades por menos injeção aumentaram, enquanto a compensação para injeção excessiva foi reduzida ou eliminada inteiramente em uma certa gama de injeção excessiva. Mais de perto com as características de despacho da usina convencional
• Stricter rules for renewable generators: RE generators are now increasingly held to stricter generation forecasting standards, aligning them more closely with dispatch characteristics of conventional power plant

Esses regulamentos em evolução não afetam apenas os novos geradores de RE, mas também projetos existentes, muitos dos quais foram desenvolvidos sob estruturas DSM mais brandas. Como resultado, os geradores que não anteciparam essas mudanças regulatórias durante o planejamento inicial estão agora enfrentando penalidades mais altas do que o esperado, adicionando uma camada adicional de incerteza financeira. A mudança de blocos contábeis de 15 minutos para bloqueios de 5 minutos pode aumentar as penalidades, pois intervalos mais curtos são mais propensos a flutuações. A aplicação retrospectiva das regras do DSM também aumenta a incerteza no planejamento do projeto. As estimativas de modelagem de Ember são baseadas em dados de desvio de usinas solares e eólicas nas regiões norte e ocidentais. Nossas estimativas sugerem que as perdas esperadas devido a desvios podem aumentar em 60-70% com o início do

Looking ahead, DSM regulations are likely to become even more stringent. The shift from 15-minute accounting blocks to 5-minute blocks could increase penalties, as shorter intervals are more prone to fluctuations. The retrospective application of DSM rules also adds to the uncertainty in project planning.

The revenue loss on account of the DSM regulations could be between 1.5%-2% on average as per the pre-2024 DSM rules. Ember’s modelling estimates are based on deviation data from solar and wind power plants in the Northern and Western regions. Our estimates suggest that the expected losses due to deviations could increase by 60-70% with the onset of the Novos regulamentos DSM, definido para entrar em vigor a partir de dezembro de 2024. geradores.

Mede para resolver problemas relacionados à geração de déficits

• Coleta e previsão de dados aprimorados: Dados de geração de projetos de operação de longa data aprimorou significativamente o entendimento dos perfis de geração regional. Os esforços para coletar dados específicos do site nas principais regiões solares se intensificaram, impulsionadas pela necessidade de estimativas de geração mais precisas. O governo indiano Proposta para exigir desenvolvedores renováveis ​​para instalar os sistemas climáticos no local, destacam esse esforço para melhorar a previsão e a coleta de dados de alta qualidade. Técnicas avançadas de monitoramento, contribuíram para garantir a confiabilidade da geração. Inovações como
• Improving operation and maintenance: Advancements in operation and maintenance (O&M) practices, such as robotic cleaning and advanced monitoring techniques, have contributed to ensuring generation reliability. Innovations like Produtos de seguro indexados pelo tempo fornecem segurança financeira contra déficits de geração causados ​​por eventos climáticos inesperados ou desastres naturais, melhorando a resiliência financeira dos desenvolvedores. capacidade. O armazenamento fornece suporte crítico, descarregando energia quando a geração é menor do que a cobrança programada e estrategicamente quando a geração excede as expectativas. Mesmo uma quantidade modesta de armazenamento pode reduzir substancialmente as taxas de DSM. A viabilidade de integrar o armazenamento melhora à medida que as penalidades do DSM se tornam mais rigorosas ou os custos da bateria diminuem - ambos provavelmente em um futuro próximo. O governo também é
• Integrating storage for minimising DSM penalty: Risks associated with DSM penalties can be significantly mitigated by integrating variable RE with storage capacity. Storage provides critical support by discharging energy when generation is lower than scheduled and strategically charging when generation exceeds expectations. Even a modest amount of storage can substantially reduce DSM charges. The feasibility of integrating storage improves as DSM penalties become stricter or battery costs decline—both of which are likely in the near future. The government is also esperado para exigir uma pequena capacidade de armazenamento juntamente com projetos solares. No entanto, é crucial avaliar se os geradores podem operar sob penalidades mais rigorosas do DSM enquanto permanecem financeiramente viáveis. As penalidades devem ser apertadas somente após considerar vários aspectos relacionados ao projeto, e tendências tecnológicas em andamento, como o declínio dos custos da bateria, devem informar as decisões políticas. A capacidade renovável baseada em PPA tem maior flexibilidade para revisar seus horários várias vezes ao longo do dia após o envio do cronograma inicial um dia com antecedência. Por outro lado, baseado em troca
• Different regulations for PPA and merchant capacity: The ability to adjust schedules plays a critical role in managing the uncertainty of RE generation. PPA-based renewable capacity have greater flexibility to revise their schedules multiple times throughout the day after submitting the initial schedule one day in advance. In contrast, exchange-based “Merchant” Capacidade, que vende eletricidade no mercado de eletricidade por atacado, não tem permissão para fazer revisões ao seu cronograma e deve aderir estritamente ao cronograma inicial. Essa falta de flexibilidade torna mais desafiador para a capacidade do comerciante se adaptar às flutuações de geração, aumentando assim o risco de penalidades. Portanto, considerações sobre se o mesmo nível de rigidez deve ser aplicado aos dois modelos deve ser discutido, principalmente se as transações baseadas no mercado forem incentivadas. Essas propostas abordam os desafios da variabilidade e da intermitência das fontes de ER, incentivando os desenvolvedores a complementar a expedição solar e de vento com soluções de armazenamento. Ao alinhar a geração de RE com padrões de carga específicos, as propostas de FDRE

Risks associated with new-age FDRE tenders

Firm and Dispatchable Renewable Energy (FDRE) tenders are procurement mechanisms designed to ensure the deployment of RE and storage that delivers demand-aligned power. These tenders address the variability and intermittency challenges of RE sources  by encouraging developers to complement solar and wind dispatch with storage solutions. By aligning RE generation with specific load patterns, FDRE tenders Mudar a dinâmica tradicional do comprador de energia de energia de um "Use o que é oferecido" para um modelo "obtenha o que precisam". Os desenvolvedores também aproveitam o mercado de energia para comprar uma parte limitada (~ 5%) de eletricidade durante o déficit e vender excesso de geração. Novos segmentos como o Green Day Aheigge Market (GDAM) foram introduzidos para facilitar a negociação exclusiva. 

By design requirement, FDRE projects tend to be oversized beyond the minimum necessary contracted capacity. Developers also leverage the power market to buy a limited portion (~5%) of electricity during shortfall and sell excess generation. New segments like the Green Day Ahead Market (GDAM) have been introduced to facilitate exclusive RE trading. 

Projetos FDRE vêm de várias formas, todos compartilhando o objetivo comum de abordar a intermitência de Re. A diferença está nas condições de licitação que especificam certas condições que atendem à demanda, requisitos mínimos de capacidade de armazenamento ou na quantidade de energia que precisa ser entregue em certos carimbos de hora ao longo do dia. O Ministério do Power de 2022 Diretrizes fornece uma visão geral do processo para a aquisição de ER despachável sob licitação competitiva baseada em tarifas. Isso exige projetar projetos de uma maneira que atendesse a 90% do perfil de demanda mensal do comprador. Até que os projetos iniciais sejam estabelecidos com sucesso, o risco de não conformidade com as obrigações de demanda permanece significativo, potencialmente resultando em contratempos financeiros para os desenvolvedores.

FDRE projects introduces three unique kind of risks:

• Risk of not meeting demand fulfilment targets: Failing to meet the Demand Fulfilment Ratio (DFR- explained below) targets can lead to penalties and revenue losses. Until the initial projects are successfully established, the risk of non-compliance with demand obligations remains significant, potentially resulting in financial setbacks for developers.
• Exposição à Volatilidade do mercado de energia: Nossas estimativas de modelagem indicam que a capacidade excessiva do excesso em projetos de FDRE pode variar de 25% a 45% dos requisitos de contrato, fazendo uma parcela significativa das receitas geradas sujeitas a flutuações de mercado. O excesso de dependência dos mercados de energia introduz a incerteza na realização de receitas. Primeiro, a incerteza da receita pode surgir de forma agregada devido à natureza inerentemente volátil dos mercados de energia. Segundo, com a crescente penetração da energia solar no mix de geração, podem ocorrer casos de canibalização de preços - uma condição de mercado em que um excesso de eletricidade reduz significativamente os preços de mercado. Embora esse fenômeno tenha sido observado ocasionalmente nos mercados de energia indianos, espera -se que se torne mais prevalente à medida que a parcela de renováveis ​​continua a crescer. Além disso,
• Technology uncertainties in battery cost and performance: Uncertainty in battery cost decline affects replacement expenses and overall project costs. Additionally, Degradação, Eficiência de viagem redonda e Profundidade da descarga Impact Operacional e a viabilidade financeira. Seções. A capacidade do FDRE deve garantir que a demanda seja atendida de acordo com esses requisitos, e espera-se que qualquer falha em fazer isso resulte em penalidades. O tempo bloqueia dentro de um mês de contrato. Se o DFR cair abaixo de 90%, uma penalidade de 1,5 vezes a tarifa descoberta com PPA é imposta por unidade de déficit. No entanto, além desse limite, eles devem confiar em seus próprios ativos de geração para manter o DFR. Uma estratégia mais ideal pode envolver o design de sistemas para obter uma DFR ligeiramente menor e aceitar penalidades para déficits ocasionais. Isso foi modelado para entender o que os valores de DFR otimizam a estrutura geral de custos da eletricidade, incluindo penalidades (referidas como o "custo da oferta" na figura abaixo). As estimativas de Ember, com base no concurso

These risks associated with FDRE projects are explored in detail in the following sections.

Risk of not meeting stipulated demand

FDRE projects are required to adhere to specific demand profiles as outlined in the tender requirements. The FDRE capacity must ensure that demand is met as per these requirements, and any failure to do so is expected to result in penalties.

The DFR for each 15-minute time block is determined as the ratio of the scheduled power injection to the demand specified by the buying entity, with a maximum value capped at 1. To assess performance, shortfalls are aggregated against the 90% DFR threshold, as defined in the tender, across all time blocks within a contract month. If the DFR falls below 90%, a penalty of 1.5 times the PPA-discovered tariff is imposed per unit of shortfall.

To mitigate shortfalls, developers are permitted to procure up to 5% of the deficit from wholesale markets. However, beyond this limit, they must rely on their own generation assets to maintain the DFR.

Achieving 90% DFR or more is costly due to oversizing of the generation capacity and increased storage requirements. A more optimal strategy may involve designing systems to achieve a slightly lower DFR and accepting penalties for occasional shortfalls. This was modelled to understand what DFR values optimize the overall cost structure of electricity, inclusive of penalties (referred to as the “cost of supply” in the figure below). Ember’s estimates, based on the Seci-FDRE-IV 1260 MW e condições de mercado predominantes, sugerem que um DFR ideal de ~ 75% minimiza o custo da oferta. No entanto, esse número pode variar dependendo das condições específicas descritas em propostas. Nossa análise, com base na variabilidade histórica na geração solar e eólica, indica que um sistema projetado para um DFR de 75% pode experimentar DFRs reais tão baixos quanto 69% em condições climáticas extremas. Esse déficit pode levar a penalidades que excedam as projeções iniciais. No entanto, o baixo desempenho crônico do vento, conforme observado pelas partes interessadas do setor, torna desafiador o alvo DFRS alvo. Além disso, o alto custo da capacidade de armazenamento limita sua participação nos projetos do FDRE, reduzindo a flexibilidade no gerenciamento da geração variável de RE. Mercado

However, even with an optimal project design (75% DFR as suggested by our model) uncertainty persists around meeting targets due to the inherent variability of RE generation. Our analysis, based on historical variability in solar and wind generation, indicates that a system designed for a 75% DFR could experience actual DFRs as low as 69% under extreme weather conditions. This shortfall could lead to penalties exceeding initial projections.

FDRE tenders typically mandate a significant share of wind generation to complement solar and meet evening demand, as per tender specifications. However, chronic wind underperformance, as noted by industry stakeholders, makes achieving target DFRs challenging. Additionally, the high cost of storage capacity limits its share in FDRE projects, reducing flexibility in managing variable RE generation.

Risks associated with power market exposure

Two critical risks—market volatility and price cannibalisation—significantly affect FDRE projects due to exposure to the wholesale electricity market. Essa volatilidade se reflete na variabilidade substancial no preço de compensação de mercado (MCP) durante o horário solar (das 9h às 17h) nos últimos anos.

• Market Volatility: The inherent volatility of the wholesale electricity market poses significant risks to revenue realization for projects reliant on revenue from power markets, such as FDREs, even if price cannibalisation due to solar generation is kept under control. This volatility is reflected in the substantial variability in the Market Clearing Price (MCP) during solar hours (9 AM–5 PM) over recent years. A avaliação de Ember mostra que o excesso de geração de projetos de FDRE pode variar de 25%a 45%, tornando -o altamente vulnerável aos preços de mercado. Para entender melhor o risco associado à venda de excesso de eletricidade gerada por projetos de FDRE, analisamos a receita realizada por unidade de venda de eletricidade no mercado diurno (DAM) da troca de energia indiana (IEX) de 2021 a 2024. Esta análise assume que a eletricidade do excedente foi vendida no mercado durante as horas solares nesses anos. Os resultados indicam que a receita média por unidade da venda de excesso de eletricidade variou em aproximadamente ₹ 1/kWh, com as maiores flutuações observadas entre 2021 e 2022. Essa variação ressalta a incerteza potencial da receita que os desenvolvedores de projetos do FDRE enfrentam ao se basear no mercado de vendas de mercado. Em um caso conservador, estimamos que a receita geral pode ser 7% a 13% menor devido a essa volatilidade. Esta questão já começou a se manifestar no mercado de eletricidade por atacado indiano. Por exemplo, em 23 de agosto de 2024, um dia com alta penetração solar, os preços caíram significativamente durante o horário solar, destacando o crescente impacto da canibalização.

• Price Cannibalisation: Price Cannibalisation occurs when an oversupply of electricity during high solar generation periods lowers market prices, reducing revenue for all generators, especially those relying on excess generation sales, such as FDRE projects. This issue has already begun to manifest in the Indian wholesale electricity market. For instance, on August 23, 2024, a day with high solar penetration, prices dropped significantly during solar hours, highlighting the growing impact of cannibalisation. Uma métrica chave para entender o impacto financeiro da venda de excesso de eletricidade no mercado é a taxa de captura || 1638 capture rate. Specifically, the solar capture rate is an important indicator that measures the percentage of the solar capture price relative to the average price of the Day-Ahead Market (DAM) over a given time period, such as a year. Essentially, the solar capture rate quantifies how well a solar generator captures value compared to the overall market price. As RE penetration increases, capture rates have exhibited a Tendência em declínio Em muitos países europeus, sinalizando ganhos mais baixos por unidade de eletricidade gerada durante o horário solar de pico. Isso ocorre devido ao efeito de canibalização de preços, onde maior suprimento renovável durante períodos ensolarado ou ventoso leva a preços mais baixos de mercado. Como a capacidade solar na Índia continua a expandir, o canibalização de preços é esperado, mas não é garantido que se intensifique. Sem intervenção eficaz, isso pode levar a períodos prolongados de baixos preços de mercado durante as altas horas de geração solar. Se a canibalização de preços se intensificar, poderá corroer a receita dos projetos de ER que participam de mercados de eletricidade por atacado. Um investidor conservador pode planejar o pior cenário, assumindo canibalização intensificada, que pode influenciar o projeto do projeto, estratégias de preços e decisões de investimento. "Preço de ataque" por eletricidade. Quando os preços de mercado caem abaixo do preço de exercício, o gerador é compensado pela diferença e, quando os preços de mercado excedem o preço de ataque, o gerador paga o excedente. Esse mecanismo protege os projetos a partir da volatilidade dos preços de mercado, garantindo fluxos de receita previsíveis.

The core issue, however, lies in the uncertainty surrounding the extent of price cannibalisation. A conservative investor may plan for the worst-case scenario, assuming intensified cannibalisation, which could influence project design, pricing strategies, and investment decisions.

Measures to deal with power market uncertainty

• Contracts for Difference (CfDs): CfDs are financial agreements that provide revenue stability by guaranteeing a fixed “strike price” for electricity. When market prices fall below the strike price, the generator is compensated for the difference, and when market prices exceed the strike price, the generator pays back the surplus. This mechanism shields RE projects from the volatility of market prices, ensuring predictable revenue streams. O Reino Unido demonstrou a eficácia de CFDS Desde a reforma do mercado de eletricidade (EMR) em 2013. Por 2023, CFD Auctions e bi -hitrinous contratou com sucesso 20 GW de capacidade renovável, cobrindo as tecnologias como o vento. O esquema também conduziu significativo Reduções de custos e eficiências de mercado. O armazenamento pode desempenhar um papel crucial em
• Investing in more storage capacity: As storage technologies become more cost-effective, investors are likely to integrate additional storage capacity into their RE projects. Storage could play a crucial role in Mitigando os riscos de preços, permitindo que os geradores armazenem excesso de eletricidade durante períodos de baixos preços de mercado e libere -o quando os preços são maiores. Isso garante uma melhor realização de receita e reduz o impacto da canibalização de preços nos retornos do projeto de ER. Em propostas de FDRE, o investimento em mais capacidade de armazenamento também pode reduzir a necessidade de grande porte. Ao alinhar a geração e a demanda com mais eficiência, o armazenamento adicional minimiza a quantidade de excesso de eletricidade exposta à volatilidade dos preços do mercado de eletricidade por atacado.

Riscos em torno dos custos de substituição da bateria e desempenho da bateria

O armazenamento da bateria deve desempenhar um papel cada vez mais significativo em propostas de FDRE. Na maioria dos fdre Tendências, o requisito mínimo de armazenamento foi estabelecido em 25% da capacidade contratada (por exemplo, 25mwh para 100MW), o componente de custo da bateria constituiu cerca de 2% - 2,5% do total de Capex do projeto, conforme nossas estimativas. No entanto, as propostas mais recentes agora especificam capacidades de armazenamento muito mais altas. Por exemplo, o concurso Seci-ISTI-XVII para 2000 MW ISTS conectado ao solar solar PV acoplado a 1000 MW/4000 MWh de armazenamento de energia, se traduz em uma capacidade mínima de armazenamento de 200 MWh para cada 100 MW de capacidade contratada. Nesses casos, a contribuição do custo de capital dos sistemas de armazenamento de energia da bateria (BESS) pode aumentar significativamente, atingindo 32% a 38% do custo total do projeto. As baterias normalmente precisam ser substituídas dentro

This increase highlights the critical importance of battery pack cost declines in the lifetime of a 25-year FDRE project. Batteries typically need to be replaced within 10–12 anos, e os investidores devem levar em consideração os custos de substituição enquanto oferecem lances para esses concursos. A bateria, que constitui 50% a 60% do custo total do sistema da bateria (com o restante, incluindo EPC, BOS, terra etc.), torna -se um fator importante dos custos gerais. Por exemplo, os custos da bateria são projetados para atingir US $ 64/kWh até 2030 (conforme Goldman Sachs) ou US $ 80/kWh até 2030 (conforme Bloombergnef || 1105 ). If actual costs remain higher or decline at a slower pace by the replacement year, we estimate this could lead to up to 100 bps increase in the total capital costs of the project.

Outros riscos potenciais do projeto

Risco de contraparte devido ao pagamento não-ortográfico

Empresas de distribuição (discotecas) na Índia são entidades regulamentadas pela compra de energia de eletricidade para os geradores de eletricidade, transmitindo-a através da grade e distribuição. Os Discoms pagam pelo poder que compram e transmitem, e confiam na coleta de receita por meio de tarifas de consumidores e, em certa medida, subsídios do governo, para cobrir seus custos operacionais e obter um retorno de seus investimentos. Eles desempenham um papel crucial como a interface principal entre utilitários (geração e transmissão) e consumidores finais, gerenciando uma parcela significativa de todas as transações de eletricidade. Como a “caixa registradora” do setor de energia, a Discoms é responsável por coletar receita crítica para sustentar a cadeia de valor da eletricidade, incluindo pagamentos a geradores e empresas de transmissão, bem como investimentos na infraestrutura de distribuição. Desembolsos de subsídios do governo. 

Despite their central role, DISCOMs face chronic financial difficulties due to several factors:

• Inefficiencies in revenue recovery and billing processes.
• Delays in government subsidy disbursements.
• High dependence on short-term borrowing to address cash flow gaps.
• Rising power supply costs due to expensive power purchase agreements and operational inefficiencies. 

Em média, os discotecas perdem ₹ 0,55 (EF23 ACS ajustado em dinheiro ACS-ARR Gap) para cada unidade de eletricidade vendida. Essas perdas resultaram em uma dívida acumulada de ₹ 6,84 lakh crore, uma figura que permanece substancial quando comparada ao PIB da Índia de= ₹ 160 lakh crore em FY 20232. Para lidar com a tensão financeira, os Discoms geralmente atrasam os pagamentos aos geradores de energia e assumem dívidas adicionais.

A angústia financeira dos Discoms cria incerteza significativa em torno de sua capacidade de fazer pagamentos oportunos aos geradores de eletricidade, incluindo desenvolvedores de ER. Essa incerteza dá origem ao risco de contraparte, a probabilidade de que um descompacte seja inadimplente ou atrasar suas obrigações de pagamento. Essa estrutura inclui mecanismos de segurança de pagamento, como cartas de crédito (LCS), regulamentação da fonte de alimentação para inadimplência, restrições ao acesso a trocas de energia, penalidades incrementais por inadimplências repetidas e pagamentos baseados em parcelas para facilitar a pressão financeira. 2022 a ₹ 48.000 crore

The Ministry of Power introduced the Late Payment Surcharge (LPS) mechanism to address payment delays and enhance financial discipline among DISCOMs. This framework includes payment security mechanisms like Letters of Credit (LCs), power supply regulation for defaults, restrictions on accessing power exchanges, incremental penalties for repeated defaults, and installment-based payments to ease financial pressure on DISCOMs.

Since its implementation, the LPS mechanism has reduced unpaid dues significantly, from ₹1.4 lakh crore in June 2022 to ₹48,000 crore em fevereiro de 2024, destacando sua eficácia. No entanto, as perdas financeiras persistentes dos Discoms continuam a representar riscos de inadimplência de pagamento. Enquanto o mecanismo LPS tem o risco de contraparte mitigado até certo ponto, reformas estruturais mais profundas são essenciais para garantir a estabilidade financeira de longo prazo dos discoms. A Índia, apesar das medidas regulatórias para minimizá -la. O status "imperdível", estabelecido no

Risk related to curtailment

Curtailment of generation in RE projects, particularly wind and solar, has historically posed challenges in India, despite regulatory measures to minimize it. The ‘must-run’ status, established under the Código da grade de eletricidade indiana 2010 e o Lei de Eletricidade 2003, proibindo o redução de 1888 e o restante do número de contorno.

However, curtailment issues persisted, with Tamil Nadu and Gujarat Relatando taxas de redução de 20% e 11%, respectivamente, em 2017-2018. Esses altos níveis de redução levaram a Intervenções pelo tribunal de apelação para eletricidade (APTEL) e Discussões em protocolos mais nítidos, limiar e compensar os mecanismos. Regras, 2021

The Electricity (Promotion of Generation of Electricity from Must-Run Power Plant) Rules, 2021, reforçou o mandato obrigatório, permitindo reduzir apenas por razões de segurança técnica ou de grade. As regras também exigiram compensação para geradores afetados pelo redução e introduziram disposições para a venda de excesso de energia no mercado, criando um mecanismo de ajuste de receita para energia não utilizada. Além disso, a expansão planejada da capacidade de ER poderia prejudicar a capacidade da grade de absorver as taxas de redução variáveis ​​e intermitentes, potencialmente aumentando. No entanto,

In recent years, curtailment incidents have declined, though isolated cases still occur. Moreover, the planned expansion of RE capacity could strain the grid’s ability to absorb variable and intermittent RE, potentially increasing curtailment rates. However, Experiência global Indica que uma maior penetração de ER variável pode ser gerenciada efetivamente com regulamentos fortes e atualizações de grade, evitando aumentos significativos no corte. 

Na Índia, as especificações da licitação da SECI fornecem compensação para restrições superiores a 175 horas de inauguração reduzida e 175 horas de indisponibilidade da grade. A estrutura regulatória procura manter o redução dentro de limites aceitáveis ​​e compensar justamente quando esses limites são excedidos. No entanto, existe a incerteza em relação a se a indisponibilidade da grade atingirá o limiar de 175 horas ou será significativamente menor, se ocorrerá uma redução fora da obtenção, o momento de tais eventos (por exemplo, coincidindo com a geração solar de pico) e a viabilidade de vender a energia de excesso no mercado de eletricidade por atacado. é conduzido usando uma distribuição de probabilidade assumida para a ocorrência de indisponibilidade reduzida de inauguração ou grade abaixo dos limiares especificados. Essa análise estima um corte probabilístico de aproximadamente 2,75%, com uma estimativa P90 mais conservadora em cerca de 4,7%. No entanto, uma vez que um desenvolvedor estabelece com sucesso um projeto operacional, ele pode buscar o refinanciamento. O refinanciamento permite que os desenvolvedores garantam um novo empréstimo com melhores termos, pois o projeto agora está desbotado e operacional. Os desenvolvedores podem acessar

To assess these uncertainties, a Monte Carlo simulation (see methodology for curtailment related risks) is conducted using an assumed probability distribution for the occurrence of either reduced off-take or grid unavailability below the specified thresholds. This analysis estimates a probabilistic curtailment of approximately 2.75%, with a more conservative P90 estimate at around 4.7%.

Refinancing risk

The process of obtaining clearances and setting up a solar project involves significant risks. However, once a developer successfully establishes an operational project, they can pursue refinancing. Refinancing allows developers to secure a new loan with better terms, as the project is now de-risked and operational.

There are multiple refinancing options available for solar projects. Developers can access dívida em termos mais favoráveis ​​ de bancos ou nbfcs e emissão Bonds para aumentar o capital. Além disso, os projetos de ER podem ser vendidos para fundos de investimento em infraestrutura ( Invits) para reciclar capital, embora isso não seja estritamente um processo de refinanciamento. Esses mecanismos oferecem oportunidades para otimizar a estrutura financeira do projeto e melhorar o fluxo de caixa.

O refinanciamento tornou -se uma prática padrão para projetos solares; No entanto, há incerteza em torno das taxas nas quais pode ser garantida. Fatores como o desempenho da geração do projeto, os pagamentos oportunos dos participantes e a capacidade de gerenciar a variabilidade através dos mercados de energia desempenham um papel crucial na determinação dos termos de refinanciamento. O refinanciamento eficaz pode oferecer benefícios financeiros significativos estendendo tenores de empréstimos e reduzindo as taxas de empréstimos em 50 a 200 pontos base. Desenvolvedores experientes ou aqueles apoiados por grandes conglomerados indianos tendem a garantir empréstimos a taxas mais competitivas devido ao seu histórico comprovado e credibilidade. Por outro lado, empresas mais novas ou inexperientes são consideradas mais arriscadas, levando a um maior custo de capital para seus projetos. A entrada de empresas do setor público indiano como NTPC e ONGC no setor de ER deve reduzir o custo de capital, pois seu forte apoio financeiro e reputação instila maior confiança entre os credores.

Equity sponsor related risk

The cost of capital for RE projects varies depending on the equity sponsor, who is responsible for executing and managing the project. Experienced developers or those backed by large Indian conglomerates tend to secure loans at more competitive rates due to their proven track record and credibility. In contrast, newer or inexperienced companies are considered riskier, leading to a higher cost of capital for their projects. The entry of Indian public sector companies like NTPC and ONGC into the RE sector is expected to lower the cost of capital, as their strong financial backing and reputation instil greater confidence among lenders.

Resumindo: como vários riscos afetam o custo do capital e o que pode ser feito? Uma compreensão clara desses riscos é essencial para a concepção de medidas estratégicas de mitigação. Esta seção descreve quão diferentes os riscos se agregam e sugere possíveis estratégias para mitigar os principais riscos. 

As discussed, various risks contribute to uncertainties in revenue generation and operational costs for RE projects, directly influencing the cost of capital. A clear understanding of these risks is essential for devising strategic mitigation measures. This section outlines how different risks aggregate and suggests potential strategies to mitigate the major risks. 

Até 300 bps aumentam o custo de capital esperado devido a riscos relacionados ao FDRE somente

A figura abaixo ilustra o prêmio de risco modelado para vários riscos do projeto, mostrando seu impacto no custo geral do capital (COC). As tendências atuais indicam que atrasos no comissionamento e projetos de FDRE de nova era estão entre os contribuidores mais significativos para o perfil de risco geral. Usando um método de acumulação para esses riscos avaliados, o COC estimado é de aproximadamente 9,4%. Esta análise aplica estimativas de P90 para várias categorias de risco para determinar os prêmios de risco correspondentes, representando a perspectiva de um credor extremamente avesso ao risco. Nas avaliações práticas, é provável que os prêmios reais de risco sejam inferiores aos derivados aqui, pois a atribuição e a percepção de risco variam entre credores e investidores.   

Todo o espectro de risco está entre os cenários P50 e P90, com a avaliação final frequentemente dependendo de chamadas de julgamento. Além disso, fatores macroeconômicos, como flutuações de taxa de câmbio e inflação, também desempenham um papel significativo na formação de condições de financiamento. No entanto, esta pesquisa não tem como objetivo determinar um custo exato de capital (COC) para projetos renováveis ​​indianos, mas desenvolver uma compreensão mais quantitativa dos riscos contemporâneos relacionados ao projeto e seu impacto nas decisões de financiamento. 

Com base em informações de entrevistas primárias e literatura secundária, estima-se que o CoC atual para projetos de ER convencional na Índia varia entre 10 e 12%. Embora os atrasos no comissionamento tenham sido uma preocupação, os projetos do FDRE apresentam incertezas adicionais. Nossa avaliação sugere que o efeito combinado de atrasos no comissionamento aumentado e os riscos de FDRE podem levar a um aumento de 300-400 bps no COC. Dada a natureza em evolução dos riscos no setor de ER, essa análise fornece uma indicação ampla de quanto esses riscos emergentes podem aumentar aos custos de financiamento existentes. 

A key takeaway from this analysis is that FDRE projects introduce new risks that are not yet reflected in prevailing lending rates. While commissioning delays have long been a concern, FDRE projects present additional uncertainties. Our assessment suggests that the combined effect of heightened commissioning delays and FDRE risks could lead to a 300-400 bps increase in the CoC. Given the evolving nature of risks in the RE sector, this analysis provides a broad indication of how much these emerging risks could add to existing financing costs. 

abordando atrasos de comissionamento: Atrasos de comissionamento são um desafio persistente em projetos de ER, geralmente causados ​​por problemas de conectividade da grade, atrasos na aquisição de terras e prolongados processos de aprovação para contratação de compra de energia. Esses atrasos podem ser mitigados por meio de:

• Parques solares que operam em um modelo plug-and-play, infraestrutura de terra e conectividade pré-marcante para desenvolvedores
• Políticas de piscina de piscina de lisão A aquisição de landline é a aquisição de que a aquisição de imertentes se acalmam a aquisição de que a aquisição de lison alotamento e os procedimentos de alotamento de lison istring. Para proteger sua posição na fila e minimizar as interrupções da linha do tempo
• Pre-emptive grid connectivity allowing developers to apply for grid connectivity before the land is acquired or project is awarded to secure their position in the queue and minimise timeline disruptions
• Aprovações de PPA e PSA padronizadas e limitadas, harmonizando os procedimentos administrativos entre os estados

Gerenciamento de riscos despachantes: Riscos de Restos de Restos de Restos. No entanto, esses projetos apresentam riscos únicos devido à incerteza nas multas por não atender aos requisitos de despachabilidade, exposição à volatilidade do preço de mercado por atacado por excesso de geração e incertezas em torno dos custos de substituição da bateria.  Firm and Dispatchable Renewable Energy (FDRE) projects represent a new class of tenders aimed at increasing the dispatchability of RE. However, these projects come with unique risks due to the uncertainty in penalties for failing to meet dispatchability requirements, exposure to wholesale market price volatility for excess generation, and uncertainties around battery replacement costs. 

Mecanismos como contratos para diferença (CFDS) podem ajudar a estabilizar as receitas, fornecendo preços de greve fixa para eletricidade, isolando os desenvolvedores das flutuações do mercado. Além disso, a otimização do dimensionamento dos sistemas de geração e armazenamento é crucial para reduzir o excesso e minimizar a exposição do excesso de energia a condições voláteis do mercado. 

Esses projetos do FDRE, que representam um passo para alcançar o ER 24/7, podem se beneficiar do financiamento concessional fornecido por bancos internacionais de desenvolvimento e outras fontes de capital de baixo custo. Garantir o apoio financeiro internacional para essas iniciativas inovadoras será crucial para escalá -las rapidamente. Embora as instituições financeiras domésticas na Índia, como bancos programados e financiadores de desenvolvimento renovável especializados, estejam bem acostumados aos riscos associados a projetos solares ou eólicos convencionais, esses projetos de nova idade exigirão financiamento significativo de baixo custo nos estágios iniciais até que projetos iniciais estabeleçam um histórico.

abordando questões com a fabricação doméstica: Com a independência energética se tornando uma discussão global crítica, a Índia implementou várias barreiras tarifárias e não tarifárias para reforçar seu setor de manufatura solar. As medidas notáveis ​​incluem o Diário Aduaneiro Básico (BCD) e a lista aprovada de modelos e fabricantes (ALMM), os quais tiveram várias revisões. Embora essas políticas sejam projetadas para promover a fabricação de PV domésticos, eles também introduziram uma incerteza considerável em torno da disponibilidade e custo dos módulos fotovoltaicos. Para enfrentar esses desafios, é essencial uma estrutura política estável e previsível, juntamente com cláusulas do pôr -do -sol para garantir que o setor permaneça competitivo em custo. Esses riscos podem ser atenuados usando componentes com confiabilidade comprovada e garantia de garantias. Além disso, questões tecnológicas mais refinadas podem ser abordadas por meio de operações orientadas a dados e estratégias de manutenção preditiva, garantindo assim uma melhor confiabilidade. 

Technology risks, such as failure or underperformance of critical components like panels, inverters, and batteries, pose significant challenges for RE projects. These risks can be mitigated by using components with proven reliability and securing warranties. Furthermore, finer technological issues can be addressed through data-driven operations and predictive maintenance strategies, thus ensuring improved reliability. 

Esta análise destaca como vários riscos afetam o COC e identifica possíveis medidas de mitigação. Esses insights podem orientar desenvolvedores de projetos, financiadores e o governo para priorizar estratégias para mitigação de riscos, seja por meio de estruturas políticas, métodos inovadores de contratação ou mecanismos de hedge de risco. Lidar efetivamente com esses riscos não apenas aprimora a viabilidade de projetos individuais, mas também impulsiona o crescimento sustentado dos projetos de ER - um passo por vez. Por exemplo, por volta de 2017, os riscos de redução e contraparte foram proeminentes devido à infraestrutura de grade inadequada e regras de pagamento fracas para discotecas, respectivamente. Ao longo dos anos, esses riscos diminuíram significativamente, enquanto outras preocupações, como a volatilidade do mercado de energia e as penalidades do DSM, adotaram o centro do palco. Dada a natureza dinâmica desses riscos, qualquer estudo ou estrutura destinado a entender os determinantes do custo do capital deve ser atualizado regularmente. À medida que os novos desafios emergem ou os riscos existentes diminuem, a análise deve ser recalibrada para permanecer relevante e fornecer informações acionáveis ​​para o cenário atual. Conteúdo

The analysis presented in this report is inherently tied to the contemporary context, acknowledging that the nature of risks in the RE sector evolves over time as the industry matures and operational conditions change. For example, around 2017, curtailment and counterparty risks were prominent due to inadequate grid infrastructure and weak payment rules for DISCOMs, respectively. Over the years, these risks have significantly decreased, while other concerns, such as power market volatility and DSM penalties, have taken centre stage. Given the dynamic nature of these risks, any study or framework aimed at understanding the determinants of the cost of capital must be regularly updated. As new challenges emerge or existing risks diminish, the analysis must be recalibrated to remain relevant and provide actionable insights for the current landscape.