Como o custo do capital pode moldar o futuro da energia renovável da Índia? Manter o custo de capital baixo acelera a implantação de energia renovável, garantindo eletricidade acessível para os consumidores. (para 8%) pode economizar aproximadamente ₹ 32.000 crore. Diferentemente dos projetos de energia convencionais, que incorrem em despesas operacionais/de combustível substanciais ao longo do tempo, os projetos de ER exigem a maior parte de seu investimento antes do comissionamento. Como resultado, o custo de capital (COC) é um determinante crítico do LCOE. Nossa análise indica que, para projetos solares, um COC de 10% pode resultar em custos de financiamento que contribuem para 45-55% do custo nivelado da eletricidade (LCOE). 

The cost of capital will play a key role in shaping India’s renewable energy future. Keeping the cost of capital low accelerates renewable energy deployment while ensuring affordable electricity for consumers.

A 4OO bps increase in cost of capital can put off India’s RE targets of 500 GW by 2030 by 100 GW.

Even a moderate 200 bps increase in cost of capital (from 10% to 12%) could add ₹27,000 crore to annual electricity generation costs, while a 200 bps reduction (to 8%) could save approximately ₹32,000 crore.

Cost of capital significantly impacts the cost of RE generation

The CoC significantly affects the Levelised Cost of Electricity (LCOE) for RE projects due to their capital-intensive nature. Unlike conventional energy projects, which incur substantial operational/fuel expenses over time, RE projects require most of their investment upfront before commissioning. As a result, Cost of Capital (CoC) is a critical determinant of LCOE.

In India, the generally acceptable CoC for RE projects is estimated to be around 10-11%. Our analysis indicates that for solar projects, a 10% CoC can result in financing costs contributing to 45-55% of the Levelized Cost of Electricity (LCOE). 

Além disso, um aumento de 100 bps no COC pode levar a um aumento aproximado de 5% no LCOE, destacando o impacto significativo dos custos de financiamento no custo geral da geração re. Essas descobertas ressaltam o papel crítico de manter um baixo custo de capital para garantir a acessibilidade e a competitividade da energia solar.

Alto custo de capital prejudica o poder de compra de discons

À medida que a parcela de ER cresce, o custo do capital (COC) desempenha um papel cada vez mais crítico na formação do custo geral da geração de eletricidade. Um alto COC pode resultar em custos de eletricidade mais altos para os consumidores de varejo ou colocar uma tensão financeira significativa sobre os discotecas, especialmente em estados com fracas finanças de serviços públicos. Essa dinâmica pode transferir a dependência da geração de energia baseada em carvão, compondo ainda mais a questão. Embora essa diferença possa parecer modesta, seu impacto está longe de ser insignificante, pois os problemas financeiros dos discotecas resultam principalmente do

Our analysis for the year 2030 shows that an increase in CoC from 10% to 12% could increase power purchase costs for DISCOMs by 3%, or ₹0.12/kWh. Although this difference may seem modest, its impact is far from negligible, as the financial woes of DISCOMs primarily stem from the ₹ 0,55/kWh Gap entre o custo médio da eletricidade comprado e a receita média recuperada. Essa lacuna resultou em ₹ 79.000 crore de déficit de receita para discoms no EF23. Isso é mais da metade do Alocação orçamentária total para o setor de energia no EF2024-25, incluindo alocações para re. As implicações financeiras de um aumento aparentemente leve no COC são substanciais. Um aumento de 200 bps no COC (de 10%para 12%) pode adicionar ₹ 27.000 crore aos custos anuais de geração de eletricidade, enquanto uma redução de 200 bps (para 8%) pode economizar aproximadamente ₹ 32.000 crore. Além do setor energético, custos mais altos de eletricidade podem corroer a competitividade industrial, especialmente para setores intensivos em energia, dependem de energia acessível. Isso ameaça uma das principais promessas da energia renovável de fornecer eletricidade de baixo custo e promover as metas de sustentabilidade. Essa competitividade reduzida em comparação com a geração fóssil convencional pode levar à relutância de discotecas ou compradores para obter eletricidade, mesmo quando os mandatos estão em vigor. Essa hesitação poderia amortecer a demanda por capacidade de ER, isso diminuindo sua aceitação. Esse desafio é particularmente pronunciado em mercados como a Índia, onde a acessibilidade dos serviços de energia é vital. Por outro lado, uma diminuição de 200 bps no COC (por exemplo, de 10% para 8%) pode permitir que a Índia atinja 540 GW, excedendo em muito o seu objetivo. A mudança poderia comprometer a transição de energia limpa e os compromissos climáticos da Índia, pois uma redução de ER tornaria mais difícil alcançar as metas de descarbonização a longo prazo. Isso ressalta a necessidade de um esforço dedicado para gerenciar riscos e expectativas dos investidores, garantindo que o financiamento permaneça acessível e econômico para energia renovável.

Keeping RE electricity costs low not only benefits consumers but also encourages Discoms to proactively seek more RE in their supply mix. The financial implications of a seemingly slight increase in CoC are substantial. A 200 bps increase in CoC (from 10% to 12%) could add ₹27,000 crore to annual electricity generation costs, while a 200 bps reduction (to 8%) could save approximately ₹32,000 crore. Beyond the energy sector, higher electricity costs can erode industrial competitiveness, especially for energy-intensive sectors reliant on affordable power. This threatens one of renewable energy’s core promises of providing low-cost electricity while advancing sustainability goals.

High cost of capital as a barrier to RE growth

As the CoC increases, the LCOE for RE increases substantially, making these projects less attractive. This reduced competitiveness compared to conventional fossil generation can lead to reluctance from Discoms or buyers to procure RE electricity, even when mandates are in place. Such hesitancy could dampen demand for RE capacity, this slowing down its uptake. This challenge is particularly pronounced in markets like India, where the affordability of energy services is vital.

If the CoC increases by 200 bps (e.g., from 10% to 12%), Ember’s modelling estimates indicate that India’s RE capacity by 2030 could be limited to 448 GW, falling well short of the 500 GW target. Conversely, a 200 bps decrease in the CoC (e.g., from 10% to 8%) could enable India to achieve 540 GW, far exceeding its target.

The cascading effect of a higher cost of capital (CoC) suggests that, over time—especially beyond the 2030 timeframe examined in this report—India could add significantly less RE capacity if elevated CoC levels persist.

Such a shift could jeopardise India’s clean energy transition and climate commitments, as a delayed scale-up of RE would make it harder to achieve long-term decarbonisation goals. This underscores the need for a dedicated effort to manage risks and investor expectations, ensuring that financing remains accessible and cost-effective for renewable energy.