El Gobierno de India ha aprobado el programa Pradhan Mantri Surya Sarovar Yojana (PM-SSY), una iniciativa dotada con 50.700 millones de rupias (532 millones de dólares) destinada a instalar 5 GW de energía solar fotovoltaica flotante combinada con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS). Según informó el Ministerio de Energía Renovable y Nueva (MNRE), el programa se ejecutará entre los ejercicios fiscales 2026-27 y 2030-31, con asistencia financiera que se extenderá hasta 2032-33.
El esquema ofrece ayudas directas de 10 millones de rupias por megavatio instalado tras la puesta en marcha del proyecto, además de 5 millones de rupias por instalación para cubrir estudios previos de viabilidad que incluyen batimetría, hidrografía y evaluaciones ambientales. Cada proyecto deberá contar con un mínimo de dos horas de almacenamiento, lo que supone una capacidad agregada planificada de 10 GWh en baterías acopladas, según la fuente original en PV Tech.
Un potencial técnico enorme, aún sin explotar
Hasta la fecha, India cuenta con aproximadamente 700 MW de capacidad solar flotante comisionada, una fracción mínima del potencial identificado por el Instituto Nacional de Energía Solar (NISE), que estima 102,18 GW desplegables en embalses estatales bajo un escenario de ocupación máxima del 20% de la superficie del agua. Maharashtra lidera el potencial con 16,28 GW, seguido de Madhya Pradesh (14,89 GW), Karnataka (13,69 GW), Odisha (12,81 GW) y Telangana (10,72 GW).
Gaurav Upadhyay, especialista en financiación energética del Instituto para Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA), señala a PV Tech que el país ha avanzado poco en comparación con su enorme potencial técnico. «Hemos instalado alrededor de 700 MW hasta ahora, lo cual es solo una pequeña fracción de lo que nuestros embalses y cuerpos de agua podrían soportar», afirma. Hasta el momento, la mayoría de los proyectos han sido liderados por entidades del sector público, mientras que los promotores privados han adoptado un enfoque prudente debido a los costes más elevados y la falta de experiencia operativa.
El reto de la ejecución y la integración en red
Aunque Upadhyay considera ambicioso el objetivo de 5 GW, advierte que la ambición por sí sola no garantiza resultados. «El desafío más grande es la ejecución», explica. La solar flotante implica ingeniería más compleja, permisos de uso de embalses, autorizaciones medioambientales y coordinación entre múltiples organismos. Además, la infraestructura de transmisión debe desarrollarse al mismo ritmo que los proyectos, ya que muchos de los emplazamientos más prometedores se ubican en regiones con redes eléctricas débiles o en construcción.
«Si la expansión de la red no ocurre paralelamente al desarrollo de proyectos, los promotores podrían completar instalaciones sin poder evacuar la electricidad generada», subraya el analista. Según su criterio, la planificación de generación y transmisión no puede realizarse de forma aislada, y las inversiones en red deben anticiparse al comisionamiento de las plantas.
En cuanto al almacenamiento, Upadhyay destaca que el enfoque del programa representa un cambio en la manera en que India aborda la energía renovable. «Ya no se trata solo de añadir capacidad; se trata de suministrar electricidad cuando la red realmente la necesita», señala. La combinación de solar flotante con baterías permite desplazar la generación hacia los picos de demanda vespertinos y ofrecer mayor flexibilidad operativa. Aunque las baterías incrementan el coste inicial, la caída de precios y la evolución de los mercados eléctricos favorecen cada vez más el caso de inversión.
Riesgos ambientales y de operación a largo plazo
Junto al desarrollo de la cadena de suministro local —que aún depende de importaciones para componentes especializados como flotadores, sistemas de anclaje y amarres—, el programa deberá gestionar riesgos ambientales y operativos. Aunque la solar flotante evita la adquisición de terrenos, su interacción directa con cuerpos de agua plantea interrogantes sobre ecología de embalses, calidad del agua, sedimentación y mantenimiento a largo plazo.
«Estos riesgos están cada vez más reconocidos, pero no creo que se reflejen aún plenamente en la economía de los proyectos», advierte Upadhyay. Niveles de agua cambiantes, sedimentación y ecosistemas acuáticos pueden afectar el rendimiento a largo plazo, mientras que los equipos enfrentan un entorno operativo más exigente que en instalaciones montadas en suelo. «Estos factores pueden no afectar significativamente los primeros años, pero se vuelven cada vez más importantes a lo largo de los 25 años de vida útil de un proyecto», concluye.
El analista menciona a Singapur y China como referentes útiles: Singapur priorizó proyectos piloto y estudios ambientales antes de escalar, mientras que China ha demostrado los beneficios de integrar solar flotante con infraestructura hidroeléctrica existente para mejorar la utilización de la red y reducir el vertido de energía.
Fuente: PV-Tech · Documento oficial: enlace · Esta información ha sido elaborada por la redacción de Crux Solar con apoyo de herramientas editoriales automatizadas.