Tema 4. Gestión de Riesgos en PPAs PDF

4. LA GESTIÓN DE RIESGOS EN LOS PPAS. Objetivos: Este tema nos ayudará a entender dónde radican los riesgos en las diferentes etapas de un proyecto Generador, comprador o financiador asumen diferentes riesgos a lo largo de un proyecto. Veremos cuáles en este tema  4.1 Los ries...

4. LA GESTIÓN DE RIESGOS EN LOS PPAS. Objetivos: Este tema nos ayudará a entender dónde radican los riesgos en las diferentes etapas de un proyecto Generador, comprador o financiador asumen diferentes riesgos a lo largo de un proyecto. Veremos cuáles en este tema  4.1 Los riesgos de un Contrato PPA La base de un PPA exitoso y financiable es el logro de un equilibrio equitativo y una correcta asignación de riesgos entre las partes contratantes del PPA. El antiguo principio de asignación de riesgos contractuales en la financiación de proyectos es especialmente válido para los PPA: Los riesgos deben asignarse a la parte más capacitada para gestionarlos La gestión de los riesgos puede recaer también en un tercero, por ejemplo, el epecista designado para llevar a cabo la construcción del proyecto, o la empresa encargada de construir las instalaciones de interconexión. Sin embargo, esos terceros no son las partes contratantes del PPA, así que, ¿cómo se salva esta laguna? La forma de mitigar estos riesgos es una consideración necesaria en el PPA. Los riesgos bajo el control de un tercero asumidos por una de las partes del PPA pueden, por ejemplo, transferirse a dicho tercero mediante el uso de disposiciones back-to-back en el PPA y en el contrato con el tercero. Si una parte asume un riesgo que normalmente no le corresponde, esperará recibir algún beneficio por asumirlo. En el caso de la empresa de distribución, la expectativa podría ser que deseara recibir una tarifa más baja. En el caso de una sociedad de proyecto, la expectativa podría ser un aumento adecuado de la rentabilidad de su capital por asumir ese riesgo. Por lo tanto, aunque una parte pueda obtener un beneficio comercial al transferir el riesgo a su contraparte, en última instancia esa parte sigue soportando el coste de ese riesgo de una forma u otra. Un equilibrio y una asignación adecuados del riesgo en un PPA deben tener como objetivo ofrecer incentivos suficientes a las partes contratantes para que cumplan sus obligaciones en virtud del PPA. Algunos riesgos están presentes a lo largo de todas las fases de un proyecto. Ciertos riesgos sólo surgen durante la fase de desarrollo y construcción, mientras que otros sólo aparecen una vez que el proyecto está operativo. A continuación veremos los principales riesgos que surgen en el contexto de un PPA. Ojo que los riesgos esbozados en estos capítulos no son exhaustivos. Los riesgos y los métodos para mitigarlos también pueden variar de un proyecto a otro, en función de la jurisdicción, el marco normativo subyacente, la estructura del contratista y la tecnología de generación concreta, entre otras consideraciones. Estas diversas permutaciones se abordan en otros capítulos de este curso. El siguiente tema es bastante “legal” y uede ser en ocasiones “engorroso” pero es imprescindible para conocer a qué riesgos nos enfrentamos a lo largo de la vida de un proyecto. 4.2 Riesgos en la fase de Construcción y Desarrollo Pre-construcción Adquisición de terrenos Por lo general, la empresa del proyecto será la principal responsable de obtener los terrenos en los que se construirá y explotará el proyecto. En la medida en que el offtaker y/o el gobierno anfitrión posean, arrienden u otorguen una concesión sobre dichos terrenos, y los pongan a disposición de la compañía del proyecto, entonces la responsabilidad puede recaer más apropiadamente en el offtaker. Del mismo modo, cuando una autoridad gubernamental o una entidad controlada por el gobierno o el intermediario es el arrendador del emplazamiento del proyecto, la sociedad del proyecto buscará a menudo una garantía adicional del intermediario/gobierno anfitrión con respecto al cumplimiento de las condiciones del contrato de arrendamiento. Tanto al adjudicatario como a la empresa del proyecto les interesa asegurarse de que el derecho a ocupar el emplazamiento del proyecto está garantizado durante toda la vigencia del PPA, ya que cualquier riesgo relacionado con la entrada en el proyecto / la tenencia repercutirá en la capacidad de obtener financiación a largo plazo. Si el plazo del PPA puede renovarse, el derecho a ocupar el emplazamiento del proyecto debe garantizarse durante el periodo de prórroga. No inicio de las obras El comprador querrá tener la seguridad de que la sociedad del proyecto iniciará la construcción en un plazo mínimo a partir de la fecha de entrada en vigor del PPA. Aunque la falta de inicio de la construcción puede no ser consecuencia directa de los actos de la empresa del proyecto, como cuando un contratista EPC no ejecuta sus obligaciones en virtud del EPC. Sin embargo, las responsabilidades potenciales asociadas a esta forma de incumplimiento siguen recayendo enteramente en la empresa del proyecto. Si no se inicia la construcción en el plazo establecido, el PPA se rescindirá automáticamente o el comprador tendrá derecho a rescindirlo. El hecho de que la empresa del proyecto no inicie la construcción también puede desencadenar el pago de fianzas de construcción o de cumplimiento. Las posibilidades de que una empresa de proyectos subsane un retraso en el inicio de la construcción son limitadas. Algunos PPA ofrecen a la empresa del proyecto la opción de ampliar el plazo de inicio, pagando al mismo tiempo una indemnización por daños y perjuicios para remediar el retraso inicial. Si el retraso se debe a un acontecimiento de fuerza mayor (incluido un acontecimiento de fuerza mayor política) o a un incumplimiento por parte del adjudicatario (o de cualquier parte relacionada o autoridad gubernamental en virtud de cualquier otro contrato de proyecto), el plazo para el inicio de la construcción se ampliará, normalmente día a día. Esta prórroga se mantendrá mientras el caso de fuerza mayor o el incumplimiento impidan a la sociedad del proyecto iniciar la construcción. En los mercados en los que el adjudicatario exige que la fecha de explotación comercial se produzca en un plazo determinado, por ejemplo cuando el adjudicatario prevé un aumento de la demanda superior a la oferta actual debido al crecimiento demográfico o industrial a corto plazo, sería importante que el adjudicatario tuviera la posibilidad de rescindir el PPA en una fase temprana si la empresa del proyecto no ha iniciado la construcción, y de contratar a otra empresa para desarrollar dicho proyecto. Este mecanismo es adecuado para los proyectos de energías renovables en mercados altamente competitivos, en los que es más fácil encontrar un promotor sustituto. Construcción Abandono Tras el inicio de la construcción, el adjudicatario también querrá asegurarse de que la construcción sigue adelante y de que el proyecto no ha sido abandonado. El abandono puede adoptar la forma de una suspensión permanente de la construcción o explotación del proyecto, o puede producirse mediante un abandono constructivo, cuando la construcción o explotación se ha suspendido durante un periodo prolongado de tiempo. En cualquier caso, el abandono del proyecto constituirá un caso de incumplimiento por parte de la empresa del proyecto, lo que dará derecho al comprador a rescindir el PPA. Una vez que el proyecto esté operativo, el concepto de abandono y el periodo de tiempo aplicable variarán en función de la tecnología del proyecto, con el fin de tener en cuenta los diferentes niveles de intensidad de la explotación (por ejemplo, la gestión activa de una central térmica frente a la gestión pasiva de una instalación solar). Retrasos en la consecución de la COD La construcción de la central eléctrica en el plazo acordado es una de las principales obligaciones de la empresa del proyecto en virtud del PPA. Por consiguiente, si no se termina la central (es decir, no se alcanza la fecha de entrega o COD) en el plazo previsto, en ausencia de fuerza mayor u otros acontecimientos de socorro, constituirá un incumplimiento del PPA, que dará derecho al comprador a reclamar daños y perjuicios por demora y/o, en última instancia, a rescindir el acuerdo de compra de electricidad. La empresa del proyecto, a su vez, deberá asegurarse de que cualquier obligación de pagar daños liquidados por retraso se transfiere al contratista EPC en virtud del contrato EPC (en el que los daños liquidados por retraso deberán ser dimensionados para cubrir no sólo los pagaderos en virtud del PPA, sino también los costes de explotación de la empresa del proyecto y el servicio de la deuda en virtud de los documentos de préstamo). El contrato EPC también debería prever que, en caso de rescisión del PPA por retraso prolongado, la empresa del proyecto tenga derecho a rescindir el contrato EPC y reclamar una indemnización adecuada (incluido un derecho de rechazo total y el reembolso de la totalidad del precio del contrato). Cuando el adjudicatario está dispuesto a absorber algunos retrasos (por ejemplo, en el caso de proyectos de energías renovables), existen opciones adicionales para estructurar las penalizaciones por el retraso de una empresa de proyectos en la construcción. Una opción es penalizar a la empresa del proyecto reduciendo el plazo del PPA por cada día de retraso, reduciendo así los ingresos previstos de la empresa del proyecto durante el plazo del PPA. Esto podría ampliarse a la adición de un factor por cada día de retraso (por ejemplo, el plazo puede reducirse en dos días por un día de retraso, lo que se traduce en una reducción de tres días del plazo del PPA). Si los compradores quieren la tarifa más baja posible y están dispuestos a absorber algunos retrasos, deben ser conscientes de que los daños y perjuicios por retraso podrían dar lugar a un aumento de los costes o incluso, si son muy elevados, a la imposibilidad de financiar el proyecto. La garantía exigida para cubrir el pago de los daños y perjuicios por demora (por ejemplo, algún tipo de fianza) será otro coste añadido a la tarifa. El principio importante es que la penalización debe incentivar a la empresa del proyecto a cumplir los plazos acordados en el PPA. Presunta finalización Hay una serie de circunstancias en las que la sociedad del proyecto (y sus contratistas) deben tener derecho a reclamar una indemnización por retrasos. La indemnización puede concederse sólo con respecto al tiempo (es decir, la sociedad del proyecto sólo recibe una prórroga), o tanto con respecto al tiempo como al dinero, a través del concepto de terminación presunta. Se considera presunta finalización cuando no se ha completado un proyecto debido a riesgos que corren a cargo del comprador (y/o del gobierno). En tales circunstancias, se considerará que se ha completado el proyecto en la fecha más tardía entre la fecha de finalización prevista y la fecha en la que, de no haberse producido el riesgo, se habría completado la planta. Una vez finalizada la construcción, la sociedad del proyecto tendrá derecho a recibir pagos por capacidad calculados en función de la capacidad contratada de la central eléctrica. En el caso de las tecnologías no despachables, como las energías renovables, en las que no es pagadero ningún pago por capacidad, la sociedad del proyecto tendrá derecho a pagos por energía estimados entre la fecha de entrega prevista y la fecha de entrega real. Posteriormente, tras las pruebas de finalización, si las pruebas de rendimiento de la planta demuestran una capacidad inferior a la contratada, la empresa del proyecto deberá normalmente contabilizar la diferencia. Incremento de los costes de construcción Desde el punto de vista del comprador, uno de los objetivos clave de la licitación o negociación de un proyecto energético para su desarrollo por parte del sector privado es establecer la certidumbre del precio (y, por tanto, de la tarifa) con respecto al coste de capital del proyecto. Por lo tanto, la tarifa se determinará sobre la base de una oferta competitiva o de un coste de construcción acordado. A su vez, la empresa del proyecto intentará fijar el coste de construcción negociando un contrato llave en mano a tanto alzado y con fecha cierta con su contratista EPC. A partir de ahí, el principio básico es que la empresa del proyecto (en virtud del PPA) y el contratista EPC (en virtud del contrato EPC) asumirán el riesgo de cualquier sobrecoste. No obstante, existen algunas excepciones a esta regla. Cuando el coste de construcción aumente como consecuencia de una variación exigida por la entidad contratante o de cambios en la legislación, el PPA deberá permitir que la entidad contratante pague una compensación directa para cubrir el coste incremental de construcción o que la tarifa se ajuste para cubrir el coste incremental de capital (y cualquier coste de financiación asociado).  Acceso al emplazamiento y disponibilidad Hay una serie de riesgos y problemas potenciales asociados a la construcción que guardan relación con el emplazamiento elegido para el proyecto. Entre ellos se incluyen el riesgo geológico (es decir, si el emplazamiento es geotécnicamente adecuado para la actividad de construcción); el riesgo arqueológico (la posibilidad de que se produzcan descubrimientos arqueológicos durante la excavación/construcción, y cómo se gestionan dichos descubrimientos); y cualquier contaminación medioambiental preexistente que pueda descubrirse durante las actividades de construcción. Derecho de ocupación El derecho de la sociedad del proyecto a ocupar el emplazamiento del proyecto a efectos de la construcción y posterior explotación de la central eléctrica es fundamental para la integridad y viabilidad del proyecto. Ese derecho puede adoptar diversas formas, desde la propiedad absoluta del emplazamiento del proyecto (potencialmente a través de la adquisición a un tercero), diferentes formas de arrendamiento, acuerdos de concesión u otros derechos de ocupación. Estos variarán en función de la jurisdicción y las circunstancias del proyecto concreto. La empresa del proyecto también puede necesitar derechos de acceso adicionales, servidumbres o consentimientos por escrito para llevar a cabo actividades de construcción con respecto a la infraestructura asociada de la que es responsable, como las líneas de transmisión. El acceso al emplazamiento del proyecto también será necesario, no sólo para la construcción, explotación y mantenimiento del proyecto energético, sino también para que el adquirente pueda ejercer los derechos de inspección que le correspondan en virtud del PPA. Idoneidad del emplazamiento Normalmente, la empresa del proyecto será la principal responsable de la idoneidad del emplazamiento del proyecto. Cuando la empresa del proyecto ha tenido la oportunidad de realizar estudios completos del emplazamiento, incluidos muestreos detallados del suelo y análisis geotécnicos, puede ser razonable que la empresa del proyecto/contratista asuma la responsabilidad del riesgo geológico (es decir, si el emplazamiento es geotécnicamente adecuado para la actividad de construcción), especialmente cuando la empresa del proyecto ha sido la principal impulsora de la selección del emplazamiento del proyecto. Por el contrario, cuando el offtaker/gobierno anfitrión ha preseleccionado efectivamente el emplazamiento del proyecto y/o la compañía del proyecto ha tenido pocas oportunidades de realizar tales revisiones, puede ser más apropiado que el offtaker asuma dicho riesgo. Este es el caso, en particular, cuando el emplazamiento del proyecto es un terreno abandonado que se pone a disposición de la sociedad del proyecto. En tales circunstancias, es probable que la sociedad del proyecto exija una protección adecuada, que incluya la reducción de los plazos y la presunta finalización, así como sólidas indemnizaciones por reclamaciones de terceros con respecto a cualquier contaminación medioambiental preexistente. Infraestructura relacionada con el emplazamiento Por lo general, es la empresa del proyecto la que determina y asume la idoneidad de los enlaces por carretera y ferrocarril (u otros enlaces de transporte) hacia y desde el emplazamiento del proyecto. También puede determinar el trazado o desvío de los tendidos eléctricos y conducciones de agua necesarios para el suministro de servicios públicos al emplazamiento del proyecto. La disponibilidad del suministro de servicios públicos al emplazamiento del proyecto también suele ser responsabilidad de la sociedad del proyecto, aunque esto puede variar cuando el adjudicatario, la autoridad del gobierno anfitrión u otra parte relacionada explote un emplazamiento adyacente y contraiga un compromiso contractual expreso de suministrar dichos servicios. Del mismo modo, cuando se acuerde que una parte importante de la infraestructura (como una línea de transmisión, un gasoducto o una carretera) correrá a cargo del adjudicatario o de una entidad del gobierno anfitrión, el riesgo de terminación asociado a dicha infraestructura podrá ser asumido por el adjudicatario. También puede ser necesario el reasentamiento para adquirir el emplazamiento del proyecto. Las partes contratantes del PPA deberán evaluar detenidamente el impacto de un proceso de reasentamiento en el calendario del proyecto. Infraestructura de interconexión La construcción y el funcionamiento de una nueva central eléctrica requieren toda una serie de infraestructuras de apoyo. Además de la conexión a la red física a través de líneas de transmisión que pueden variar de unos pocos kilómetros a cientos de kilómetros, el proceso de construcción también necesita el apoyo de la disponibilidad de servicios públicos y carreteras de acceso. En cuanto al calendario, el desarrollo de la central eléctrica y la red de transmisión asociada deben coordinarse para garantizar que la central esté lista para conectarse a la red en el momento de la puesta en marcha. Para ello también es necesario planificar con antelación la disponibilidad de combustible y la infraestructura necesaria para introducirlo. Interconexión de transporte La empresa del proyecto y el adjudicatario decidirán, normalmente en una fase muy temprana, qué parte será responsable de la construcción de la línea de transmisión, así como de la propiedad y el mantenimiento continuos de la línea. Construcción por el offtaker Desde el punto de vista comercial, el principal incentivo para que el "offtaker" asuma la obligación de construir la línea de transmisión es evitar el coste de construcción más elevado si la construcción corre a cargo de la empresa del proyecto. El aumento del coste de construcción por parte de la empresa del proyecto se repercutirá en el compensador a través de una tarifa más elevada. La ventaja del ahorro potencial de costes de construcción por parte del adjudicatario debe sopesarse frente a dos desventajas:  Es posible que el adjudicatario no disponga de una fuente de fondos suficiente para acometer la construcción   Si el adjudicatario se compromete a construir la línea de transmisión, también asumirá la responsabilidad si no completa la línea de transmisión cuando la central eléctrica esté lista para su puesta en servicio. De acuerdo con el PPA, normalmente se exigirá al adjudicatario el pago de daños y perjuicios a la central eléctrica, calculados como si se considerara que se ha suministrado electricidad. Para reducir el riesgo de retraso en la ejecución de las obras, el adjudicatario deberá planificar con antelación la financiación y la adquisición de equipos para garantizar que la finalización de las obras coincida con el plazo de finalización de la central eléctrica. Construcción por empresa de proyecto Cuando la empresa del proyecto es responsable de la construcción de la línea de transmisión, el gestor de la red intentará controlar los costes de construcción de la línea de transmisión, ya que estos costes se repercutirán en última instancia al gestor de la red a través de la tarifa. El "offtaker" puede intentar controlar estos costes exigiendo que todos los contratos importantes de suministro se sometan a una licitación competitiva y contratando a un ingeniero competente para supervisar la ejecución de la construcción de la línea de transmisión. Punto de entrega Una vez finalizada la línea de transmisión, el PPA identifica la obligación de la empresa del proyecto de entregar energía a un punto de entrega. El punto de entrega es una ubicación física que se especifica en el PPA. La empresa del proyecto querrá que el punto de entrega esté lo más cerca posible de la central eléctrica. El comprador asumirá el riesgo de la línea de transmisión desde y hacia el punto de entrega. Sin embargo, esto puede negociarse específicamente, sobre todo cuando la línea de transmisión sea operada y mantenida por una empresa de transmisión que no esté relacionada con el transportista. Pruebas y puesta en servicio Las pruebas y la puesta en marcha de la central eléctrica son necesarias antes de la entrega contra reembolso para garantizar que las instalaciones y los equipos individuales funcionan de acuerdo con el diseño y el rendimiento contratado para la central eléctrica. Además de las pruebas de los equipos individuales, hay que probar el proyecto completo para determinar los parámetros generales de producción, incluyendo, entre otros, la capacidad instalada, la tensión de salida, la frecuencia y el consumo específico de combustible (si lo hay como en un PPA de planta de biogás). La obligación de llevar a cabo las pruebas y la puesta en marcha de la central eléctrica recae en la empresa del proyecto, que tiene que asegurarse de que los expertos y el equipo de pruebas adecuado estén disponibles cuando sea necesario antes de la fecha de operación. Hay que avisar con suficiente antelación al comprador y a los prestamistas, ya que pueden contratar a sus propios expertos para que presencien las pruebas junto con el ingeniero de la empresa del proyecto. Dado que parte del proceso de pruebas para certificar la capacidad de la central implica la generación de electricidad, el comprador debe estar preparado para recibir esa energía antes de que comience el periodo de pruebas y puesta en servicio. Si la línea de interconexión o la red no están disponibles, entonces, de conformidad con los términos del PPA, la empresa del proyecto puede reclamar daños liquidados por el retraso en la entrega contra entrega, lo que puede incluir la invocación de las cláusulas de presunta finalización del PPA. Por lo tanto, es necesario coordinar estrechamente los requisitos de ambas partes antes y durante la puesta en servicio de la central eléctrica y las instalaciones relacionadas, incluida la línea de transmisión cuando proceda. EJEMPLO DE TABLA DE PRUEBAS DE ACEPTACIÓN DE PROYECTO SIGUIENDO IEC 61724: PHOTOVOLTAIC SYSTEM PERFORMANCE MONITORING En caso de que las instalaciones del adquirente no estén disponibles cuando se requieran las pruebas y/o la puesta en servicio, la empresa del proyecto podrá ejercer el derecho a reclamar los daños y perjuicios correspondientes, incluyendo capacidad estimada y pagos por producción de energía. Por lo tanto, el adjudicatario debe evaluar cuidadosamente su capacidad para asumir sus obligaciones de cumplir los requisitos de las pruebas y la puesta en marcha de la central eléctrica.  Pruebas de aceptación de energías renovables En el caso de los proyectos de energías renovables, el PPA incluirá la capacidad contratada, que es la capacidad MWac asociada a la tecnología de generación instalada, similar a la capacidad instalada a la que se hace referencia en los proyectos de energía térmica. Se trata de la capacidad máxima que la empresa del proyecto podría generar a P100, es decir, con un 100% de probabilidad a un nivel definido del recurso energético renovable. A efectos de la prueba de aceptación, el PPA hará referencia a una capacidad mínima de la instalación inferior (normalmente el 60-75% de la capacidad contratada). Para probar esta capacidad mínima de la instalación, el PPA puede exigir: Una prueba de capacidad para establecer si la capacidad probada es igual o superior a la capacidad mínima: - Si la prueba de capacidad establece que la capacidad real es igual o superior a la capacidad mínima, el ingeniero independiente suele certificar que el proyecto ha alcanzado COD. - Si la capacidad probada es igual o superior a la capacidad mínima, pero inferior a la capacidad contratada, la empresa del proyecto se enfrentará a consecuencias financieras negativas, ya que los ingresos del proyecto se reducirán debido a la menor producción de energía. - Si la capacidad probada es inferior a la capacidad mínima, la empresa del proyecto puede incumplir el PPA y el comprador puede tener derecho a rescindir el acuerdo. - En caso de que no se alcance la capacidad mínima o la contratada, suele haber un periodo de subsanación para que la empresa del proyecto corrija el déficit de capacidad Incumplimiento de la capacidad contratada Las pruebas y la puesta en marcha pueden revelar rendimientos inferiores a los contratados y/o el incumplimiento de los niveles de rendimiento exigidos, como la capacidad fiable, el consumo específico de combustible (tasa de calor) y otros problemas. Dependiendo de lo lejos que estén los resultados de las pruebas de la producción especificada, puede ser necesario rectificar la planta para alcanzar una producción de rendimiento aceptable, lo que puede provocar retrasos en la consecución de la fecha en entrada en operación. Si no hay posibilidad de mejorar el rendimiento de la central, el comprador suele tener dos opciones:  Aceptar el rendimiento resultante, con las penalizaciones pertinentes en caso de no alcanzar el rendimiento garantizado.  Rechazar la planta del proyecto y rescindir el PPA. El PPA contendrá las cláusulas pertinentes para abordar los niveles de rendimiento reducidos (normalmente se abordan en el pago del cargo por capacidad de las centrales de generación despachables). En caso de que los resultados de las pruebas no sean aceptables, es posible que haya que rescindir el PPA o modificarlo sustancialmente, adoptando otras medidas correctoras para mejorar el rendimiento hasta niveles aceptables. La empresa del proyecto asume el riesgo de rendimiento de la central eléctrica durante toda la vigencia del PPA. 4.3 Riesgos de la fase operativa Riesgo de mercado Las obligaciones de compra Las obligaciones del comprador de comprar la capacidad y la energía generada por una central eléctrica (las obligaciones de compra) se estructurarán de forma algo diferente dependiendo de la naturaleza del proyecto. Con respecto a las centrales eléctricas despachables (en particular las centrales térmicas y los proyectos hidroeléctricos con grandes embalses), la obligación de compra se estructurará generalmente como una obligación (i) de pagar por la capacidad puesta a disposición (o considerada disponible) del comprador y (ii) de tomar y pagar por la energía despachada por el comprador y entregada por la empresa del proyecto en el punto de entrega. Con respecto a las tecnologías que dependen de fuentes de energía renovables interrumpibles (en particular los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos), la obligación se estructurará normalmente como una obligación de tomar y pagar por toda la energía realmente generada por la central eléctrica o que podría haber sido generada por la central eléctrica en ausencia de una restricción u otra interrupción de la red. En ambos casos, el principio básico es que el riesgo de mercado (el riesgo de tomar y suministrar la electricidad al mercado, y de recibir los pagos del mercado por la capacidad y la energía suministradas) debe asignarse al "offtaker" y no a la empresa del proyecto. En una situación en la que la central eléctrica está disponible para generar, el adjudicatario debe seguir efectuando pagos independientemente de si el operador del sistema despacha realmente la central eléctrica o "toma" la electricidad que podría generarse. Estos pagos suelen denominarse pagos por disponibilidad y están estructurados para garantizar la cobertura de los costes de capital de la empresa del proyecto (servicio de la deuda, rendimiento de los fondos propios y rentabilidad de los fondos propios) y los costes fijos de explotación. Por lo tanto, en los casos en los que la central eléctrica no esté disponible o sea incapaz de generar electricidad como resultado de circunstancias para las que el comprador (o el gobierno) ha acordado asumir el riesgo (incluyendo, entre otras cosas, fuerza mayor política, fuerza mayor que afecte al comprador, cambio en la legislación, indisponibilidad de la red e incumplimiento del comprador), la empresa del proyecto puede tener derecho a pagos por disponibilidad o energía estimados que también están destinados a cubrir los costes de capital y de explotación fijos. Estos mecanismos contractuales son cruciales para la asignación de riesgos en un proyecto energético. Restricciónes o Curtailment A pesar del principio básico descrito anteriormente, algunos gestores de redes de transporte y/o el gestor de la red de transporte correspondiente pueden querer reservarse cierta flexibilidad con respecto al compromiso de tomar energía interrumpible mediante derechos de curtailment o restricciones. Estos derechos permitirán al agente no tomar una determinada cantidad de energía disponible sin consecuencias financieras. Desde la perspectiva de la empresa del proyecto (y de los prestamistas), querrán tener la certeza de que el compromiso mínimo de compra cubrirá todos los costes fijos (incluido el servicio de la deuda y un rendimiento mínimo del capital). Para ello, pueden solicitar que el PPA prevea una prórroga automática del plazo si se produce la reducción, o pueden ajustar la tarifa del PPA desde el principio. Si se opta por este último enfoque, el comprador debe entender que el precio del PPA supondrá que los derechos de reducción se ejercerán en su totalidad. Por lo tanto, el adquirente deberá asegurarse de que si los derechos de reducción no se utilizan o sólo se utilizan parcialmente, se aplique un ajuste al precio del PPA. Rendimiento Las partes contratantes acordarán, al suscribir el PPA, cuál será la capacidad contratada de la central eléctrica. Para llegar a COD, la central debe someterse a pruebas y certificar que ha alcanzado un determinado porcentaje de la capacidad contratada. Esto suele denominarse requisito de capacidad mínima. En estas pruebas suelen participar la empresa del proyecto, el comprador y cualquier ingeniero independiente designado por las partes. En el caso de las centrales eléctricas que perciben tanto un canon de capacidad como un canon de energía, la capacidad comprobada en el momento de la entrega puede determinar (dependiendo de cómo esté estructurada la tarifa) el canon de capacidad que el compensador pagará a la empresa del proyecto. Estas pruebas suelen repetirse una vez al año y, en cada caso, la nueva capacidad probada influirá en el canon de capacidad pagadero al proyecto. Si la central eléctrica alcanza o supera el requisito de capacidad mínima en la fecha acordada para la fecha de puesta en marcha prevista programada, pero sigue sin alcanzar la capacidad contratada, la empresa del proyecto puede tener la opción de reparar o sustituir las partes afectadas de la central eléctrica en un plazo acordado para alcanzar la capacidad contratada completa. En un determinado momento, la empresa del proyecto puede verse obligada a vivir con la capacidad que ha podido demostrar, y ya no tendrá la posibilidad de aumentar la capacidad probada hasta la capacidad contratada arreglando la deficiencia y demostrando la mayor capacidad de la central eléctrica. En caso de que no se alcance la capacidad mínima en la fecha acordada para la entrega contra reembolso, el comprador tendrá normalmente derecho a rescindir el PPA. Algunos PPA pueden restringir a la empresa del proyecto el suministro de energía por encima de la capacidad probada fijada en la fecha de entrega, o simplemente especificar que el comprador no está obligado a pagar esas cantidades adicionales. En los PPA en los que la tarifa incluye tanto un canon de capacidad como un canon de energía, dado que se exige al comprador que pague por la capacidad de la central, normalmente querrá asegurarse de que esta capacidad esté disponible para su uso. Por lo tanto, el operador impondrá unos requisitos mínimos de disponibilidad. La disponibilidad suele medirse a lo largo de un periodo de tiempo acordado. Los umbrales mínimos de disponibilidad suelen ser negociados por las partes y dependen exclusivamente de las condiciones del emplazamiento del proyecto, como las condiciones ambientales, la composición técnica particular de la central eléctrica y otros criterios de eficiencia previstos en el PPA. En caso de que la empresa del proyecto no cumpla los umbrales mínimos de disponibilidad, el PPA ofrecerá una solución al comprador. Esto puede adoptar la forma de un derecho a rescindir el PPA o el pago de daños y perjuicios por parte de la empresa del proyecto. En cualquier caso, con una tarifa bien estructurada, el comprador no debe pagar por la capacidad que no se pone a su disposición. Despacho En virtud del PPA, la empresa del proyecto está obligada a cumplir estrictamente las instrucciones de despacho del operador de la red. La empresa del proyecto asume el riesgo de cualquier fallo operativo en el despacho. El PPA puede hacer referencia al protocolo de despacho de la red, que pasa a formar parte del PPA, o puede formar parte del acuerdo de conexión de transmisión que firmarán la empresa del proyecto y la empresa de transmisión. Los planes de despacho se entregan a la empresa del proyecto para que pueda planificar la carga mensual, semanal y diaria. Consideraciones especiales para los proyectos de energías renovables La asignación del riesgo de rendimiento en los proyectos de energías renovables se complica por el perfil de generación de estos proyectos, es decir, por el hecho de que la generación de energía está sujeta a la disponibilidad intermitente del recurso renovable. En los PPA de energías renovables no despachables, el comprador sólo paga por la energía suministrada. La obligación del comprador de pagar la tarifa por la energía entregada se limita a veces a una cantidad establecida en el PPA, y cualquier exceso de energía se remunera a los precios al contado vigentes si existe un mercado al contado. Un comprador no puede insistir en una obligación mínima de entrega en un día concreto para las centrales no despachables debido a la incapacidad de la empresa del proyecto para controlar su producción, que depende de las condiciones meteorológicas. Por decirlo claramente, los proyectos de energías renovables están sujetos en muchos aspectos a los caprichos del sol, la lluvia y el viento, y no pueden garantizar una producción concreta en un día determinado. Pero un requisito de disponibilidad mínima después de la COD puede ser razonable para garantizar que el proyecto genera la producción eléctrica prevista, corregida en función de las condiciones meteorológicas. La disponibilidad se refiere a la capacidad de la central para generar y suministrar electricidad según sus especificaciones de diseño ajustadas a la degradación; no debe confundirse con la producción. Al considerar un requisito de disponibilidad mínima, la empresa del proyecto y sus prestamistas se preocuparán por garantizar que, si la central se ve afectada por un defecto inesperado que provoque su indisponibilidad, haya tiempo suficiente para hacer llegar al emplazamiento las piezas necesarias. Esto puede lograrse midiendo el requisito de disponibilidad mínima a lo largo de un período de tiempo razonable (y un período más largo en caso de avería específica del equipo cuando se identifique que las piezas de repuesto no están fácilmente disponibles en los proveedores del equipo). Los PPA para proyectos de energía solar fotovoltaica exigen que la empresa del proyecto demuestre que la planta fotovoltaica (incluidos los paneles, inversores, transformadores y el resto de la planta) ha alcanzado un coeficiente de rendimiento (Performance Ratio) acordado (especialmente en el momento de la entrega antes de la emisión del certificado de puesta en servicio), que es una medida de la eficiencia de la planta fotovoltaica a la hora de convertir la irradiación solar en energía eléctrica. El coeficiente de rendimiento disminuirá a lo largo de la vigencia del PPA a medida que se degrade la capacidad de los paneles solares para convertir la irradiación solar en energía eléctrica. Los PPA suelen asumir que los paneles solares se degraden a un ritmo constante durante la vigencia del PPA. Cualquier cálculo de pago de energía estimada se verá afectado por la degradación de los paneles durante la vida del proyecto. La obligación de la empresa del proyecto de alcanzar el coeficiente de rendimiento esperado en el momento de la entrega está respaldada por una garantía de rendimiento emitida por el fabricante del panel solar. La garantía de rendimiento reflejará los requisitos del coeficiente de rendimiento especificados en el PPA, o los mejorará ligeramente. 4.4. Riesgo Divisas Los proyectos energéticos pueden financiarse en moneda local o en una moneda de reserva. La moneda local es la moneda de la jurisdicción en la que se va a construir y explotar el proyecto. Una moneda de reserva es una moneda que los gobiernos y los bancos centrales poseen en cantidades significativas como parte de sus reservas de divisas y que se utiliza habitualmente como medio de pagos internacionales. Las monedas de reserva, como el dólar estadounidense y el euro, se utilizan habitualmente para financiar transacciones de energía e infraestructuras. También se denominan divisas fuertes. Por regla general, las monedas de reserva se benefician de niveles de inflación relativamente bajos, sobre todo en comparación con las monedas de los mercados emergentes. El reto del desajuste monetario Mientras que el servicio de la deuda y las obligaciones de pago suelen estar denominados en una moneda de reserva, un "offtaker" casi siempre cobra a su consumidor en moneda local. El resultado es un desajuste monetario: el proveedor paga la electricidad en moneda de reserva, pero obtiene sus ingresos en moneda local. Este desajuste es significativo y afecta al perfil de riesgo global de una inversión en energía de las siguientes maneras: En primer lugar, sobre todo en periodos de volatilidad de los tipos de cambio, reduce la capacidad de un offtaker para cumplir sus obligaciones de pago a una empresa de proyectos en virtud de una tarifa denominada en moneda de reserva. En segundo lugar, si la depreciación de la moneda merma la capacidad de un comprador de pagar a la empresa del proyecto, provocando impagos, puede hacer que la empresa del proyecto carezca de fondos para reembolsar su deuda denominada en moneda de reserva. Consideraciones sobre convertibilidad y transferibilidad Cuando los pagos en virtud de un PPA se efectúen en moneda local (vinculada a una moneda de reserva), el tipo de cambio vigente en el momento en que se efectúe el pago determinará el importe que el offtaker debe pagar en moneda local. No obstante, el comprador y el gobierno anfitrión deben considerar detenidamente el impacto de la conversión de divisas en el precio final de la electricidad adquirida. Incluso si se permite al transportista efectuar pagos en moneda local, el PPA suele prever ajustes periódicos del precio del PPA si la empresa del proyecto incurre en pérdidas en el proceso de conversión del pago en moneda local a la moneda de reserva. El riesgo de conversión sigue recayendo en el comprador y es posible que la empresa del proyecto no tenga el incentivo o la capacidad de minimizar las pérdidas sufridas en el proceso de conversión. Debido a la cuantía de los pagos de los proyectos energéticos a escala de red, es importante mantener amplias conversaciones con el banco central para evaluar las limitaciones del mercado de divisas local y garantizar que los costes relacionados con la conversión no incrementarán en última instancia de forma significativa la tarifa del PPA. Puede establecerse un protocolo de facturación/conversión para minimizar la pérdida o, incluso, podría tomarse en última instancia la decisión de que el gobierno anfitrión del agente compensador está mejor situado para convertir los pagos. También deberán celebrarse conversaciones con el banco central para evaluar los posibles obstáculos a la transferencia de fondos de cuentas locales a cuentas extraterritoriales. El riesgo de no poder transferir los fondos fuera del país (riesgo de transferibilidad) afectará a la financiabilidad del proyecto y, si se materializa durante la fase de explotación del proyecto, puede provocar la rescisión del PPA. Seguro político Los pagos en moneda local también conllevan el riesgo de que la moneda local se vuelva inconvertible durante la vigencia del PPA. Es posible mitigar este riesgo contratando un seguro de riesgo político que cubra específicamente el riesgo de inconvertibilidad de la moneda. Este tipo de cobertura está disponible en un número limitado de instituciones financieras. Sin embargo, este tipo de cobertura no cubre las pérdidas causadas por las variaciones de los tipos de cambio.  Financiación híbrida reserva/moneda local Aunque no sea posible financiar las inversiones energéticas exclusivamente en moneda local, se puede desarrollar una solución híbrida financiando una parte del proyecto energético en moneda local y el resto en la moneda de reserva. La principal ventaja de financiar una parte del proyecto energético en moneda local es evitar o minimizar el desajuste monetario y los riesgos asociados, al menos para esa parte de las necesidades de servicio de la deuda del proyecto. Otra ventaja clave es que la financiación en moneda local tiene más probabilidades de atraer fuentes locales de financiación, fortaleciendo así los mercados locales de préstamos. Instrumentos de cobertura o Hedging La empresa del proyecto utiliza la cobertura para protegerse de las fluctuaciones de los tipos de cambio. Aunque los instrumentos de cobertura pueden ser muy complejos, en el contexto de la financiación de proyectos suelen ser relativamente sencillos. Normalmente, las instituciones financieras que proporcionan los instrumentos de cobertura son a su vez prestamistas preferentes de la empresa del proyecto. La cobertura puede ser una estrategia eficaz a corto plazo es cubrirse durante el periodo de construcción en caso de que los préstamos del proyecto y el precio de compra pagadero al contratista EPC estén denominados en divisas diferentes, por ejemplo. Sin embargo, las coberturas de divisas a largo plazo suelen ser prohibitivamente caras o no estar disponibles.  4.5. Otros riesgos Cumplimiento de la ley y cambios legislativos Es probable que el comprador o el gobierno exijan a la empresa del proyecto que se comprometa contractualmente en el PPA a cumplir en todos los aspectos materiales la legislación del país en cuestión. A su vez, la sociedad del proyecto debería poder comprometerse a hacerlo, al menos por referencia a las leyes aplicables al inicio del proyecto sobre la base de la diligencia debida y el asesoramiento jurídico. Sin embargo, a la sociedad del proyecto (y por extensión a sus prestamistas) le resultará difícil comprometerse sin reservas a cumplir las leyes en la medida en que éstas puedan cambiar con el tiempo. El concepto de cambio de ley ha evolucionado para incluir (a) la introducción de una nueva ley, (b) la modificación de la ley existente y/o (c) los cambios en la interpretación de la ley por parte de cualquier juzgado, tribunal, entidad gubernamental u otra autoridad que tenga jurisdicción aplicable o supervisión reguladora con respecto al proyecto o a la sociedad del proyecto. En este contexto, "ley" debe definirse de forma que abarque una amplia gama de instrumentos legislativos, estatutarios y reglamentarios, órdenes, directrices, etc. Calendario Puede haber cierto debate entre el adjudicatario y la empresa del proyecto sobre la fecha a partir de la cual debe considerarse cualquier cambio en la legislación. A menudo será la fecha de firma del PPA. Sin embargo, cuando la empresa del proyecto se ha comprometido a una tarifa en el curso de un proceso de licitación, puede ser más apropiado fijar la fecha en la fecha de presentación de la propuesta de la empresa del proyecto. Se trata de una cuestión que a veces puede resolverse mediante la due diligence para determinar si un cambio de que pueda repercutir en la estructura de costes de la sociedad del proyecto. Sin embargo, dependiendo de la transparencia de la legislación en la jurisdicción y del tiempo de que disponga la empresa del proyecto para llevar a cabo esta diligencia debida, puede tener más sentido para el comprador añadir este riesgo incremental al riesgo de cambios en la legislación tras la ejecución del PPA, que a menudo ya habrá acordado asumir. Un cambio en la legislación puede afectar a la empresa del proyecto de varias maneras: 1. Puede afectar negativamente al cumplimiento de una obligación concreta en virtud del PPA o hacer imposible su cumplimiento. 2. Puede afectar negativamente al flujo de ingresos de la empresa del proyecto. 3. Puede requerir que la sociedad del proyecto incurra en un coste de capital único o causar un aumento continuo de los costes de explotación de la sociedad del proyecto (en cada caso, para que la sociedad del proyecto cumpla con el cambio de legislación pertinente). 4. Por el contrario, puede dar lugar a una reducción de los gastos de explotación o de capital previstos de la empresa del proyecto. Si el cambio de ley provoca un retraso en la fecha de entrega, la planta puede considerarse "terminada" y, en la medida en que la planta no esté disponible como consecuencia de dicho cambio de ley, la sociedad del proyecto puede tener derecho a pagos por disponibilidad o energía generada. Además, si la sociedad del proyecto incurre en un aumento de los costes o una disminución de los ingresos como consecuencia de un cambio en la legislación, la sociedad del proyecto tendrá derecho a recibir (a) una compensación directa para pagar o reembolsar a la sociedad del proyecto dicho déficit de costes o ingresos, o (b) un aumento adecuado de la tarifa. Por el contrario, si la empresa del proyecto se beneficia de un cambio en la legislación, normalmente se aplicará un ajuste a la baja en la tarifa. Si un cambio en la legislación imposibilita el cumplimiento del PPA, la empresa del proyecto tendrá derecho a rescindir el PPA con el nivel de compensación aplicable, evaluado de la misma manera que la rescisión por fuerza mayor política. Consentimientos, permisos y licencias, caducidad del consentimiento Responsabilidad de la empresa del proyecto de obtener consentimientos, permisos y licencias Es comprensible que los offtakers quieran que las centrales eléctricas se construyan y exploten de acuerdo con las autorizaciones exigidas por la legislación aplicable. La empresa del proyecto suele encargarse de obtener las autorizaciones necesarias para construir, poseer y explotar la central eléctrica. Se trata, entre otros, de un permiso de construcción, una licencia medioambiental, un permiso arqueológico y un permiso de explotación. Por consentimiento se entiende cualquier registro, declaración, presentación, consentimiento, licencia, derecho, aprobación, autorización o permiso. Obligación del adquirente de ayudar a obtener autorizaciones, permisos y licencias No todas las obligaciones relativas a las autorizaciones recaen en la empresa del proyecto. Si la empresa adjudicataria está afiliada al gobierno anfitrión, se prevé que tendrá algunas conexiones con otros organismos gubernamentales y que influirá en ellos. Además, como entidad establecida en el mercado nacional, el adjudicatario suele estar más familiarizado con los requisitos legales y reglamentarios de las operaciones en el mercado. En consecuencia, las partes suelen acordar que el adjudicatario deberá estar obligada a ofrecer una "asistencia razonable" a la sociedad del proyecto para obtener los consentimientos. En última instancia, esto redunda en interés de todas las partes, incluidos los prestamistas, que necesitarán tener la seguridad de que la sociedad del proyecto ha obtenido todos los consentimientos necesarios. 4.6. Fuerza mayor Es importante que el PPA contenga una disposición clara sobre la fuerza mayor, que establezca su significado y consecuencias. También puede describir específicamente lo que no está cubierto dentro del ámbito de la fuerza mayor en el PPA. Principales características de la fuerza mayor En general, la fuerza mayor suele tener las siguientes características definitorias:  El suceso tiene un impacto material adverso en la capacidad de una parte para cumplir sus obligaciones contractuales.  El suceso no es culpa de la parte que solicita la reparación y está fuera del control razonable de la parte.  El suceso no podría haber sido razonablemente previsto por la parte, y una parte diligente no podría haber aplicado medidas razonables para evitarlo ni mitigar su impacto. A veces, la definición va más allá del acontecimiento en sí y se extiende al impacto continuado del mismo. Por ejemplo, cuando se produce una gran inundación inesperada que daña una central eléctrica y se tarda hasta un mes en evacuar el agua de la inundación antes de iniciar la evaluación de los daños, la medida de fuerza mayor reclamada podría ir más allá del día de la inundación inicial y extenderse también al impacto continuado de la inundación. También es importante aclarar lo que no entra en el ámbito de la fuerza mayor. Cuando una central eléctrica está parada por falta de mantenimiento, no entra en el ámbito de la fuerza mayor. Lo mismo ocurriría si la empresa del proyecto no ha contratado la cantidad suficiente de combustible para poder producir toda la capacidad contratada. Ambos acontecimientos son razonablemente previsibles y podrían haberse evitado mediante medidas razonables (es decir, mantenimiento adecuado o contratos de suministro de combustible suficientes). Del mismo modo, la indisponibilidad de fondos no puede ser alegada como causa de fuerza mayor por el adjudicatario. Tipos de fuerza mayor La fuerza mayor en el marco de un PPA podría clasificarse en varias categorías, siendo las principales la fuerza mayor política local, la fuerza mayor política extranjera y la fuerza mayor natural. La fuerza mayor política local tiende a cubrir acontecimientos causados por el gobierno del país anfitrión o que el gobierno podría prevenir, controlar o mitigar mejor. Los acontecimientos de esta categoría incluirían disturbios generalizados y desórdenes civiles, actos de terrorismo y huelgas industriales a escala nacional. El ámbito de aplicación también podría extenderse a la falta de disponibilidad de la red de transmisión para evacuar la energía de una central eléctrica cuando ésta sea propiedad del gobierno, así como la indisponibilidad de cualquier otra infraestructura asociada que necesite la central eléctrica de propiedad o control públicos. Algún elemento de cambio en la legislación también podría entrar en el ámbito de la fuerza mayor política local, como la introducción por parte del gobierno anfitrión de restricciones a los pagos extraterritoriales que impidan los pagos programados a los proveedores extraterritoriales de capital y deuda. La fuerza mayor política extranjera tiende a cubrir actos de naturaleza política que son de origen extranjero pero que tienen un impacto material adverso en la capacidad de una parte para continuar con las obligaciones del PPA. Por ejemplo, una huelga industrial en un país extranjero podría significar que una pieza crítica del equipo de la central, como una turbina de repuesto, fabricada en ese país, no pueda exportarse al país donde está ubicada la central. Un embargo comercial también podría tener un impacto similar. La fuerza mayor natural cubre acontecimientos como inundaciones, huracanes, terremotos, tsunamis y otras condiciones meteorológicas o naturales adversas. Prórroga de la fuerza mayor Normalmente, un PPA prevé que las medidas de fuerza mayor se extiendan más allá del PPA a otros acuerdos del proyecto de los que también sean parte las partes del PPA, incluidos los acuerdos de suministro y transporte de combustible, los contratos EPC y los acuerdos de transmisión. De este modo, cuando un acontecimiento de fuerza mayor impida al proveedor o transportista de combustible suministrar combustible a la central eléctrica, la empresa del proyecto podrá solicitar una exención de su obligación contractual en virtud del PPA de disponibilidad mínima de la central. Dado que una contraparte de un PPA puede desear obtener una exención de fuerza mayor por acontecimientos que se produzcan en virtud de otros acuerdos, es importante tratar de armonizar el concepto de fuerza mayor en todos los acuerdos del proyecto. De lo contrario, existe el riesgo de que un acontecimiento que se defina como fuerza mayor en el acuerdo de transmisión, por ejemplo, no figure como tal en el PPA. En consecuencia, debido a ese desajuste, ese acontecimiento puede no dar derecho a una parte a quedar exenta de sus demás obligaciones contractuales. Exoneración de obligaciones contractuales por causa de fuerza mayor Como ya se ha dicho, la parte que alega fuerza mayor suele querer que se le exima de sus obligaciones contractuales mientras dure el caso de fuerza mayor. Si el período de fuerza mayor es prolongado, el PPA normalmente identificará durante cuánto tiempo se concederá la exención de las obligaciones contractuales antes de que la parte no afectada pueda solicitar la rescisión contractual. En un PPA, suele ser importante distinguir entre los casos de fuerza mayor que afectan al comprador y a la empresa del proyecto, respectivamente. Cuando la fuerza mayor afecta al comprador, el PPA suele prever la continuación de los pagos por capacidad y energía a la empresa del proyecto durante el periodo de fuerza mayor. Si el efecto de la fuerza mayor que afecta al comprador es retrasar la fecha de entrega contra reembolso, la sociedad del proyecto puede tener derecho a reclamar una presunta finalización. En ese caso, la sociedad del proyecto puede tener derecho a pagos por capacidad estimada que cubran el servicio de la deuda (que habría comenzado en la fecha original de entrega contra reembolso) y cualquier coste adicional del proyecto incurrido como resultado del retraso. Una sociedad de proyecto también esperará un alivio financiero así como un alivio temporal en caso de que se vea afectada por causas de fuerza mayor política local. 4.7. Seguros Desde la planificación hasta la fase de construcción y explotación del proyecto, hay multitud de riesgos que es mejor mitigar mediante un seguro. Fase de construcción Durante la fase de construcción, el contratista EPC será el principal responsable de obtener un seguro contra daños materiales y lesiones al personal. Los tipos de cobertura incluyen: Seguro a todo riesgo (daños materiales): suele cubrir el coste de reposición de la planta del proyecto; Seguro de responsabilidad civil del empresario: suele cubrir la responsabilidad del empresario en caso de enfermedad, muerte o lesiones de los empleados derivadas de las condiciones o prácticas en el lugar de trabajo. Seguro de carga marítima a todo riesgo: suele cubrir el coste de reposición de las instalaciones y equipos enviados a la central y destinados a formar parte de ella. Fase de explotación comercial Una vez iniciada la explotación comercial de la planta, la empresa del proyecto suele asumir la responsabilidad de obtener y mantener un seguro a todo riesgo (daños materiales) y un seguro de responsabilidad civil patronal.  EJEMPLO DE INSTALACIÓN FV ASOLADA POR UN TORNADO Además, la empresa del proyecto también puede querer obtener un seguro de riesgo político contra el incumplimiento por parte del gobierno anfitrión de su compromiso o garantía con respecto a lo siguiente (si lo hubiera):  Libre convertibilidad de la moneda y suficiencia de las reservas de divisas.  No hay cambios legislativos o fiscales, ni anulación de beneficios fiscales que puedan afectar negativamente al proyecto.  Cancelación de permisos o concesiones; y/o expropiación. En todos los casos, la cobertura de seguro exacta requerida para un proyecto energético concreto se determinará caso por caso en consulta con un asesor de seguros especializado. Los prestamistas suelen exigir la designación de un asesor de seguros que les aconseje sobre la idoneidad del programa de seguros para el proyecto energético.