Indien beendete die Solarpreisfestsetzung per Dekret und ließ umgekehrte Auktionen den Preis unter den von Kohle drücken

Als Indien 2010 die Jawaharlal Nehru National Solar Mission startete, legte die Regulierungsbehörde einen Referenztarif von Rs 17,91 pro kWh für Solar-Photovoltaikstrom fest, und der zentrale Abnehmer NVVN vergab die ersten 150 MW an Projekten durch Rabattgebote gegen diesen Tarif. Das Interesse überwältigte das Fenster: 343 Bewerbungen gingen für 30 Fünf-Megawatt-Plätze ein. Die 30 siegreichen Gebote lagen zwischen Rs 10,95 und Rs 12,76 pro kWh und betrugen im Durchschnitt Rs 12,15 – rund ein Drittel unter dem Referenzwert, bevor ein Modul verschraubt war. Der Mechanismus, nicht ein technologischer Durchbruch, hatte die erste Einsparungsrunde erzeugt.

Das Design verfestigte sich in den folgenden Jahren. Die Kapazität wurde in großen, transparenten Ausschreibungen gebündelt, die von der Solar Energy Corporation of India durchgeführt wurden, und Solarparks, die von staatlich gestützten Joint Ventures zusammengestellt wurden, verkauften den Entwicklern fertige Standorte – in Bhadla in Rajasthan verschafften Gebühren von Rs 45,2 lakh pro Megawatt Land, Zugang und Netzanschluss, sodass Bieter kein Landrisiko mehr einpreisten. Im Jahr 2017 stellte die Regierung Solarankäufe unter das Tripartite Agreement, das Zahlungsausfälle staatlicher Verteilungsunternehmen absichert und damit das Risiko beseitigte, das die meisten Investoren im indischen Stromsektor abschreckte.

Die Auktionen von 2017 zeigten, was die Pipeline mit dem Preis machte. Am 9. Mai boten Phelan Energy und Avaada Power Rs 2,62 pro kWh für Bhadla Phase IV – und übertrafen damit den bisherigen Rekord von Rs 4,34 und unterboten Kohle mit etwa Rs 3,20. Drei Tage später brach Phase III ihn erneut: ACME Solar erhielt 200 MW zu Rs 2,44 und SBG Cleantech 300 MW zu Rs 2,45, Tarife für 25 Jahre ohne Steigerung festgeschrieben, und die Gewinner beantragten überhaupt keine Viability-Gap-Finanzierung. Vierundzwanzig Bieter hatten für das Elffache der angebotenen Kapazität konkurriert, darunter Entwickler aus Finnland, Frankreich, Saudi-Arabien, Singapur und Japan.

Die Kapazität versteigern; die Bieter den Tarif entdecken lassen

Ein Referenztarif schützt den, der zuerst baut; eine umgekehrte Auktion zwingt jeden Bauherrn, seine Zahl gegen aktuelle Rivalen zu verteidigen, sodass der Rabattdruck nie nachlässt.

Die Regierung legte fest, was nur die Regierung festlegen konnte – Land, Netzanschluss, Parkinfrastruktur, Zahlungssicherheit gegen Ausfälle der Discoms – und überließ dem Wettbewerb, was Märkte besser können: den Preis.

Gebündelte Nachfrage zog globale Bieter an: Vierundzwanzig von ihnen jagten 500 MW in Bhadla Phase III, sodass sich der Räumungspreis nahe den tatsächlichen Kosten statt den befürchteten Kosten einpendelte.

Die Gewinner nahmen bei Rs 2,44 keine Viability-Gap-Finanzierung in Anspruch, was belegt, dass die Auktion einen wirklich bankfähigen Preis und keinen subventionierten Preis ermittelte.

Trennen, was die Regierung festlegen muss, von dem, was Märkte finden müssen. Die Menge festlegen, das Risiko aus dem nehmen, was privates Kapital nicht tragen kann, und den Preis versteigern, statt ihn zu administrieren.

Der im Mai 2017 in Bhadla aufgestellte Rekord fiel innerhalb von drei Tagen zweimal, und genau das ist der Punkt: Jede Ausschreibung eröffnete das Rennen neu. Wettbewerbliche umgekehrte Auktionen wurden zur Standardmethode, mit der Indien erneuerbare Kapazitäten zuteilt, und verdrängten die fallweise Tariffestsetzung der ersten Charge der Mission; der Preis pro Einheit, der in der Cost-plus-Ära von 2010 bei etwa Rs 18 gelegen hatte, wurde bis 2017 auf etwa Rs 2,5 heruntergeboten – billig genug, dass Analysten begannen zu fragen, ob neue Kohlekapazität in Indien überhaupt noch Sinn ergibt.