India dejó de fijar el precio de la solar por decreto y permitió que las subastas inversas lo redujeran por debajo del carbón

Cuando India lanzó la Misión Solar Nacional Jawaharlal Nehru en 2010, el regulador fijó una tarifa de referencia de Rs 17,91 por kWh para la energía solar fotovoltaica, y el comprador nodal NVVN asignó los primeros 150 MW de proyectos mediante licitación con descuento respecto a esa referencia. El interés desbordó la ventana: llegaron 343 solicitudes para 30 cupos de cinco megavatios. Las 30 ofertas ganadoras se situaron entre Rs 10,95 y Rs 12,76 por kWh, con un promedio de Rs 12,15 — aproximadamente un tercio por debajo del referente antes de que se hubiera atornillado un solo panel. El mecanismo, no un avance tecnológico, había producido la primera ronda de ahorros.

El diseño se consolidó en los años siguientes. La capacidad se agregó en licitaciones grandes y transparentes gestionadas por la Solar Energy Corporation of India, y los parques solares ensamblados por empresas conjuntas con respaldo estatal vendían a los desarrolladores sitios listos para usar — en Bhadla, en Rajastán, cargos de Rs 45,2 lakh por megavatio compraban terreno, acceso y conexión a la red, de modo que los postores ya no incluían el riesgo del terreno en sus precios. En 2017 el gobierno trasladó las compras de solar al Acuerdo Tripartito, que respalda los incumplimientos de pago de las empresas distribuidoras estatales, eliminando el riesgo que más asustaba a los inversores en el sector eléctrico indio.

Las subastas de 2017 mostraron lo que la cartera de proyectos hizo al precio. El 9 de mayo, Phelan Energy y Avaada Power ofertaron Rs 2,62 por kWh por Bhadla Fase IV — superando el récord anterior de Rs 4,34 y quedando por debajo de los aproximadamente Rs 3,20 del carbón. Tres días después la Fase III lo rompió de nuevo: ACME Solar tomó 200 MW a Rs 2,44 y SBG Cleantech 300 MW a Rs 2,45, tarifas fijadas por 25 años sin escalación, y los ganadores no solicitaron ningún financiamiento de brecha de viabilidad. Veinticuatro postores habían competido por once veces la capacidad ofrecida, incluidos desarrolladores de Finlandia, Francia, Arabia Saudita, Singapur y Japón.

Subastar la capacidad; dejar que los postores descubran la tarifa

Una tarifa de referencia protege a quien construye primero; una subasta inversa hace que cada constructor defienda su cifra frente a rivales en vivo, de modo que la presión a la baja nunca se apaga.

El gobierno fijó lo que solo el gobierno podía fijar — terreno, conexión a la red, infraestructura del parque, seguridad de pago frente a los incumplimientos de las distribuidoras — y dejó a la competencia lo que los mercados hacen mejor: el precio.

La demanda agregada atrajo postores globales: veinticuatro de ellos persiguieron 500 MW en Bhadla Fase III, de modo que el precio de cierre se situó cerca del costo real en lugar del costo temido.

Los ganadores no tomaron financiamiento de brecha de viabilidad a Rs 2,44, lo que es evidencia de que la subasta descubrió un precio genuinamente financiable y no uno subsidiado.

Separar lo que el gobierno debe fijar de lo que los mercados deben encontrar. Fijar la cantidad, reducir el riesgo de lo que el capital privado no puede cargar y subastar el precio en lugar de administrarlo.

El récord establecido en Bhadla en mayo de 2017 cayó dos veces en tres días, que es el punto: cada licitación reabrió la carrera. Las subastas inversas competitivas se convirtieron en la forma estándar en que India asigna capacidad renovable, desplazando la fijación de tarifas caso por caso del primer lote de la misión, y el precio por unidad que se había mantenido cerca de Rs 18 en la era de costo más margen de 2010 fue reducido mediante ofertas a alrededor de Rs 2,5 para 2017 — lo suficientemente barato como para que los analistas comenzaran a preguntarse si la nueva capacidad de carbón todavía tenía sentido en India.