L'Inde a cessé de fixer administrativement le prix du solaire et a laissé les enchères inversées faire baisser le prix sous celui du charbon

Lorsque l'Inde a lancé la Mission solaire nationale Jawaharlal Nehru en 2010, le régulateur a fixé un tarif de référence de 17,91 Rs par kWh pour l'énergie solaire photovoltaïque, et l'acheteur nodal NVVN a attribué les premiers 150 MW de projets par enchère à rabais par rapport à ce tarif. L'intérêt a submergé la fenêtre : 343 candidatures sont arrivées pour 30 places de cinq mégawatts. Les 30 offres gagnantes se situaient entre 10,95 Rs et 12,76 Rs par kWh, soit une moyenne de 12,15 Rs — environ un tiers en dessous du prix de référence avant même qu'un panneau ait été boulonné. Le mécanisme, et non une percée technologique, avait produit la première vague d'économies.

Le dispositif s'est durci au fil des années. La capacité a été agrégée en appels d'offres vastes et transparents gérés par la Solar Energy Corporation of India, et les parcs solaires assemblés par des coentreprises soutenues par l'État vendaient aux développeurs des sites prêts à l'emploi — à Bhadla, au Rajasthan, des frais de 45,2 lakh Rs par mégawatt achetaient le terrain, l'accès et le raccordement au réseau, de sorte que les soumissionnaires n'intégraient plus le risque foncier dans leurs prix. En 2017, le gouvernement a placé les achats de solaire sous l'Accord tripartite, qui garantit les défauts de paiement des sociétés de distribution d'électricité des États, éliminant le risque qui effrayait le plus les investisseurs dans l'électricité indienne.

Les enchères de 2017 ont montré l'effet du pipeline sur le prix. Le 9 mai, Phelan Energy et Avaada Power ont offert 2,62 Rs par kWh pour Bhadla Phase IV — battant le record précédent de 4,34 Rs et passant sous le charbon, à environ 3,20 Rs. Trois jours plus tard, la Phase III l'a battu à nouveau : ACME Solar a pris 200 MW à 2,44 Rs et SBG Cleantech 300 MW à 2,45 Rs, tarifs fixés pour 25 ans sans indexation, et les gagnants n'ont demandé aucun financement de l'écart de viabilité. Vingt-quatre soumissionnaires avaient concouru pour onze fois la capacité offerte, dont des développeurs de Finlande, de France, d'Arabie saoudite, de Singapour et du Japon.

Mettre la capacité aux enchères ; laisser les soumissionnaires découvrir le tarif

Un tarif de référence protège celui qui construit en premier ; une enchère inversée oblige chaque constructeur à défendre son chiffre face à des rivaux en direct, de sorte que la pression à la baisse ne s'arrête jamais.

Le gouvernement a fixé ce que seul le gouvernement pouvait fixer — le terrain, le raccordement au réseau, l'infrastructure des parcs, la sécurité des paiements contre les défauts des discoms — et a laissé à la concurrence ce que les marchés font mieux : le prix.

La demande agrégée a attiré des soumissionnaires mondiaux : vingt-quatre d'entre eux ont convoité 500 MW à Bhadla Phase III, de sorte que le prix de clearing s'est établi près du coût réel plutôt que du coût redouté.

Les gagnants n'ont demandé aucun financement de l'écart de viabilité à 2,44 Rs, ce qui prouve que l'enchère a découvert un prix véritablement bancable plutôt qu'un prix subventionné.

Séparer ce que le gouvernement doit fixer de ce que les marchés doivent trouver. Fixer la quantité, dérisquer ce que le capital privé ne peut pas porter, et mettre le prix aux enchères au lieu de l'administrer.

Le record établi à Bhadla en mai 2017 est tombé deux fois en trois jours, et c'est là tout l'intérêt : chaque appel d'offres rouvrait la course. Les enchères inversées compétitives sont devenues le mode standard d'attribution des capacités renouvelables en Inde, déplaçant la fixation tarifaire au cas par cas de la première tranche de la mission, et le prix unitaire qui se situait près de 18 Rs à l'époque du coût majoré de 2010 a été ramené par les offres à environ 2,5 Rs en 2017 — assez bon marché pour que les analystes commencent à se demander si de nouvelles capacités charbon en Inde avaient encore un sens.