A Índia deixou de fixar o preço da energia solar por decreto e permitiu que os leilões reversos reduzissem o preço abaixo do carvão

Quando a Índia lançou a Missão Solar Nacional Jawaharlal Nehru em 2010, o regulador estabeleceu uma tarifa de referência de Rs 17,91 por kWh para energia solar fotovoltaica, e o comprador nodal NVVN alocou os primeiros 150 MW de projetos por meio de lances de desconto em relação a essa referência. O interesse superou em muito a janela disponível: chegaram 343 candidaturas para 30 vagas de cinco megawatts. Os 30 lances vencedores ficaram entre Rs 10,95 e Rs 12,76 por kWh, com média de Rs 12,15 — cerca de um terço abaixo da referência antes mesmo de um painel ser instalado. O mecanismo, e não um avanço tecnológico, havia produzido a primeira rodada de economias.

O desenho se consolidou nos anos seguintes. A capacidade foi agregada em leilões grandes e transparentes conduzidos pela Solar Energy Corporation of India, e os parques solares montados por joint ventures apoiadas pelo Estado vendiam aos desenvolvedores locais prontos — em Bhadla, no Rajastão, taxas de Rs 45,2 lakh por megawatt compravam terreno, acesso e conexão à rede, de modo que os licitantes não precisavam mais precificar o risco fundiário. Em 2017, o governo transferiu as compras de energia solar para o Acordo Tripartite, que garante o pagamento em caso de inadimplência das distribuidoras estaduais, eliminando o risco que mais assustava os investidores no setor elétrico indiano.

Os leilões de 2017 mostraram o efeito do pipeline sobre o preço. Em 9 de maio, Phelan Energy e Avaada Power deram lances de Rs 2,62 por kWh para a Fase IV de Bhadla — superando o recorde anterior de Rs 4,34 e ficando abaixo dos cerca de Rs 3,20 do carvão. Três dias depois, a Fase III quebrou o recorde novamente: a ACME Solar ficou com 200 MW a Rs 2,44 e a SBG Cleantech com 300 MW a Rs 2,45, tarifas fixadas por 25 anos sem reajuste, e os vencedores não solicitaram nenhum financiamento para cobrir lacuna de viabilidade. Vinte e quatro licitantes competiram por onze vezes a capacidade ofertada, incluindo desenvolvedores da Finlândia, França, Arábia Saudita, Singapura e Japão.

Leiloar a capacidade; deixar os licitantes descobrirem a tarifa

Uma tarifa de referência protege quem constrói primeiro; um leilão reverso faz cada construtor defender seu número contra rivais ao vivo, de modo que a pressão para reduzir preços nunca se desliga.

O governo fixou o que só o governo podia fixar — terreno, conexão à rede, infraestrutura do parque, segurança de pagamento contra a inadimplência das distribuidoras — e deixou para a concorrência aquilo que os mercados fazem melhor: o preço.

A demanda agregada atraiu licitantes globais: vinte e quatro deles disputaram 500 MW na Fase III de Bhadla, de modo que o preço de fechamento se aproximou do custo real em vez do custo temido.

Os vencedores não receberam financiamento para lacuna de viabilidade a Rs 2,44, o que é evidência de que o leilão descobriu um preço genuinamente bancável, e não subsidiado.

Separe o que o governo deve definir do que os mercados devem encontrar. Fixe a quantidade, reduza o risco daquilo que o capital privado não consegue carregar e leiloe o preço em vez de administrá-lo.

O recorde estabelecido em Bhadla em maio de 2017 caiu duas vezes em três dias, e essa é a questão: cada leilão reabria a corrida. Os leilões reversos competitivos tornaram-se a forma padrão de a Índia alocar capacidade renovável, substituindo a fixação de tarifas caso a caso do primeiro lote da missão, e o preço por unidade que estivera perto de Rs 18 na era de custo mais margem de 2010 foi reduzido por lances a cerca de Rs 2,5 até 2017 — barato o suficiente para que analistas começassem a perguntar se nova capacidade de carvão ainda fazia sentido na Índia.