China representará por sí sola el 54% de las perspectivas mundiales de la energía solar entre 2024 y 2033, según las conclusiones de un reciente seminario celebrado por Wood Mackenzie, titulado 'Cómo el éxito de la energía solar en APAC se ve afectado por los desafíos de la cadena de suministro', en el que sde ha profundizado sobre los factores que impulsan el exceso de oferta en Asia Pacífico.
Según los analistas de Wood Mackenzie, de 2023 a 2033, se espera que el parque solar mundial se cuadruplique, pasando de 1,6 teravatios de corriente continua (TWdc) a 6,3 TWdc, impulsado en gran medida por las instalaciones en China. En concreto, la nueva capacidad del gigante asiático alcanzará los 2.558 gigavatios de corriente continua (GWdc) en 2033, mientras que Asia-Pacífico (excluida China) alcanzará los 506 GWdc con una tasa media de crecimiento anual del 6%.
En 2023, las nuevas instalaciones fotovoltaicas solares anuales añadidas en China aumentaron un 152% y seguirán añadiendo una media de 252 GWdc al año durante la próxima década. El total de instalaciones solares añadidas anuales de APAC (Asia-Pacífico) alcanzará una media de 302 GWdc entre 2024 y 2033, lo que supondrá 3.025 GWdc de nueva capacidad operativa.
Aumento de la capacidad
A pesar del exceso de oferta, los fabricantes chinos están planeando grandes ampliaciones de capacidad. Según los pronósticos de Wood Mackenzie, China seguirá liderando la capacidad de producción y las instalaciones solares, con 2.132 GW previstos para 2026. Le seguirá India, con la segunda mayor capacidad operativa de módulos del mundo.
“Los elevados márgenes anteriores atrajeron a muchos nuevos actores a la industria solar. Sin embargo, su supervivencia depende de cómo se desenvuelvan entre la feroz competencia de los veteranos del sector”, dicen Yana Hryshko, jefa de investigación de la cadena de suministro solar global, y Robert Lee, director de investigación de energía y energías renovables en APAC de Wood Mackenzie.
Ambos consideran que se ha anunciado una gran cantidad de capacidad debido a las transiciones tecnológicas de las células hacia el contacto pasivado de óxido de túnel (TOPCon) y las células solares de heterounión (HJT). Mientras que las líneas heredadas de emisor pasivado y contacto posterior (PERC) se actualizarán o retirarán.
“Al mismo tiempo, no toda la capacidad anunciada entrará en funcionamiento, debido a las presiones financieras que sufren los fabricantes y a las pérdidas de cuota de mercado”, dicen. Y es que, desde 2023, un total de 88 empresas han anunciado planes de expansión, de los cuales 13 se han cancelado o aplazado debido a la intensa competencia que afecta a más de 180 GW de capacidad de obleas, células y módulos.
Rivales europeos
En la UE, REC Silicon (polisilicio), Norsun, Norwegian Crystals (obleas) y Meyer Burger (módulos) cerraron sus fábricas debido a la gran diferencia de precios entre los productos fabricados localmente y los procedentes de China. Del mismo modo, las instalaciones de fabricación anunciadas en EEUU están empezando a cancelarse, empezando por la fábrica de obleas de 10 GW propuesta por CubicPV.
Según los analistas de Woodmac, en los últimos años, los compradores han perdido gran parte de su poder de negociación en lo que se ha convertido en un mercado estrecho. Uno de los principales factores que afectan al crecimiento del precio de los módulos es el aumento del coste del polisilicio, que se incrementó un 284% en su punto máximo en 2022.
Los precios FOB de los módulos en China aumentaron un 47%, de 0,17 US$/W, a 0,25 US$/W en 2021. A su vez, los fabricantes experimentaron altos márgenes de beneficio para el polisilicio, lo que ayudó a atraer inversiones.
Sin embargo, muchos compradores incumplieron en gran número, ya que algunos proveedores prefirieron pagar indemnizaciones por daños y perjuicios que entregar al precio contractual. Los compradores no pudieron renegociar los precios y tuvieron que reducir sus propios márgenes de beneficio o perderlo.
Los fabricantes integrados verticalmente tendrán ventaja en costes
Con la expansión a gran escala de la producción solar, la relación entre oferta y demanda se ha invertido. Los precios del polisilicio disminuyeron un 77% desde 2022 hasta el primer trimestre (T1) de 2024. Mientras que la capacidad mundial de producción de módulos aumentó un 44% de 2022 al primer trimestre de 2024.
Los precios FOB de los módulos en China cayeron un 29%, de 0,26 US$/W en 2022 a 0,13 US$/W en el primer trimestre de 2024.” En consecuencia, los fabricantes que sólo fabrican módulos ya han alcanzado casi el nivel 0 de beneficios en el tercer trimestre de 2023, mientras que los fabricantes integrados verticalmente aún pueden recortar los precios para ganar cuota de mercado”, dicen los analistas.
Algunos fabricantes exclusivos de módulos se verán inevitablemente obligados a aceptar pedidos con pérdidas, reducir la utilización de la capacidad o incluso interrumpir sus operaciones. Mientras tanto, los compradores están haciendo múltiples pedidos nuevos con precios más bajos para aprovechar las repentinas bajadas de precios.
“En la cadena de suministro solar, los fabricantes integrados verticalmente tienen una ventaja de costes significativa. Cuanto más integrados están los fabricantes, más competitivos son en costes en comparación con sus homólogos no integrados”, concluyen los analistas de Wood Mackenzie.
Fuente: Wood Mackenzie.
galan
19/05/2024