GW de módulos almacenados, precios por los suelos y fabricantes y distribuidores perdiendo dinero. Y, ahora, ¿qué?

De pv magazine Alemania

Oscuros nubarrones se ciernen sobre el mercado solar europeo. Solarpower Europe habla incluso de “tormenta perfecta”. Desde enero, los precios de los módulos han caído casi un 30%. Los observadores del mercado afirman haber visto ofertas para grandes sistemas montados en el suelo por tan solo 0,11 €/Wp. El llamado ciclo del cerdo de la industria solar vuelve a hacer de las suyas, precisamente ahora que la Comisión Europea planea reconstruir su propia cadena de producción de productos fotovoltaicos y las empresas se han puesto en marcha.
No en vano, las partes implicadas están debatiendo de forma cargada de emoción en las redes sociales y, en parte, también en los comentarios de pv magazine si las “medidas” son sensatas o apropiadas para restringir las importaciones de módulos procedentes de China. Alemania también debate este asunto. Algunos consejeros de energía hablan de competencia desleal y de que el “exceso de módulos” tiene su causa en la prohibición estadounidense de importar módulos fabricados con silicio procedente de la región de Xinjiang, donde se acusa a fabricantes de realizar trabajos forzados. Se supone que lo que no se puede vender en EE. UU. se envía a Europa, llenando los almacenes aquí y provocando una caída de los precios, reforzada por el “dumping” en China. Las medidas, que no se definen con más detalle en el comunicado de prensa, podrían significar, por ejemplo, derechos de importación para reaccionar ante el supuesto dumping, o prohibiciones de importación para reaccionar ante el supuesto trabajo forzoso.

El desplome de los precios debe considerarse de forma diferenciada

Sin embargo, según los analistas, las razones de la caída de los precios de los módulos son complejas y no pueden explicarse simplemente por el supuesto dumping chino. Los analistas estiman la oferta de módulos comparando los datos de exportación de los principales puertos de ultramar de China con los volúmenes de instalación en Europa. Los datos de exportación de China no están disponibles oficialmente en ningún sitio. Los analistas tienen sus propios medios para obtenerlos. Los volúmenes de instalación se estiman a corto plazo y la confirmación tiene lugar con cierto retraso. Esta es la razón por la que los analistas admiten cierta inexactitud en los datos de suministro de módulos. Aquí, sin embargo, estamos hablando de unos cuantos GW a escala europea. La mayor parte de las previsiones hablan de que la Unión Europea alcanzará entre 70 y 100 GW en 2023.

En junio, los analistas de Rystad Energy informaron por primera vez de que los módulos se acumulaban en el puerto de Rotterdam. Se hablaba de cerca de 40 GW en los almacenes, y los analistas pronosticaban que se alcanzarían los 100 GW para finales de año. Marius Mordal Bakke, analista de Rystad y autor del análisis, ha rectificado ahora su pronóstico en una entrevista con pv magazine. “El mercado ha reaccionado y las empresas han reducido drásticamente sus pedidos”, afirma. De los datos de exportación de módulos de China a Europa deduce que el stock está estancado en torno a los 40 GW. “Los fabricantes no inundarían el mercado europeo sin que los mayoristas y promotores de proyectos hicieran los pedidos correspondientes”, añade.

Los 40 GW se explican por la dinámica del mercado en Europa. En 2022, la guerra de Ucrania y la crisis energética hicieron que muchos propietarios optaran por la fotovoltaica, las bombas de calor y los coches eléctricos. Al mismo tiempo, debido a la pandemia, que sólo había pasado la mitad de la primavera, las capacidades de fabricación chinas aún no se habían reactivado del todo. A menudo, los mayoristas no podían suministrar y no atendían a nuevos clientes. Se rechazaban los pedidos. Los clientes existentes se dividieron en categorías según su prioridad. A esto siguió una reacción violenta. “Los distribuidores de toda Europa vieron que sus existencias se agotaban y realizaron pedidos masivos para poder abastecer a sus clientes de inmediato”, afirma Edurne Zoco, analista de S&P Global. En aquel momento, los representantes de ventas de los mayoristas se peleaban por cada contenedor procedente de China, según informes unánimes de conocidos mayoristas a pv magazine.

Como consecuencia, los vendedores de los fabricantes de módulos revisaron al alza sus expectativas de demanda. Esto también contribuyó a que los fabricantes aumentaran y ampliaran sus capacidades de producción. El mercado pasó de ser un “mercado de distribuidores”, en el que se asignaban bienes escasos, a un “mercado de compradores”, en el que el precio cuenta y se puede satisfacer cualquier demanda. Con la experiencia de 2022 en mente, los mayoristas llenaron sus almacenes. No querían tener que alejar de nuevo a los clientes. Lo que no cabía en el almacén se quedaba en el puerto. Este verano, los analistas de Rystad, BNEF y también S&P Global fueron relativamente unánimes al observar un desfase entre la importación y la instalación de módulos de 40 a 60 GW.

Al mismo tiempo, el mercado europeo cambió. Por un lado, los precios de la energía se han normalizado en cierta medida. “El crecimiento del mercado de tejados de 2022 en Europa fue notable debido a la crisis energética y a los altos precios de la electricidad, pero esa sensación de urgencia por las instalaciones residenciales y comerciales ha remitido a medida que los precios de la electricidad volvían de máximos históricos”, afirma Edurne Zoco, analista de S&P Global. El efecto es obvio: cuando bajan los precios de la electricidad, disminuye la motivación para invertir en fotovoltaica. Por otro lado, los tipos de interés han subido, lo que encarece mucho la financiación.

Se acabó la fiesta

Aunque la demanda en el segmento de los tejados sigue siendo fuerte, en el primer trimestre no evolucionó como esperaban los fabricantes y muchos mayoristas y se mantuvo muy por debajo de las expectativas. Con un exceso de oferta de módulos, los precios están bajando. Los módulos que llevan semanas tirados en el puerto se han comprado más caros de lo que se podrán vender en el futuro. Esto supone un grave problema para los mayoristas. Los mayoristas que podían comprar módulos de 500 Wp a 0,25 €/Wp y ahora pueden venderlos a proyectos a sólo 0,15 €/Wp se enfrentan a una grave pérdida de capital en sus existencias. “Todo este inventario se convirtió en “inventario tóxico” porque tuvo que venderse a un precio muy inferior al de compra o incluso al de fabricación”, afirma Zoco. “Algunos comerciantes tienen ahora dificultades financieras y existe un riesgo de insolvencia que no hay que subestimar”.

Ahora, tanto los fabricantes chinos de módulos como los mayoristas europeos, intentan ahora deshacerse de la mercancía, incluso por debajo de su valor. “El flujo de caja antes que el beneficio” es el lema. En primer lugar, esto no es injusto, sino una práctica empresarial normal en una situación tensa del mercado. Según la Organización Mundial del Comercio, la definición legal de dumping no es solo el hecho de que los precios estén por debajo de los costes de producción. También es relevante si los fabricantes de los países a los que exportan cobran los mismos precios que en su mercado nacional. Nuestra redacción preguntó sobre el terreno en China. En China, los precios de los nuevos módulos de tipo p oscilan entre 0,156 y 0,164 €/Wp. En el caso de los nuevos módulos de tipo n, los precios medios son algo más elevados, entre 0,166 y 0,176 €/Wp.

El valor mínimo absoluto de 11 €/Wp no es un precio medio. Aquí es mucho más probable que un fabricante haya “descartado” módulos PERC antiguos. “Tenemos confirmaciones de ventas urgentes para reducir inventarios, así como del desvío de algunos volúmenes a otras partes del mundo”, dice Zoco. Según los analistas con los que hemos hablado, el problema de los grandes inventarios de módulos es mundial. Zoco cita Brasil, por ejemplo, como objetivo de los desvíos de módulos.

El cambio a la tecnología TopCon, que se está produciendo a gran escala, es otra de las razones de la caída de precios. Los fabricantes de PERC pueden, de hecho, deben, cambiar a TopCon muy pronto. Esto significa que están agotando rápidamente las existencias de células PERC y transformándolas en módulos, sospechan tanto los mayoristas como los analistas, pero con cautela. El proceso parece plausible, pero difícilmente se puede demostrar. No obstante, con el rápido paso a TopCon y la heterounión (HJT), los precios de los módulos PERC están bajando de forma natural. Por ello, algunos fabricantes se dejan llevar por las “ventas relámpago”. Se trata de ventas de liquidación en las que es más importante liberar el capital inmovilizado en los módulos. Cuanto más se espere, mayores pueden ser las pérdidas. Por otra parte, algunos fabricantes necesitan el dinero para seguir siendo solventes.

La situación también es tensa para los fabricantes chinos. También están registrando pérdidas. Jenny Chase, analista de BNEF, ve la posibilidad de que la actual guerra de precios también provoque insolvencias entre los fabricantes chinos, como en cada ciclo del cerco de la industria solar. El verdadero factor decisivo será la demanda interna china de módulos en 2024 y 2025. “Es demasiado pronto para saber si esto tendrá un impacto en la consolidación a nivel de fabricante”, afirma Edurne Zoco, de S&P Global.

¿Dumping o ley de Wright?

La cuestión de si los precios están por debajo de los costes de fabricación es objeto de debate. La mayoría de los módulos convencionales se venden a entre 14 y 16 €/Wp para proyectos de diez megavatios o más, según los analistas. La curva de aprendizaje de costes es un enfoque empírico para estimar cómo se desarrollará una industria. Si la capacidad producida se duplica, los costes de producción se reducen en un determinado porcentaje. En la industria solar, la reducción de costes ha sido históricamente del 20% por cada duplicación. Desde 1976, cuando un Wp aún costaba 100 dólares, hasta hoy, la curva de aprendizaje de precios es razonablemente correcta – hubo un valor atípico en 2008. ¿Y hoy? En 2020, la capacidad mundial instalada era de 774 GW. Según el índice de precios pvXchange, los precios de los módulos convencionales eran de 0,21 €/Wp. Este año, la capacidad instalada acumulada era de 1.500 GW. Según la curva de aprendizaje, se podría estar entonces en 0,168 €/Wp. Son precios que pueden diferir por la oferta y la demanda de los costes que solo los propios fabricantes conocen con exactitud. Pero el planteamiento muestra que la caída de los precios no parece tan fundamentalmente imposible como para tener que explicarla directamente con subvenciones y dumping.

Los analistas y mayoristas con los que hemos hablado prevén que habrá que esperar hasta el primer trimestre del año que viene para que las existencias vuelvan a reducirse a un nivel habitual en tiempos normales. Mientras tanto, los frentes en el debate sobre posibles medidas para dificultar la importación de módulos chinos siguen siendo los mismos que en el “periodo arancelario” de 2013 a 2018. Muchos de los mayoristas, promotores de proyectos y analistas con los que hemos hablado dudan de que los aranceles puedan ser un medio eficaz para impulsar la producción europea. Si los productos fotovoltaicos se encarecen, la demanda caerá. En caso de duda, se necesitan más ayudas públicas.