La nueva regulación solar de China que entrará en vigor el 1 de enero de 2027 no afectaría por igual a todos los fabricantes. Las compañías con líneas modernas, menores consumos energéticos y capacidad recurrente de inversión llegarían mejor posicionadas, mientras los productores rezagados deberán destinar capital para sostener competitividad.
Bajo ese escenario, Alberto Cuter, vicepresidente para Latinoamérica e Italia de JinkoSolar y Enrique García, director para Latinoamérica & Iberia de GCL, pasaron por los micrófonos de Se tenía que decir y se dijo, el streaming de Energía Estratégica, donde analizaron el cambio que se avecina para el sector fotovoltaico.
“La regulación va a ordenar, en mayor o menor medida, lo que está ocurriendo en un mercado que se ha vuelto verdaderamente complicado, sobre todo para los productores de paneles. Y estoy seguro de que algunas empresas harán las inversiones necesarias y conseguirán adaptarse, pero no creo que todas puedan hacerlo”, advirtió Cuter.
“En cierta forma, el Gobierno chino está impulsando al conjunto de la industria en la misma dirección en la que ya avanzaban los fabricantes más grandes: optimizar y mejorar. Por eso, la normativa castigará principalmente a quienes no hayan realizado esas inversiones”, complementó García.
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La lectura de ambos fabricantes marca una primera división entre ganadores y perdedores. JinkoSolar y GCL no prevén grandes inconvenientes para los líderes que llevan años aumentando eficiencia tecnológica y reduciendo consumos, pero sí para instalaciones antiguas y actores cuyo diferencial comercial estuvo concentrado en productos de menor rendimiento y bajo precio.
Cuter señala que en China una línea de producción de cuatro o cinco años ya puede considerarse vieja, por lo que cumplir los nuevos parámetros supondrá renovar equipos y adecuar tanto el consumo de las instalaciones como las prestaciones finales de los módulos.
“Según algunos analistas, si la regulación hubiera entrado en vigor inmediatamente cuando comenzamos a analizarla, poco más del 50% de la capacidad instalada habría estado en condiciones de cumplir los requisitos previstos para enero”, precisó el vicepresidente de JinkoSolar.
El porcentaje no supone que el resto vaya a desaparecer automáticamente el 1 de enero, porque parte de las plantas podrá modernizar procesos, invertir en eficiencia o adaptar sus líneas antes de la entrada en vigor. Sin embargo, expone la magnitud de la brecha que algunos actores observan entre la capacidad nominal existente y aquella que podría resultar competitiva bajo el nuevo marco.
García identifica como más expuestas a marcas menos conocidas y empresas que durante años comercializaron productos de baja eficiencia en nichos donde el precio funcionaba como principal argumento de venta.
Por el contrario, los grandes productores vienen recorriendo desde hace años el camino que ahora impulsa el marco regulatorio: menos consumo por unidad fabricada, mayor rendimiento y renovación tecnológica permanente.
De todos modos, el impacto puede superar a las compañías directamente afectadas, ya que según explicó el referente de CGL, si se limita la producción de wafers, toda la cadena de suministro podría verse afectada y reducirse la cantidad de producto disponible.
Una menor disponibilidad cambiaría también la negociación con utilities, desarrolladores y distribuidores. Es decir que el mercado ya no ofrece al comprador una certeza de que esperar significará necesariamente conseguir un módulo más barato.
Para los responsables de procurement, el desafío pasa entonces por definir cuándo contratar, en un negocio donde el coste que tendrá el fabricante dentro de seis, siete u ocho meses sigue siendo incierto.
“Nadie sabe exactamente qué ocurrirá dentro de seis meses en un mercado que es una verdadera montaña rusa. Ya vivimos situaciones similares. En 2020 y 2021 el precio del silicio aumentó muchísimo y conseguimos atravesar ese período”, subrayó Cuter.
El riesgo es bilateral. Comprar hoy puede significar pagar más que dentro de algunos meses, pero firmar una venta a largo plazo también expone al proveedor a una eventual subida de polisilicio, plata, logística u otros insumos; sumado a que no todos los pedidos conceden el mismo margen de espera.
La selección del módulo agrega un segundo nivel de decisión, ya que la nueva regulación de China, implica que referencias de 620 W y 625 W, hoy ampliamente comercializadas, quedarían por debajo del nuevo parámetro señalado por la industria.
Esto se puede traducir en una diferencia de precio entre módulos de distintas potencias y la disponibilidad de productos al momentos de llevar adelante los proyectos.
“Puede aumentar la demanda de módulos de 630 y 640 W y eso puede sostener o elevar su precio. Pero una utility tiene además un porcentaje de roturas y reposiciones todos los años. Si compra hoy un módulo de 620 W y dentro de un año necesita reemplazar unidades, debe preguntarse si ese modelo continuará disponible. Es un cálculo que cada compañía deberá hacer”, explicó García.
¿Un “cartel solar” puede frenar las ventas por debajo de coste?
La pérdida de rentabilidad del upstream abrió sucesivos intentos de evitar operaciones por debajo de coste, aunque ambos directivos ven grandes obstáculos para que los fabricantes coordinen un piso común.
“Los fabricantes se reúnen, pero intentar establecer un precio mínimo entre competidores es un cartel y es ilegal. Además, aunque se ha intentado varias veces, suele ocurrir lo mismo. Las empresas acuerdan no bajar de determinado precio y, pocos días después, aparece una operación por debajo de ese nivel. La explicación suele ser que era un contrato que ya estaba avanzado, pero finalmente el acuerdo se rompe”, planteó Cuter.
“Los chinos son tremendamente competitivos y les gusta ganar. Hay una mentalidad en la que el primero se lleva todo y el segundo prácticamente no cuenta. Por eso, mi interpretación es que finalmente aparece una regulación gubernamental: si las propias compañías no son capaces de ordenar el mercado, el Gobierno establece las reglas”, agregó.
García observa una dinámica semejante en polisilicio. Los productores han discutido una unión destinada a dejar de perder dinero, establecer referencias y eventualmente abrir información de costes incluso frente a competidores.
Todavía, sin embargo, es una declaración de intenciones. Un intento previo terminó después de que una autoridad antimonopolio china señalara que no podía realizarse.
“Este sería un segundo intento de los productores de polisilicio por dejar de vender a pérdida. La cuestión será comprobar si todos mantienen el compromiso o si alguna compañía rompe el acuerdo”, advierte García.
La alternativa a un entendimiento de precios aparece entonces por otro camino: selección industrial. Las compañías con menores costes, fábricas actualizadas, tecnología competitiva y capacidad financiera cuentan con más herramientas para resistir un período prolongado de márgenes estrechos.