La Clean Energy Associates (CEA) ha pronosticado que los precios de los módulos solares pueden pasar de los precios actuales, que oscilan entre 0,8 y 0,10 dólares (0,07 y 0,09)€/Wp, a 0,11 dólares (0,,10 €)/Wp a finales de 2025 y, probablemente, a 0,13 dólares (0,11)/Wp en 2027.
«A pesar de los controles gubernamentales que restringen las expansiones a través del Ministerio de Industria y Tecnología de la Información de China, que publicó normas más estrictas para las nuevas inversiones en capacidad fotovoltaica y añadió requisitos adicionales y normas más estrictas a las fábricas fotovoltaicas existentes, la acción del gobierno no está afectando el exceso de oferta ya presente en el mercado», dijo el analista de CEA, Joseph Johnson, a pv magazine. «Los proveedores están respondiendo a los bajos precios recortando costes y reduciendo la capacidad, pero los aspectos financieros siguen siendo una preocupación clave para todos los proveedores que buscan sobrevivir a sus homólogos en el sector».
Los analistas de CEA afirman que la cuestión clave sigue siendo cuándo llegará al mercado la consolidación de algunos proveedores y el cierre de capacidades. Tras un año de descensos de precios prolongados y producción a coste o por debajo del coste, esperan que los proveedores abandonen el sector en 2025.
«Sin embargo, la disponibilidad de proveedores de herramientas maduros y la capacidad del mercado chino para construir, mecanizar y poner en marcha rápidamente nuevas capacidades de producción siguen preocupando a los proveedores de energía fotovoltaica. Esto reduce las perspectivas de un aumento sustancial de los precios, ya que muchos nodos de producción tienen un plazo de comercialización relativamente corto», dijo Johnson. «La reactivación de algunas plantas de polisilicio puede ser relativamente corta si se paralizan las líneas modernas durante los cierres de los proveedores y se produce otra crisis de precios».
CEA dijo que China tiene actualmente 1.040 GW de capacidad operativa de módulos, cantidad superior a los 996 GW a finales de 2024, pero por debajo de su perspectiva para 2025 de 1.218 GW. La heterounión (HJT) representa alrededor del 7% de toda la capacidad de fabricación de células, con 97 GW de fábricas operativas, mientras que el contacto posterior (BC) -principalmente contacto pasivado de óxido de túnel (TOPCon)- supone alrededor del 5%, o 73 GW.
La entidad señala también que, a nivel mundial, estas tecnologías representan una cuota instalada mucho menor -probablemente inferior al 1% cada una- debido al largo dominio del PERC en los últimos cinco a diez años y a la reciente aparición de las TOPCon como producto principal del sector.
«La aparición de HJT de precio competitivo para aplicaciones a gran escala es más reciente, y aunque hay productos de contacto trasero disponibles para aplicaciones a escala de servicios públicos, los casos de uso destacados de HJT y BC siguen siendo los mercados de generación distribuida», declaró el analista.
En su informe sobre energía solar del primer trimestre, CEA reveló que los costes de los proyectos que utilizan productos de tipo n son ahora la referencia, a medida que la tecnología de emisor pasivado y célula posterior (PERC) se va retirando del mercado. Sólo los mercados con barreras comerciales respecto a China, como Estados Unidos, siguen utilizando una mezcla de PERC, n-type y otras tecnologías.
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