Solarletter #27_ES - Canibalización fotovoltaica: España vs Alemania
También: Nuevos hitos de ib Vogt en Segovia y resiliencia frente a incendios, Megaproyectos sobre el agua, ya sean sobre marismas u offshore y Top 30 del primer semestre de los fabricantes de módulos
Hola a todos y bienvenidos de nuevo a Solarletter. Mi nombre es Imanol Matanza y trato de compartir contigo las últimas noticias, avances tecnológicos y tendencias en el campo de la energía fotovoltaica. A través de Solarletter, espero aportarte información valiosa, análisis de mercado, estado del arte y pequeños consejos prácticos que te ayudarán a mantenerte al tanto de los desarrollos más recientes en la industria fotovoltaica.
Otra vez me retraso en la publicación de la Solarletter. Pero este año está siendo bastante intenso. Me he casado este verano, nos hemos comprado una casa y los proyectos no dan tregua. Después de estas vacaciones, traemos algo nuevo, así que si no te lo siquieres perder, no olvides en subscribirte.
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Ahora sí, vamos con un par de noticias interesantes!
Canibalización fotovoltaica: España vs Alemania
El otro día me compartieron un interesante post de LinkedIn de Zach Williams en el que habla y compara de la canibalización de la energía fotovoltaica en el mercado eléctrico de España y Alemania, dos países a los cuales sigo muy de cerca. Para los que aún no me conocéis, soy de Bilbao, pero vivo desde hace 7 años en Alemania, actualmente en Fráncfort.
El post resume el artículo publicado en Modo Energy. En él nos cuentan que la potencia fotovoltaica instalada en Alemania ha superado los 100 GW. Pero la demanda pico en verano rara vez excede los 60 GW. En los días soleados, la fotovoltaica inunda el mercado y hunde los precios.
El impacto ya es visible en la economía de los proyectos que operan bajo condiciones “merchant” (sin tarifas aseguradas). Sin embargo, les salva que el 90 % de los proyectos en Alemania cuentan con subvenciones al estilo feed-in tariff, y esos pagos los cubre el presupuesto federal.
La tasa de captura fotovoltaica (capture rate) cayó de 98 % a 54 % en menos de tres años. La tasa de captura fotovoltaica mide el precio promedio que reciben los generadores solares con relación al precio promedio del mercado.
Aquí hago un pequeño inciso. Para los que me leeis desde España, seguramente os suene más el término del apuntamiento fotovoltaico. Ambos indicadores se usan para mostrar lo mismo, la canibalización de los precios de la energía fotovoltaica. En Solarletter #22, ya hablamos por primera vez de estos términos.
En lo que va de 2025, ese valor ha sido de alrededor del 54 %, muy por debajo del 98 % que se registraba en 2022.
Se observa un patrón estacional claro: en mayo y junio, las tasas mensuales de captura bajaron a valores tan bajos como 0,43 y 0,44.
Parte del problema reside en la situación geográfica de Alemania, su latitud hace que la mayor parte de la generación se concentre en los meses de verano. El año pasado, el 43 % de la producción solar se concentró en solo tres meses: junio, julio y agosto. Dado el diseño de los paneles solares con orientación sur y la latitud alemana, cada gigavatio instalado produce mucho más en verano.
Además, a esto se le suma que la demanda al mediodía ha ido cayendo alrededor de 1 GW al año, mientras que la producción solar sigue el camino contrario y ha aumentado en cerca de 3 GW.
El mercado diario (day-ahead) alemán funciona mediante subasta “pay-as-cleared”, es decir, es un mercado marginal al igual que el español. Los generadores ofertan basándose en sus costos, y los más baratos se aceptan hasta cubrir la demanda. Al final, todos los generadores acaban recibiendo lo mismo que lo ofertado por el último generador que cerró la demanda.
El precio mínimo (floor price) del mercado puede llegar a - €500/MWh. Si, habéis leído bien, se pueden hacer ofertas con precios negativos. Energías renovables subvencionadas y activos obligatorios (must-run, como la nuclear) suelen ofertar a ese precio para garantizar su producción.
Lo increíble reisde en que en los últimos cinco años, se han añadido unos 11 GW adicionales de potencia que ofertan a precios negativos durante el día.
España cubre un 18 % de su demanda a través de la energía fotovoltaica, mientras que Alemania tan sólo el 10 %. Aún así, las tasas de captura son casi idénticas. La diferencia está en la estacionalidad y en los patrones de demanda:
En España el perfil de producción es más plano y la demanda crece en verano debido a la necesidades del aire acondicionado.
En Alemania, la mayor producción cae en los meses de verano, cuando la demanda también cae.
¿Por qué Alemania sigue entonces construyendo proyectos fotovoltaicos aunque los retornos se reduzcan? Tal y como hemos comentado arriba, más del 90 % de los parques funcionan con feed-in tariffs o primas de mercado garantizadas, lo que asegura ingresos incluso cuando los precios se colapsan.
Es más, desde 2017, la nueva capacidad ha salido vía subastas o través de PPAs (En Solarletter #13 ya mostramos cómo en 2023, Alemania ya era el segundo país de la UE para este tipo de acuerdos). Sin embargo, a medida que bajan las tasas de captura, la brecha entre los ingresos reales de los proyectos y lo que cubren los subsidios crece. Esto genera presión para reformar los subsidios y pone al almacenamiento como pieza central de la viabilidad futura.
El objetivo alemán de 2030 pasa por disponer de 215 GW de potencia fotovoltaica. Es decir, esto sólo puede ir a peor. Las baterías apuntan como la respuesta inevitable: almacenar energía barata al mediodía para llevarla a los momentos de alta demanda.
Para los consumidores, el almacenamiento puede significar menores costes si se hacen bien las cosas. Para los inversores, la seguridad que ya no aporta el mercado.
Congreso CITE25 - El punto de encuentro de la industria renovable
Pamplona acogerá el próximo día 23 de octubre el IV Congreso Internacional de la Industria para la Transición Energética (CITE25) organizado por Enercluster.
El congreso abordará tecnologías clave como la energía eólica, solar, almacenamiento e hidrógeno verde, y tratará temáticas como los retos de la industria renovable europea en un contexto global, nuevas legislaciones nacionales y europeas, tendencias tecnológicas y la relación entre renovables y sociedad.
Podéis consultar el plantel de ponentes aquí y la agenda de la jornada aquí. Además, todas las novedades sobre el evento se van anunciando a través de la página de LinkedIn del Congreso CITE.
🎟️ Puedes conseguir tu entrada haciendo clic en el banner que encontraréis justo debajo.
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Nuevos hitos de ib Vogt en Segovia y resiliencia frente a incendios
ib Vogt en España marca un nuevo hito con la firma del PAC (Provisional Acceptance Certificate) de tres de sus proyectos del Clúster Segovia (visto en LinkedIn), el mayor conjunto solar que ha desarrollado en el país hasta la fecha. Se trata de Castaño Solar (133 MWp), Baobab Solar (95 MWp) y Pato Solar (110 MWp), que en conjunto aportan más de 330 MWp de potencia al sistema eléctrico. Esto refuerza la posición de ib vogt como uno de los grandes actores del mercado en la península.
A este éxito se suma una noticia que pone en valor la importancia de la Operación y Mantenimiento (O&M) y de la gestión preventiva en los proyectos renovables. Durante los terribles incendios forestales que han azotado las últimas semanas en España, las llamas alcanzaron los límites de la planta de Bienvenida de 49 MW, en la provincia de Badajoz. Gracias al trabajo coordinado del equipo de O&M y a medidas preventivas como cortafuegos perimetrales, desbroce mediante pastoreo de 700 ovejas y equipamiento antiincendios in situ, la planta no solo resistió sin daños, sino que actuó como barrera frente al fuego, evitando que se extendiera hacia infraestructuras cercanas. En LinkedIn comparten un vídeo:
Esto refleja la importancia de integrar sostenibilidad, prevención y seguridad en cada fase de un proyecto fotovoltaico y renovable en general. Seguro que a vosotros os ha llegado el mito de los incendios para construir renovables. Para vosotros, os dejo este artículo de Sergio en Windletter #118.
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Megaproyectos sobre el agua, ya sean sobre marismas u offshore
Hace unos días, navegando por LinkedIn, me encontré con un post de Gang Wang, que Sergio Fernández compartió conmigo, en el que compartía un vídeo sobre un supuesto “2 GW intertidal solar PV project en Pingyang, Wenzhou (Zhejiang)”. Intrigado, empecé a investigar un poco más a fondo para confirmar la información.
Lo que encontré es que, efectivamente, en Pingyang (Zhejiang) existe un proyecto fotovoltaico en la zona de marismas, como recogió la prensa local In Zhejiang. Se trata de una instalación innovadora por su ubicación, donde los paneles fotovoltaicos quedan rodeados por agua cuando sube la marea. Sin embargo, la capacidad del proyecto es mucho más modesta que los 2 GW mencionados en LinkedIn, por lo que he podido encontrar, se trata de una décima parte.
La planta de Pingyang es relevante por su carácter pionero, pero no parece alcanzar la escala mencionada.
Al seguir el hilo, la pista me llevó a otro desarrollo completamente distinto: el proyecto offshore de 2 GW anunciado en 2024 por la China National Nuclear Corporation (CNNC), también en Zhejiang. Este sí corresponde a un megaproyecto diseñado para instalarse en aguas offshore, con el potencial de convertirse en el mayor parque fotovoltaico marino del mundo.
No obstante, las noticias más sólidas (Power Technology, Global Times) datan de mediados de 2024, y no he encontrado actualizaciones sobre su estado de construcción o puesta en marcha. Me da la sensación que el vídeo de LinkedIn mezcló ambas realidades: un proyecto en Pingyang instalado en marismas que existe pero con una capacidad menor, y el proyecto offshore de 2 GW en Zhejiang que sigue en fase de desarrollo.
Más allá de este caso puntual, lo que sí está claro es la ambición de China con la solar marina. La provincia de Jiangsu lanzó a principios de 2025 un plan para desarrollar 27,3 GW de fotovoltaica offshore, convirtiéndose en la primera región del mundo en estructurar una estrategia de tal envergadura para un tipo de proyecto fotovoltaico poco explorado, pero con gran potencial (PV-magazine).
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Top 30 del primer semestre de los fabricantes de módulos
Vamos ahora con un Ránking de los mayores envíos marítimos de módulos fotovoltaicos. Creado por SolarBe Global. En el primer semestre de 2025, Jinko Solar se mantiene como líder indiscutible en el mercado fotovoltaico mundial, con más de 41 GW de envíos de módulos, lo que confirma su posición consolidada en la industria. Lo mismo que cuando compartimos el mismo Ránking en 2023 en Solarletter #5.
Le sigue de cerca LONGi, que ha aprovechado el impulso de sus módulos BC en el mercado distribuido y su fuerte capacidad en licitaciones para reforzar su cuota. Por su parte, JA Solar y Trina Solar se encuentran en una competencia muy ajustada, al punto que han sido clasificadas de manera conjunta en la tercera posición, a la espera de que los informes financieros de mitad de año permitan definir quién ocupa finalmente el podio.
El peso de estos gigantes es evidente: las cuatro primeras compañías concentran más del 46,5% de las ventas globales en la primera mitad del año. Si se suman Tongwei y Astronergy, el grupo de las seis mayores supera el 60%, un nivel que garantiza capacidad suficiente para abastecer la demanda mundial. Mientras tanto, las empresas que ocupan los puestos 16 al 30 apenas alcanzan el 11,2% del total.
Una tendencia interesante es que varias de las empresas mejor posicionadas han comenzado a reducir sus objetivos de envíos, priorizando la rentabilidad sobre el volumen. Esto refleja un cambio de mentalidad en la industria, que empieza a poner mayor énfasis en el desarrollo a largo plazo. Al final, la competitividad real de la fotovoltaica china no se mide únicamente en gigavatios, sino en su capacidad para sostener un crecimiento sólido y equilibrado en el tiempo.
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El consejillo La curiosidad de la edición
El mercado fotovoltaico está viviendo una transición clara: dejar atrás las células P-Type, dominantes en la última década, para dar paso a las N-Type, más eficientes y duraderas. Pero, ¿qué implica esto en la práctica y qué diferencias hay entre tecnologías como PERC, TOPCon y HJT?
Las células P-Type están fabricadas con silicio dopado con boro y son la base de la conocida tecnología PERC. Se caracterizan por ser baratas y de producción masiva, pero presentan problemas de degradación inducida por la luz (LID) y menor resistencia en climas cálidos.
Las N-Type, dopadas con fósforo, no sufren esos problemas y ofrecen mejores coeficientes de temperatura, menor degradación anual y mayor eficiencia. Son la base de las tecnologías más punteras como TOPCon y HJT.
Aquí las tecnologías principales del mercado:
PERC: la opción económica, muy extendida en el mercado. Buen rendimiento, pero con degradación superior y menor vida útil.
TOPCon: el “punto medio” ideal. Alta eficiencia (24–25%), bajo nivel de degradación y costes contenidos en comparación con HJT.
HJT: la joya tecnológica. Eficiencia de hasta el 25%, coeficiente de temperatura excelente y una vida útil superior a 30 años con más del 90% de capacidad retenida. Su reto: el coste de fabricación.
Hasta aquí la edición. Espero que os haya gustado y amenizado el café, el viaje en transporte público o inicio de la siesta. Cualquier sugerencia, recomendación o comentario podéis responder a este mismo correo.
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¡Saludos solares!