Desarrollo de energía solar fotovoltaica estancado – International PV Journal

Publicada por pv magazine 12/2021

Aproximadamente 1,5 GW de proyectos fotovoltaicos de tamaño mediano en Chile están en riesgo de cancelación. Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de la Industria Solar, ACESOL, argumenta que las extensiones de construcción deben ser otorgadas por funcionarios o los desarrolladores abandonarán sus planes. Los proyectos, que obtuvieron el visto bueno de los reguladores chilenos en abril de 2021, no avanzan en este momento porque las estructuras de precios esperadas ya no se pueden lograr.

Cabrera dijo que los desarrolladores no podrán proporcionar a las agencias gubernamentales los documentos necesarios para registrar los proyectos como en curso. “En las actuales condiciones internacionales de inflación y escasez, muchos proyectos no podrán hacer esto”, dice.

«Hay que tener en cuenta que casi el 60% de la capacidad aprobada … pertenece a cuatro o cinco grandes grupos que tienen muchos recursos económicos, y ellos mismos tienen serias dificultades con estos precios», explica Cabrera. “Imagínense, entonces, por lo que están pasando las pequeñas y medianas empresas”.

El desafío que enfrentan los desarrolladores chilenos no es único. Una serie de impactos en los precios y la entrega repercutieron en la cadena de suministro fotovoltaica a lo largo de 2021, y los desarrolladores y EPC suelen ser los más ruidosos al expresar sus frustraciones. Los aumentos de precios, los retrasos en el envío y las interrupciones, y la escasez de producción por fuerza mayor fueron comunes, lo que llevó a solicitudes de extensiones de construcción por parte de EPC, socios de PPA y agencias gubernamentales por igual.

Precios en aumento

Las presiones inflacionarias al alza en 2021 afectaron a la economía en su conjunto. Sin embargo, es sorprendente para una industria en la que los precios en constante caída han sido los valores predeterminados durante tanto tiempo. Existen múltiples impulsores para la interrupción: una combinación de tendencias macroeconómicas y factores específicos de la energía solar. Este año, los proveedores de polisilicio disfrutaron de un momento de «regreso al futuro», ya que los precios se dispararon hasta 2021, y los fabricantes de lingotes y obleas estaban felices de celebrar contratos a largo plazo, una dinámica que recuerda a hace más de una década.

BloombergNEF ha seguido los precios al contado del polisilicio, ya que subió de un mínimo histórico de $ 6,3 / kg en 2020 a $ 37 / kg cuando 2021 llega a su fin, según la jefa de conocimiento solar, Jenny Chase. “Hay una gran cantidad de compras de pánico que ocurren a veces”, dice ella. El mercado de polyspot se volvió menos superficial a medida que los fabricantes de obleas aseguraban polyspots en contratos a largo plazo. Los fabricantes de polisilicio tienen un gran incentivo para hacer subir el precio al contado, que es exactamente lo que sucedió «.

Existe consenso entre gran parte de la comunidad de analistas de que los precios del polisilicio permanecerán altos durante algún tiempo, al menos durante la mayor parte de 2022. A partir del tercer trimestre de 2022, los precios pueden comenzar a caer, y el consenso es que para 2023 los precios del polisilicio se mantendrán. menor de lo probable que suceda. Y mientras que los productores chinos de polisilicio están agregando capacidad, principalmente fuera de la problemática región de Xinjiang, las instalaciones de polisilicio no son rápidas de construir ni fáciles de instalar.

Fuera de China, hay capacidad de producción de polisilicio disponible, pero para que los productores de costos más altos reinicien las instalaciones, necesitan señales de precios a largo plazo. Y los aranceles sobre el polisilicio estadounidense procedente de China hacen que esta opción de suministro sea poco atractiva para muchos. “China todavía importa el 20% del polietileno de Wacker [in Germany]de OCI [in Malaysia] Y, a veces, de EE. UU. «, Explica Chase.» No hemos visto que las fábricas de EE. UU. Vuelvan a funcionar, pero REC Silicon planea llevar la capacidad de EE. UU. Al mercado en 2023 a pesar de los aranceles sobre las importaciones chinas «.

Además, gran parte del suministro de silicio metálico proviene de Xinjiang es una complicación adicional; sin embargo, los analistas de Bloomberg no ven la materia prima de polisilicio como un problema de suministro inamovible. «La deficiencia de silicio metálico no es estructural», dice Chase. “El precio al contado del silicio metálico fue uno de los puntos del pánico, pero no creo que haya sido un problema para los fabricantes de polisilicio como sugieren. Precios [of metal silicon] Costaba 10 dólares el kilo a finales de septiembre, pero ha bajado a 5 dólares el kilo, por lo que la situación tiene más sentido «.

tendencia de los productos básicos

Más allá del polisilicio, los aumentos mundiales de los precios de las materias primas están afectando a la energía solar, junto con una parte importante de la economía mundial. En la energía solar, mientras que el polisilicio «todavía sopla todo fuera del agua», según David Dixon, analista senior de energías renovables de Rystad Energy, «la plata, el cobre, el aluminio y el vidrio realmente resumen las entradas principales en la unidad y el acero para el rastreador . ”- Y todos los precios se fueron al norte.

Hubo una disminución significativa en [solar component] costo en los últimos cinco a seis años, pero ahora a precios que no habíamos visto en años «, dice Dixon. El analista con sede en Sydney sugiere que estas reducciones de costos son impulsadas por las eficiencias de producción en el ensamblaje de unidades, el procesamiento de células y el procesamiento de chips – “Los proveedores de la unidad han hecho un excelente trabajo en la reducción de costos y también ahorran con sus insumos básicos.

“Pero ahora estamos en un punto en el que la fabricación genera casi el 30% de los costos unitarios [commodity] Los insumos representan alrededor del 70% de los costos. Estos están fuera del control de los fabricantes, concluye Dixon. Rystad descubrió que los costos de fabricación de módulos aumentaron de $ 0.20 / vatio en 2020 a entre $ 0.26 y $ 0.28 en 2021, un aumento del 40%.

Lo que parece ser un factor a corto plazo es la falta de suministro de unidades debido al racionamiento de energía, ya que los funcionarios chinos intentan contrarrestar los altos costos de la energía y la contaminación (véanse las páginas 24-27). Como señala Frank Huwitz, un observador de la industria de energía solar de China, es poco probable que se reviertan las acciones que han provocado una reducción de la fabricación en China, incluidos los componentes fotovoltaicos. Parece que se está enviando una señal de que el aumento de la producción debe evitarse a toda costa, ya sea económico o medioambiental.

Los costos de envío añaden más insultos a las lesiones. Los costos de envío de contenedores desde Shanghai a los puertos de Estados Unidos y Europa son ocho veces más altos en 2021 que en 2020, según varias fuentes. Para los envíos de módulos, Rystad concluyó que las tarifas de flete han aumentado en un 500%, de $ 0,005 / vatio en septiembre de 2019 a $ 0,03 / vatio en octubre de 2021.

Los cuellos de botella en algunos puertos son particularmente severos, especialmente en los EE. UU., Y aunque los analistas pronostican que las tarifas de flete caerán en 2022, habrá un retraso antes de que la compleja red global comience a normalizarse.

Los proyectos se retrasan

En noviembre, Rystad hizo una afirmación bastante sorprendente de que alrededor de 90 GW de proyectos fotovoltaicos a escala de servicios públicos están «amenazados» por las estructuras de alto costo de los desarrolladores fotovoltaicos. El análisis indicó que alrededor del 56% de los proyectos de plantas de energía fotovoltaica planificados a nivel mundial podrían retrasarse o cancelarse debido al aumento de los costos y los cuellos de botella.

Es probable que el efecto de precios más altos varíe en diferentes mercados. Como era de esperar, cuando los márgenes para proyectos a escala de servicios públicos son reducidos, los aumentos de costos afectarán más a otros, como Australia, India y América Latina, señala Dixon. Agrega que esto también se aplica a ubicaciones donde los instaladores representan un porcentaje menor del costo de un proyecto, como el Medio Oriente, donde la mano de obra es del 20% en lugar de la división más común de un tercio.

En estas ubicaciones, sería mejor retrasar el proyecto que cancelarlo por completo, ya que la entrega a fines de 2022 puede ser posible si los precios unitarios se normalizan. Alternativamente, puede ver el costo compartido entre proveedores, empresas de EPC y desarrolladores como un proyecto de líneas cruzadas. «Si no es así, los desarrolladores de todo el mundo deben tomar la decisión de aceptarlo y elegir cumplir los contratos con las contrapartes, romperlos e intentar renegociar un acuerdo de compra privada superior o volver a la subasta».

En los mercados fotovoltaicos a gran escala más maduros de Europa y Estados Unidos, las perspectivas para algunos proyectos parecen menos nefastas. El analista de Wood Mackenzie Solar, Sagar Chopra, dice que se han observado aumentos en los costos de los módulos entre un 12% y un 15% en los EE. UU., Pero los retrasos logísticos y la incertidumbre política son más difíciles que los aumentos de precios.

“Definitivamente hubo algún retraso en los proyectos, o al menos ver los proyectos llevados a 2022, especialmente porque [EPCs] «No pueden poner sus manos sobre las unidades», dice Chopra. “En Estados Unidos, todo esto se habla de la posibilidad de ampliar el alcance del Centro de Comercio Internacional [Investment Tax Credit] Y las políticas que se están discutiendo ahora, muchos desarrolladores han decidido posponer las fechas y dejar que se descompongan antes de comenzar a construir proyectos ”.

Fuerte global

A pesar de los muchos desafíos que enfrenta el sector a gran escala, es probable que 2021 sea otro año de expansión del mercado, con 180 GW instalados y 2022 para ver más de 200 GW instalados, según el último pronóstico de IHS Markit. Al señalar que los costos promedio de los sistemas fotovoltaicos globales aumentaron un 4% en 2021, los analistas dicen que la cadena de suministro solar aún no se ha adaptado a una nueva era de fuerte demanda, particularmente para los fabricantes de polisilicio.

“Hay un crecimiento asombroso en el sector de generación distribuida (GD)”, dice Edorn Zuko, director ejecutivo de tecnología de energía limpia en IHS Markit. Indica que las formulaciones de GD son menos sensibles a los precios unitarios. «Total [cost] El peso unitario es menor en el costo del sistema fotovoltaico en DG que en la escala de servicios públicos ”, explica Zoco, y los costos de mano de obra, adquisición de clientes y otros componentes juegan un papel más importante.

La demanda en mercados de GD bien establecidos, como EE. UU. Y Australia, sigue siendo fuerte, pero el crecimiento en China ha demostrado ser notable, impulsado por incentivos en el sector residencial y el imperativo de frenar las emisiones en el sector industrial. IHS espera que China instale aproximadamente 25 GW de proyectos de GD en 2021, un aumento del 60% con respecto a 2020 para este sector.

Incluso en el sector de servicios públicos, donde muchos proyectos están en espera, IHS ve una demanda lo suficientemente fuerte como para impulsar la entrega, si se retrasa. “La demanda es simplemente enorme y siempre hay alguien que la recoja”, dice Zoco. «Todos tenemos objetivos, gobiernos, empresas e inversores financieros. Hay partes de la cadena de suministro que no pueden intensificarse tan rápidamente y cuellos de botella que necesitan tiempo para adaptarse, pero una de las principales razones de la interrupción actual es que la demanda es enorme. «

La energía fotovoltaica puede ser víctima de su propio éxito en el lado de la demanda, pero afortunadamente, la cadena de suministro fotovoltaica ha demostrado su solidez. «Es increíble que todavía estemos esperando 180 gigavatios para este año a pesar de todo», dice Zoco de IHS. Quiero decir, si instalamos aproximadamente 150 gigavatios [in 2020] Con Covid, la industria puede hacer casi cualquier cosa «.