A comienzos de 2025, en varios de los proyectos que estábamos planificando, trabajábamos con un escenario que hoy parece lejano.
Los módulos solares cotizaban por debajo de 0,08 US$/W, las baterías LFP para almacenamiento a gran escala rondaban los 95–98 US$/kWh, y el discurso generalizado en el sector era que el CAPEX seguiría bajando al menos un par de trimestres más.
Desde ingeniería, compras y dirección técnica, todo apuntaba a una ventana de oportunidad: precios bajos, márgenes más manejables y un LCOE competitivo que facilitaba tanto la firma de PPAs como la participación en licitaciones públicas.
Pero en cuestión de semanas, ese escenario ha cambiado. No de forma inesperada, los datos venían avisando, pero sí con una velocidad y una intensidad que hoy ya impactan en la toma de decisiones.
Lo que estamos viendo no es una corrección puntual de precios, sino el cierre de una etapa de mercado basada en sobreproducción y deflación tecnológica continua.
En este artículo compartimos cómo estamos interpretando este nuevo contexto desde dentro de Desamerc. Porque si algo está claro, es que el cambio ya empezó.
Y en un entorno de ejecución continua como el que tenemos por delante, entender este giro no es opcional: es condición para seguir avanzando con solidez.
¿Qué ha cambiado? Recortes de capacidad, control industrial y trazabilidad obligatoria
Cuando comenzó 2025, ya existían advertencias de que los precios ultra bajos de módulos y baterías no podían mantenerse indefinidamente.
Pero lo que pocos esperaban era que el Gobierno chino decidiera intervenir de forma directa y estructural para controlar ese efecto colateral: la erosión de márgenes en la industria local.
En julio de 2025, el Ministerio de Industria y Tecnología de la Información (MIIT) convocó una reunión con los principales fabricantes solares.
El objetivo era imponer un cambio de rumbo: frenar la competencia a ultrabajo coste, ordenar la capacidad y promover la salida de líneas obsoletas.
Según ese comunicado, el sector debía “implementar decisiones del gobierno central, reprimir la competencia desordenada a bajo precio y guiar la salida ordenada de capacidades obsoletas.”
Medidas concretas que están cambiando el tablero
- Suspensión de producción en líneas menos eficientes: muchas fábricas de polisilicio, wafers y celdas están siendo objeto de auditorías locales; las que no cumplan estándares serán paralizadas o ajustadas.
- Controles y requisitos de trazabilidad reforzados: los componentes deben poder certificar origen, trazado en cadena de suministro y cumplimiento regulatorio para exportar, especialmente hacia mercados exigentes como la UE o EE. UU.
- Bloqueos a nuevas ampliaciones sin autorización estatal: ahora cualquier expansión de capacidad está condicionada a aprobación explícita del MIIT, lo que impone un freno técnico a la saturación excesiva.
- Cancelación del reembolso de IVA para exportaciones: uno de los factores que había estimulado la competencia de precios fue el reembolso del 13 % de IVA sobre exportaciones chinas. En octubre, ese incentivo fiscal será eliminado, lo cual generará un alza estimada de hasta 9 % en precios FOB de módulos.
Estas iniciativas son respuestas calculadas a un fenómeno que venía anticipándose. De hecho, ya en el segundo trimestre se observaban signos persistentes de saturación en oferta para módulos TOPCon y disminución de tasas de utilización de planta.
Algunas empresas empezaron a reportar pérdidas operativas agudas, lo que presionó la industria a reaccionar.
Lo que cambia con esta intervención es la lógica del mercado renovable: hasta ahora, la estrategia dominante fue producir en volumen, agotar inventarios y conseguir participación vía precios agresivos. Ahora, con restricciones en capacidad y requisitos de trazabilidad, el modelo tiene que reorientarse hacia eficiencia, calidad y control.
Desde nuestra óptica técnica, ese cambio implica que ya no estamos enfrentando una oscilación del mercado, sino el inicio de una reconfiguración estructural en la cadena de suministro solar a nivel global.
El impacto inmediato: precios, backlog, CAPEX y presión sobre contratos
El precio spot del módulo solar —que se mantenía estable en el entorno de 0,078–0,083 US$/W hasta junio— ha escalado rápidamente hasta niveles de 0,095–0,102 US$/W, según datos actualizados en octubre 2025.
Es decir, en menos de un trimestre, se ha producido un rebote del 15 al 18 %. A ese incremento hay que añadir ahora los ajustes por trazabilidad, aranceles logísticos y buffers de entrega.
En el caso de las baterías LFP, el impacto es incluso más sensible. Los acuerdos de suministro firmados a 110–115 US$/kWh para utility scale están siendo reevaluados por los fabricantes, que ahora sitúan sus precios entre 125 y 130 US$/kWh en condiciones CFR Europa.
Esto altera no solo el coste del equipo, sino toda la planificación del balance of system (BOS), integración eléctrica y SCADA.
Pero más allá de la curva de precios, lo que estamos viendo en campo es un efecto en cadena que afecta cuatro dimensiones clave:
El CAPEX ya no es una constante proyectable
Durante meses, los modelos financieros incluían un margen técnico para caída de precios, lo que permitía ganar competitividad en PPA o ajustar el IRR en propuestas institucionales.
Hoy, ese margen se ha revertido: el CAPEX por MW está subiendo y eso obliga a actualizar todos los escenarios de LCOE.
Un parque de 20 MW fotovoltaico que hace seis meses estimaba un CAPEX de 800–820 €/kWp, hoy puede situarse en rangos de 870–890 €/kWp, sin considerar almacenamiento.
Y eso sin contar con los costes operativos crecientes derivados de retrasos en suministro o necesidad de alternativas logísticas.
El backlog se está trasladando al calendario EPC
Fabricantes Tier 2 y algunos Tier 1 ya están notificando plazos de entrega superiores a 12 semanas para módulos y estructuras. Eso obliga a redibujar los cronogramas EPC y prever buffers que, en muchos casos, no estaban contemplados en contratos firmados con condiciones pre-2025.
Para proyectos con condiciones de conexión cerradas o ventanas regulatorias específicas, este tipo de retrasos puede tener consecuencias directas sobre penalizaciones, vencimientos de garantías de acceso o pérdida de ayudas.
La presión contractual sobre cláusulas indexadas crece
En proyectos donde los contratos EPC contemplaban fórmulas de revisión de precios vinculadas a materias primas (aluminio, silicio, litio), la subida actual está generando tensiones.
Muchos de estos acuerdos fueron redactados bajo el supuesto de estabilidad o caída, pero no incluían límites claros en caso de rebote.
Esto está obligando a renegociar términos, revisar fórmulas de actualización y establecer bandas dinámicas de ajuste. En algunos casos, hemos tenido que activar planes de compras anticipadas y ajustar cronogramas de suministro para evitar conflictos legales.
El LCOE como variable estratégica
En 2024, hablar de LCOE era casi una formalidad: la mayoría de proyectos partían de supuestos hipercompetitivos y apuntaban a tramos de 28–34 €/MWh. Hoy, ese rango ya no es sostenible sin una revisión completa de las condiciones técnicas y financieras.
Desde ingeniería, hemos tenido que actualizar nuestras hojas de coste integrando no solo el CAPEX actualizado, sino también las incertidumbres logísticas y los tiempos de implementación.
Lo que antes era un diferencial técnico ahora es una necesidad estratégica: quien no revise su LCOE real corre el riesgo de firmar proyectos inviables.
La nueva normalidad: trazabilidad, concentración y menor poder de negociación
El aumento de precios es solo una parte del cambio. Lo que empieza a configurarse para los próximos ciclos EPC es una nueva normalidad basada en requisitos de trazabilidad, cumplimiento normativo y control de origen.
No basta con cerrar un buen precio por MWp. Ahora es imprescindible justificar de dónde viene cada componente, cómo fue fabricado, bajo qué condiciones y con qué garantías documentales.
La razón no es solo técnica. En el contexto europeo, y especialmente en proyectos financiados con fondos públicos o ligados a PPAs corporativos exigentes, se está consolidando una presión creciente hacia el cumplimiento de criterios ESG, responsabilidad social en la cadena de valor y compliance documental.
Trazabilidad: de opcional a requisito habilitante
Hasta hace poco, la trazabilidad de componentes solares era un plus que algunos compradores solicitaban en licitaciones con cláusulas éticas o ambientales. Hoy, en la práctica, se ha vuelto obligatoria.
Proyectos que no puedan demostrar el origen de las obleas, la pureza del silicio, la localización de las celdas o el cumplimiento laboral de las fábricas podrían quedar fuera de licitaciones o ser penalizados en scoring técnico.
En algunos casos, incluso bancos están empezando a solicitar informes de trazabilidad como condición previa a la financiación.
El resultado es inmediato: muchos proveedores Tier 2 o Tier 3 quedan fuera del radar. Aunque puedan ofrecer precios atractivos, no disponen de sistemas de certificación que soporten auditorías de cadena de suministro conforme a estándares europeos.
Concentración de suministro y dependencia técnica
Esta evolución ha generado un efecto colateral que conviene observar con atención: la concentración de pedidos en fabricantes Tier 1 certificados, principalmente chinos.
Aunque las políticas europeas apuntan a una reindustrialización solar en el medio plazo, hoy por hoy la capacidad productiva local sigue siendo marginal.
El problema de fondo es que la trazabilidad exigente termina estrechando la oferta técnica viable, y con ello aumenta el poder de los pocos fabricantes que pueden cumplir todos los requisitos.
En vez de diversificar, el mercado EPC se encuentra cada vez más limitado a una lista corta de proveedores auditados.
Este cuello de botella genera dos consecuencias inmediatas:
- Pérdida de poder de negociación por parte del comprador, que debe ajustarse a plazos, condiciones y precios menos flexibles.
- Dificultades para implementar estrategias de diversificación real, especialmente en portafolios de proyectos con ventanas regulatorias ajustadas.
Un entorno donde la trazabilidad pesa tanto como el precio
En este nuevo contexto, la trazabilidad deja de ser un atributo documental para convertirse en un vector estratégico que condiciona cronogramas, CAPEX y el propio acceso al mercado.
Para los gestores EPC, esto significa que las decisiones de compra ya no pueden basarse solo en comparativas de coste por vatio pico.
Deben considerar también la capacidad del proveedor de sostener auditorías, emitir certificaciones de trazabilidad válidas y cumplir con el compliance ESG requerido.
En otras palabras, el suministro solar se está volviendo más regulado, más politizado y más condicionado. Y eso cambia por completo la lógica con la que se estructuran los contratos EPC, las cláusulas de entrega y las estrategias de mitigación de riesgo.
Lo que recomendamos desde Desamerc: tres líneas de defensa ante esta nueva curva
Lo que estamos atravesando no es un shock puntual ni una simple fase de corrección de mercado. Se trata de un nuevo ciclo industrial y logístico que redefine cómo planificar una ejecución EPC viable.
El entorno actual exige que la ingeniería y la gestión de compras trabajen en paralelo desde la primera fase del proyecto. No basta con diseñar bien. Hay que anticipar, asegurar y blindar cada eslabón de la cadena.
Desde nuestra experiencia, con cronogramas activos en varios países y proveedores bajo evaluación continua, creemos que hay tres líneas de defensa que deben activarse desde ya si se quiere preservar el LCOE, mantener los ritmos de obra y evitar desviaciones contractuales en 2026 y 2027.
Compras anticipadas donde los permisos ya están listos
En proyectos donde ya se cuenta con autorización administrativa de construcción y acceso a red confirmado, recomendamos avanzar con compras anticipadas de componentes clave, incluso si el cierre financiero aún no se ha formalizado.
Sí, esto implica asumir cierto riesgo. Pero en el contexto actual, el coste de la inacción (en forma de sobreprecios, retrasos o pérdida de condiciones contractuales) puede ser significativamente mayor.
Para módulos y baterías con alta exposición a trazabilidad, asegurar producción hoy puede marcar la diferencia entre entregar en Q3 2026 o deslizarse hasta 2027 con impacto directo en el IRR.
Acuerdos marco de suministro a 12–24 meses
Frente a un mercado volátil, estructurar acuerdos marco de suministro con bandas de precio ajustables permite capturar mejores condiciones sin quedar expuestos a rebotes extremos.
Estos acuerdos deben contemplar cláusulas flexibles que permitan:
- Fijar precios dentro de rangos técnicos (por ejemplo, ±8 % respecto a un índice base).
- Incluir buffers de entrega que garanticen disponibilidad en ventanas críticas.
- Establecer penalizaciones por incumplimiento de trazabilidad o documentación ESG.
Este tipo de acuerdos también permiten negociar capacidad reservada en planta, algo clave en fabricantes que ya están priorizando a clientes con volumen y contratos de continuidad.
Evaluación dinámica de proveedores y replanteo de cronogramas
En este escenario, la selección de proveedores no puede hacerse una sola vez al año. Recomendamos una evaluación trimestral dinámica, que integre:
- Evolución del precio.
- Fiabilidad logística (plazos reales de entrega).
- Nivel de cumplimiento en trazabilidad y auditoría documental.
- Grado de exposición a políticas de control de capacidad (sobre todo en China).
Al mismo tiempo, es necesario replantear los cronogramas EPC. Ya no se puede operar con ventanas de entrega ideales. Es esencial incorporar buffers realistas, revisar cláusulas contractuales de penalización por retraso, y evitar dependencias de Tier 2 que no ofrezcan cobertura logística o garantías de cumplimiento normativo.
Modelos financieros
Finalmente, ningún proyecto debería avanzar con modelos financieros estáticos. En este momento, todo modelo LCOE debe incluir simulaciones de sensibilidad ante incrementos de CAPEX del 10 al 20 %, con distintas combinaciones de precios, plazos y proveedores.
Esta flexibilidad financiera no solo permite tomar mejores decisiones hoy, sino también defender el proyecto ante inversores, bancos y entidades licitadoras, que ya están pidiendo mayor rigor en los supuestos económicos.
Con estas tres líneas de defensa activas, no solo se mitiga el impacto de esta nueva curva. También se gana una ventaja competitiva clara frente a proyectos que aún operan con la lógica de precios bajos permanentes y cadenas de suministro inerciales.
El final de un ciclo, no de la oportunidad
Lo que ha terminado no es la oportunidad de la fotovoltaica ni el potencial de los sistemas de almacenamiento. Lo que ha llegado a su fin es un ciclo industrial marcado por una lógica de expansión sin restricciones, sobreproducción estructural y caída constante de precios.
Durante años, gran parte de la competitividad del sector se basó en esa dinámica. Pero a partir del cuarto trimestre de 2025, el tablero ha cambiado. Y lo ha hecho no solo por una corrección económica, sino por una reconfiguración política e industrial de escala global.
Este nuevo escenario no elimina la viabilidad de los proyectos renovables, pero exige una forma distinta de abordarlos. La eficiencia seguirá siendo el factor clave, pero ya no podrá depender únicamente del precio del módulo o del coste por kWh en baterías.
La eficiencia real vendrá de la capacidad de anticipar riesgos, estructurar contratos robustos, asegurar trazabilidad y mantener el control técnico sobre cada decisión del ciclo de vida del proyecto.
En este contexto, la ingeniería ya no puede ser vista como una fase más. Se convierte en el eje estructural que sostiene, da forma y protege cada proyecto frente a un entorno más exigente, más regulado y con menores márgenes para el error.
Desde Desamerc, asumimos este nuevo ciclo como lo que es: una etapa más compleja, sí, pero también más madura, más selectiva y con más posibilidades de diferenciación para quienes sepan entender los cambios con perspectiva.