El costo de la construcción de granjas solares ha ido disminuyendo durante varios años, lo que hace que la tecnología renovable sea cada vez más popular entre los proyectos de todos los tamaños que se multiplican por todo el mundo. Sin embargo, la marea ahora está cambiando, ya que los nuevos proyectos fotovoltaicos de servicios públicos están comenzando a ser más costosos debido al aumento de los costos de los módulos, el envío y la mano de obra, revela un informe de Rystad Energy.
El aumento de los precios de las materias primas y los costos de envío están erosionando los márgenes de los proyectos fotovoltaicos de las empresas de servicios públicos, lo que podría provocar retrasos en los desarrollos que se acercan al cierre financiero.
Los módulos representan el gasto de capital individual más grande de los proyectos fotovoltaicos de servicios públicos, lo que significa que incluso cambios modestos en los costos pueden generar desafíos significativos para la economía del proyecto.
En los últimos 10 años, la industria ha visto una caída del 80% en los precios de los módulos en dólares por vatio, de más de $ 1 por vatio pico (Wp) en 2011 a menos de $ 0,20 / Wp a bordo (free-on-board, FOB, por sus siglas en inglés) en 2020. Este año, sin embargo, los costos FOB de los módulos de China ya han aumentado a más de $ 0.22 / Wp, revirtiendo una tendencia de siete años.
Este desarrollo fue causado por un aumento de precios de los productos clave utilizados para fabricar células solares de silicio, incluidos polisilicio, plata, aluminio y vidrio, así como por mayores costos de envío.
Uno de los productos clave utilizados en la fabricación de células solares es la plata, ya que sus propiedades eléctricas la convierten en un contacto eléctrico ideal para la parte delantera y trasera de la célula. Entre 2012 y 2016, la industria redujo drásticamente el uso de plata cara de más de 200 miligramos por celda a alrededor de 100 mg / celda.
La cantidad de plata utilizada ha disminuido solo moderadamente desde 2016, y actualmente se encuentra en el rango de 80 a 90 mg por celda, lo que contradice las predicciones alcistas de los organismos de la industria. Al usar menos plata por celda y también beneficiarse de la caída del precio de los productos básicos, la industria fotovoltaica ha visto cómo la contribución del costo de la plata por vatio se redujo de $ 0.05 / Wp en 2012 a $ 0.015 / Wp en 2020.
Sin embargo, la contribución de la plata a los costos totales de los módulos ahora está aumentando nuevamente, ya que el uso de plata por celda se ha estancado mientras los precios aumentan.
El sector fotovoltaico representa el 10% de la demanda mundial de plata, mientras que el crecimiento adicional esperado provocado por la industria automotriz en medio del aumento de los vehículos híbridos y eléctricos podría impulsar la demanda de plata de este sector de 51 MMoz en 2020 a 88 MMoz en 2025. empujando los precios aún más alto.
Por el lado de la oferta, la producción minera de plata ha estado cayendo desde 2016. Si los precios suben a más de $ 40 por onza, un nivel visto por última vez en 2011, la contribución de la plata al costo del módulo podría aumentar a $ 0.03 / Wp. Y la plata es solo uno de varios productos clave utilizados en la fabricación de módulos fotovoltaicos, junto con el polisilicio, el vidrio y el aluminio, todos los cuales han experimentado aumentos de precios en los últimos 12 meses.
Históricamente, el costo del transporte de un envío desde China a los mercados clave de todo el mundo ha sido de $ 0.006 / Wp, pero en 2021, después de Covid-19, se disparó a $ 0.02 / Wp.
Este es otro aumento de costo significativo para los desarrolladores fotovoltaicos, ya que el envío ahora representa poco menos del 10% del costo del módulo FOB (antes del envío). Tan recientemente como 2019, esto representó solo el 3%. Si bien este aumento podría ser un efecto a corto plazo de la pandemia, la producción de módulos centrados en Asia significa que el costo de envío seguirá siendo un factor clave a tener en cuenta para los desarrollos en otros continentes.
Cómo los costos más altos de los módulos encarecen los proyectos
El aumento de los costos tendrá un impacto significativo en la economía del proyecto en las instalaciones de alta capacidad que se benefician de las economías de escala. Para un proyecto fotovoltaico típico de gran escala de 100 megavatios (MW) de servicios públicos, un aumento de costo en un módulo de $ 0.18 a $ 0.24 / Wp representa un aumento del 9% en el gasto de capital del proyecto en una base de dólar por vatio.
Además, para los módulos que anteriormente representaban el 25% del gasto de capital del proyecto, su participación en los costos aumentaría a aproximadamente el 30%, lo que aumentaría el costo nivelado de energía del proyecto en $ 3 / MWh. La implicación de un aumento de los costos será retrasos en los proyectos que se acercan al cierre financiero a medida que los márgenes de los proyectos se reducen para los desarrolladores, las empresas de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) y los fabricantes de equipos originales (OEM).
El aumento de los salarios agrega presión adicional
“La construcción de un activo de energía solar fotovoltaica requiere mucha mano de obra y los salarios generalmente aumentan con el tiempo. En combinación con el aumento de los costos de los módulos, la combinación es una tormenta perfecta que puede amenazar la rentabilidad de los nuevos proyectos de energía solar fotovoltaica, ya que la fuerza laboral de la industria está preparada para desempeñar un papel cada vez más importante en el costo de desarrollo de activos”, dice Henrik Fiskådal, energía analista de servicios en Rystad Energy.
La parte del gasto de capital invertido en ingeniería, adquisiciones, construcción e instalación (Engineering, Procurement, Construction, and Installation, EPCI, por sus siglas en inglés) ha aumentado con el tiempo en comparación con los costos de los equipos fotovoltaicos. Los módulos fotovoltaicos han sido históricamente el elemento de costo individual más grande para los activos solares de servicios públicos, pero a medida que los precios de los módulos disminuyeron, el costo relativo de los equipos se redujo en 16 puntos porcentuales entre 2016 y 2020.
Sin embargo, la construcción de un activo fotovoltaico de servicios públicos requiere una variedad de personal calificado diferente, como trabajadores de la construcción, electricistas, ingenieros, operadores de máquinas y personal de logística, además del trabajo administrativo relacionado con la adquisición y preparación legal del sitio. Gran parte de este trabajo consiste en tareas que no se pueden automatizar o escalar fácilmente, y la industria solar seguirá dependiendo de esta mano de obra para nuevos proyectos.
De los 10 principales países que se alinearon para realizar inversiones significativas en la industria de la energía solar fotovoltaica entre 2021 y 2023, se espera que China y los EE. UU. representen la mayor parte. Las tarifas de mano de obra en estos mercados pueden ayudar a revelar las tendencias detrás de los costos de los activos solares fotovoltaicos de servicios públicos potencialmente crecientes.
En los últimos cinco años, la tasa de crecimiento anual compuesta (GAGR) para los mecánicos e instaladores de equipos eléctricos ha aumentado casi un 7% anual en China.
Si bien el crecimiento salarial se estancó en 2020 debido a la pandemia, el gobierno chino está decidido a seguir expandiendo su economía, lo que Rystad Energy cree que también conducirá a salarios más altos.
Rystad Energy espera que los salarios chinos promedio aumenten en más del 20% de 2020 a 2023, ya que el crecimiento también podría cubrir parte de la desaceleración provocada por la pandemia. Suponiendo que el porcentaje entre el costo del equipo y la mano de obra se mantenga constante en los niveles actuales, este aumento salarial del 20% podría aumentar por sí solo el costo total de construcción de un proyecto de energía solar fotovoltaica en más del 5% durante los próximos tres años.
Para comparar, Rystad Energy espera que los salarios promedio en los Estados Unidos crezcan solo un 6% durante el mismo período, lo que se traduciría en un aumento del costo total del 1,7% para los proyectos solares como resultado solo de los costos laborales.