- La hoja de ruta de la CPIA para la industria solar china prevé un crecimiento exponencial de la fabricación en toda la cadena industrial
- El país aumentará alrededor de un 50% la producción de polisilicio, obleas, células y módulos este año
- La industria empleó a 3.53 millones de personas en 2022, y las cifras probablemente aumentarán a entre 4.875 millones y 5.808 millones para 2025.
Los fabricantes chinos de módulos solares se están preparando para entregar más de 750 GW de módulos en 2024, lo que representa un crecimiento anual de más del 50 % con respecto a los 499 GW que entregaron en 2023, según la Asociación de la Industria Fotovoltaica de China (CPIA).
Este año también la industria manufacturera del país producirá 820 GW de células solares, frente a los 545 GW en 2023. También se espera que la producción de obleas de silicio supere los 935 GW este año teniendo en cuenta los planes de expansión de las empresas líderes en el espacio. El año pasado, el país desplegó cerca de 622 GW, con un crecimiento interanual del 67.5% (ver La producción de energía solar fotovoltaica de China en 2023 superó los 1.7 billones de RMB).
Después de entregar 1.43 millones de toneladas de polisilicio El año pasado, con un aumento anual del 67%, China prevé superar los 2.1 millones de toneladas este año, según la CPIA, que hace esta previsión en su Hoja de ruta para el desarrollo de la industria fotovoltaica de China (2023-2024), publicada recientemente.
El informe CPIA aborda 77 indicadores clave a lo largo de la cadena de valor de la energía solar fotovoltaica que reflejan el estado de desarrollo y las tendencias de la industria, la tecnología y el mercado. El informe también predice las tendencias de desarrollo durante los próximos años hasta 2030, combinadas con el proceso de evolución tecnológica y el estado actual de la industria.
Para 2024, la asociación pronostica que China instalará hasta 220 GW AC nuevas adiciones fotovoltaicas con limitaciones de terreno y capacidad de la red como los principales desafíos, después de crecer a 216.30 GW AC en 2023 (ver La industria espera que la ola de instalaciones solares chinas se desacelere).
Para respaldar esta creciente capacidad solar fotovoltaica, al igual que las principales economías mundiales de EE. UU., Europa, Japón y Corea del Sur, China también está fomentando la industria del almacenamiento de energía. China instaló cerca de 22.6 GW de nueva capacidad de almacenamiento de energía nacional con un tiempo promedio de almacenamiento de 2.1 horas.
A medida que el apoyo regulatorio al almacenamiento aumenta paralelamente a las mejoras tecnológicas que reducen sus costos, China puede superar los 31 GW de capacidad para esta tecnología en 2025.
Según la asociación, el coste de inversión actual para poner en funcionamiento una línea de producción de polisilicio triclorosilano de 10,000 toneladas es de 90 millones de RMB/mil toneladas. Si se esperan mejoras tecnológicas, la inversión por cada mil toneladas se reducirá a 80 millones de RMB para 2030.
Incluso cuando se trata de espesor de la oblea de silicio, cuanto más delgado, mejor. El espesor medio de las obleas de polisilicio en 2023 fue de 170 μm. Si bien la CPIA no ve ningún cambio en este valor este año, cree que puede cambiar en los años posteriores.
“Para mantener la competitividad de los productos tipo n, los productos de oblea de silicio tipo n de TOPCon para células solares y células de heterounión (HJT) tienen una fuerte motivación para reducir el espesor. El espesor medio de las obleas de silicio de tipo n utilizadas en las células TOPCon es de 125 μm, y el espesor de las obleas de silicio utilizadas en las células de heterounión es de aproximadamente 120 μm, lo que supone una disminución de 15 μm y 5 μm respectivamente en comparación con 2022”, se lee en el informe.
Reflexionando sobre los distintos tamaños de oblea En el mercado actual, la proporción de obleas cuadradas de 182 mm es del 47.7%, mientras que la de los derivados rectangulares del formato M10, como 182 mm x 183.75 mm, 182 mm x 185.3 mm, que la CPIA denomina microrectangulares (utilizando traducción en lenguaje automático). ), es del 20.3%, pero podrían salir del mercado gradualmente en 2028.
La cuota de mercado de las obleas cuadradas de 210 mm y las obleas rectangulares en 2023 fue del 20% y el 10%, respectivamente. Lo más probable es que esto último se refiera a las obleas medio cortadas que hasta ahora sólo se utilizan en el procesamiento HJT. En el futuro, estos pueden convertirse en el tamaño principal en el futuro, pero aún necesitarán una verificación continua por parte del mercado.
En cuanto a la tecnología celular, el análisis de la CPIA indica que la mayoría de las líneas recientemente establecidas se basan en el tipo n, que se espera que crezca en los próximos años, empujando a PERC al retiro. Sin embargo, en 2023, PERC todavía dominaba el espacio de la tecnología celular en términos de capacidad instalada con una participación del 73%, mientras que el tipo n disfruta del resto del pastel.
Dentro del tipo n, TOPCon aparentemente tuvo la mayor participación del 26.5% y el 2.6% para HJT, mientras que la arquitectura de contacto posterior representó cerca del 1%. Si bien se trata de un crecimiento significativo con respecto a 2022, la proyección para 2025 es aún más optimista para el tipo n, especialmente para TOPCon, que se espera que domine el flujo de tecnología celular con una participación de más del 50%. También se espera que las otras tecnologías celulares avanzadas dupliquen con creces su participación en 2024 con respecto al nivel de 2023. PERC es la única excepción; Como era de esperar, la tecnología perdería su dominio con una presencia del 30%. Curiosamente, las arquitecturas de celdas en tándem no se mencionan en la hoja de ruta de la CPIA.
En 2023, la producción en masa promedio eficiencia de la célula solar de células PERC alcanzó el 23.4%, el 25% para TOPCon y el 25.2% para HJT. Para 2025, la CPIA prevé que la misma proporción aumentará al 23.7%, 25.7% y 26.2%, respectivamente. No ve ningún avance importante en el futuro, ya que su previsión para 2028 para estas tecnologías celulares es de un máximo del 24%, 26.5% y 26.8%, respectivamente. Para la eficiencia de HJT, tiene en cuenta medias celdas de formatos de 182 mm y 210 mm, que ha evolucionado como lo último en tecnología para HJT.
Una gran parte del coste de las células solares depende del uso de pasta de plata. Actualmente, la industria utiliza pasta de plata de alta temperatura para celdas tipo p y TOPCon, y pastas de plata de baja temperatura para celdas HJT. En 2023, la cantidad de plata utilizada en la parte frontal fue de aproximadamente 59 mg/pieza para las células tipo p, y el consumo de plata en la parte posterior fue de aproximadamente 25 mg/pieza.
Las celdas TOPCon tipo N utilizan un promedio de aproximadamente 109 mg/pieza de plata para ambos lados, mientras que el consumo de pasta de plata de baja temperatura de doble cara HJT fue de aproximadamente 115 mg/pieza.
Entre inversores, los inversores de cadena representaron el 80% de la cuota de mercado el año pasado, mientras que los inversores centrales se quedaron con la cuota restante. La asociación prevé una gran incertidumbre en las cuotas de mercado de los diferentes tipos de inversores a medida que se produzcan cambios en los escenarios de aplicación y la tecnología evolucione.
La CPIA dice que la industria fotovoltaica china empleó a 3.53 millones de personas en 2022, incluidos 589,000 en empleo directo. Para 2025, la industria probablemente empleará entre 4.875 y 5.808 millones de personas, incluidos entre 813,000 y 968,000 en empleos directos.
La hoja de ruta completa de la CPIA está disponible en su página web del NDN Collective en chino.
Fuente de Noticias de Taiyang
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