La industria fotovoltaica china, epicentro de la fabricación solar global, continúa sin encontrar un punto claro de recuperación. Tras el boom de expansión de capacidad entre 2020 y 2022, el sector enfrenta una combinación de sobreoferta, caída de precios, presión sobre márgenes, deterioro financiero y eliminación de incentivos fiscales a la exportación.
Los datos del primer trimestre de 2026 confirman la profundidad del ajuste. De acuerdo con análisis publicados en China y contrastados con reportes financieros de compañías líderes, 22 empresas cotizadas de la cadena fotovoltaica registraron ingresos combinados por alrededor de 95.800 millones de yuanes, lo que supone una caída interanual superior al 11%, y pérdidas netas ajustadas cercanas a 13.100 millones de yuanes. Tongwei, LONGi y TCL Zhonghuan acumulan ya diez trimestres consecutivos de pérdidas, una señal del deterioro estructural que atraviesa el sector.
El escenario afecta a toda la cadena de valor: polisilicio, obleas, células y módulos. No se trata únicamente de una corrección puntual en una tecnología o empresa, sino de un proceso de depuración industrial que golpea tanto a fabricantes integrados como a proveedores especializados.
En el primer trimestre, Tongwei reportó ingresos por 12.125 millones de yuanes, un descenso cercano al 24% interanual. LONGi Green Energy informó ingresos por 11.192 millones de yuanes y una pérdida atribuible de aproximadamente 1.920 millones de yuanes. JA Solar registró ingresos por 9.216 millones de yuanes, con una caída del 13,65%, y pérdidas netas superiores a los 1.000 millones de yuanes. JinkoSolar comunicó ingresos de 12.250 millones de yuanes, una baja del 11,5% interanual, con una pérdida neta atribuible de 463,5 millones de yuanes. (pv magazine International)
La excepción parcial aparece en CSI Solar, filial mayoritariamente controlada por Canadian Solar y listada en China, que registró beneficio atribuible en el trimestre. Sin embargo, ese resultado estuvo influido por factores contables y fiscales específicos, por lo que no refleja necesariamente una recuperación generalizada de la rentabilidad fotovoltaica.
Una capacidad industrial que ya supera los 1.000 GW anuales
La magnitud del problema se entiende mejor al observar la escala alcanzada por la fabricación global de módulos.
Según los fabricantes que cumplen con criterios Tier 1 de BloombergNEF al primer trimestre de 2026, la capacidad anual de producción de módulos ya alcanza aproximadamente 1.005 GW. El ranking muestra un mercado claramente dominado por compañías chinas o altamente vinculadas al ecosistema industrial chino.
Entre las mayores capacidades productivas aparecen:
La cifra total permite dimensionar la velocidad con la que escaló la industria en los últimos cinco años. Hace menos de una década, un fabricante con 10 GW de capacidad anual era considerado uno de los líderes globales. Hoy, varias compañías superan los 100 GW.
Ese crecimiento fue impulsado por la expectativa de una demanda global en rápida expansión, por los objetivos de neutralidad de carbono y por una fuerte competencia entre gobiernos locales chinos para atraer inversiones industriales. Pero la capacidad se expandió más rápido que el mercado final.
El resultado es una industria que no solo produce por encima de la demanda, sino que además opera con una parte relevante de su capacidad infrautilizada.
Envíos récord, pero utilización insuficiente
Uno de los puntos más relevantes surge al comparar la capacidad instalada con los envíos reales de módulos durante 2025.
De acuerdo con Solarbe Consulting e InfoLink Consulting, JinkoSolar y LONGi lideraron los despachos globales de 2025, con volúmenes en el rango de 80 a 90 GW cada una. Trina Solar y JA Solar se ubicaron en el segundo grupo, con envíos de 60 a 70 GW, mientras Tongwei y Astronergy integraron un tercer bloque de fabricantes con volúmenes de entre 30 y 50 GW. (InfoLink Group)
La comparación deja ver una situación clave para entender el presente de la industria: incluso los líderes globales operan con niveles de utilización inferiores a su capacidad máxima.
Jinko Solar, por ejemplo, cuenta con una capacidad aproximada de 120 GW y habría despachado entre 85 y 90 GW en 2025. Es decir, mantuvo una alta escala comercial, pero aun así no utilizó plenamente su capacidad disponible.
LONGi, también con unos 120 GW de capacidad, se ubicó cerca del mismo rango de envíos. Trina Solar y JA Solar, con capacidades próximas a 100 GW, habrían despachado entre 65 y 70 GW cada una. En esos casos, la brecha entre capacidad instalada y ventas reales también muestra la presión que enfrenta el sector.
La lectura es clara: el problema de la fotovoltaica china no es la falta de liderazgo global ni la pérdida de escala comercial. Las principales compañías siguen concentrando los mayores volúmenes de envíos del mundo. El problema es que la escala productiva creció tanto que incluso volúmenes récord resultan insuficientes para absorber toda la capacidad instalada.
El origen: una expansión que duplicó la demanda
La raíz del problema se encuentra en la expansión acelerada de capacidad que siguió al ciclo alcista de 2020-2022. En aquellos años, el avance de las políticas de neutralidad de carbono, el crecimiento de la demanda global y el encarecimiento del polisilicio generaron beneficios extraordinarios para buena parte de la industria.
El precio del polisilicio llegó a superar los 300.000 yuanes por tonelada en 2022, lo que impulsó inversiones masivas. Empresas líderes, gobiernos locales, bancos y nuevos actores promovieron proyectos de fabricación en todos los eslabones de la cadena.
Pero esa nueva capacidad tardó entre uno y dos años en entrar en operación. Buena parte de las inversiones aprobadas durante el auge comenzó a materializarse entre 2023 y 2024, justo cuando los precios iniciaban una corrección acelerada.
Diversos análisis internacionales ya advertían que la capacidad de producción solar mundial se acercaba o superaba el doble de la demanda efectiva, con China concentrando más del 80% de la capacidad global de manufactura en los principales eslabones. (Foro Económico Mundial)
En ese contexto, los precios se desplomaron. El polisilicio cayó desde máximos cercanos a 300.000 yuanes por tonelada hasta niveles próximos a 55.000 yuanes, mientras los módulos bajaron desde valores superiores a 1,8 yuanes por vatio a niveles en torno a 0,6 yuanes por vatio en el mercado chino. La competencia dejó de ser una disputa por cuota de mercado para convertirse en una batalla por supervivencia.
Márgenes negativos y fábricas a media carga
La presión se observa con especial fuerza en el segmento de obleas, donde la sobrecapacidad es más intensa y las tasas de utilización han caído en muchos casos por debajo del 50%. Esto implica que una parte significativa de las líneas de producción permanece inactiva, pero sin que eso alcance para recomponer precios de forma sostenida.
En polisilicio, las empresas enfrentan inventarios elevados y dificultades para equilibrar oferta y demanda. En células, la transición tecnológica hacia TOPCon, BC y otras arquitecturas de mayor eficiencia convive con la salida gradual de capacidad PERC obsoleta. En módulos, varios fabricantes han comenzado a priorizar rentabilidad sobre volumen, aunque con precios todavía muy comprimidos.
El problema es que cerrar capacidad no es sencillo. Las fábricas fotovoltaicas requieren inversiones de miles de millones de yuanes. Una empresa que decide parar o desmantelar líneas asume pérdidas inmediatas, mientras sus competidores podrían beneficiarse de una eventual mejora de precios.
Este dilema ralentiza la depuración del mercado. Todos los actores saben que una reducción coordinada de oferta ayudaría a recomponer precios, pero ninguna compañía quiere ser la primera en asumir el coste de cerrar capacidad.
Por eso, aunque la industria china lleva meses promoviendo medidas contra la llamada “involución” —competencia destructiva basada en precios cada vez más bajos—, el impacto todavía es limitado. Las asociaciones industriales han impulsado recortes coordinados, el Gobierno ha señalado su intención de corregir la competencia excesiva y algunos fabricantes de polisilicio han explorado plataformas conjuntas de inventario para absorber excedentes. Sin embargo, las pérdidas del primer trimestre muestran que el ajuste aún no alcanza.
Menos incentivos fiscales y más presión de costes
A la sobrecapacidad se suma otro factor relevante: la eliminación del reembolso de IVA a la exportación para productos fotovoltaicos desde el 1 de abril de 2026. Reuters informó que China decidió suprimir estos reembolsos para productos solares, una medida que modifica el equilibrio económico de las exportaciones y presiona especialmente a empresas con fuerte exposición internacional. (Reuters)
Hasta ahora, algunos fabricantes podían compensar parcialmente sus márgenes débiles mediante beneficios fiscales vinculados a la exportación. Con la eliminación de ese incentivo, las compañías tienen menos margen para sostener precios agresivos en el exterior sin profundizar pérdidas.
A esto se añaden mayores costes en insumos clave. La plata, utilizada en las células solares, ha registrado subidas relevantes en los mercados internacionales, mientras la transición tecnológica exige inversiones adicionales en líneas de mayor eficiencia. En un sector con precios de venta deprimidos, cualquier incremento de costes se traduce rápidamente en presión sobre márgenes.
¿Cuándo tocará fondo la fotovoltaica china?
La pregunta central para la industria es cuándo llegará el punto de inflexión. Por ahora, la respuesta parece menos vinculada a una fecha concreta que a la acumulación de tres condiciones: reducción efectiva de capacidad, consolidación empresarial y recuperación de la demanda rentable.
La oferta ya comenzó a ajustarse. Las tasas de utilización bajaron, las empresas más débiles enfrentan problemas de liquidez y algunos procesos de fusiones, adquisiciones o cierres empiezan a tomar forma. Pero la capacidad instalada sigue siendo demasiado alta frente a la demanda actual.
La demanda global continúa creciendo, aunque a un ritmo insuficiente para absorber por sí sola el exceso de oferta. El almacenamiento energético aparece como una variable clave: a medida que bajen los costes de baterías y avancen las inversiones en redes, la integración de solar con storage podría ampliar la capacidad de absorción de nueva generación renovable. Pero estos cambios requieren tiempo y no garantizan una recomposición inmediata de los márgenes.
También hay una salida tecnológica. Las empresas que logren diferenciarse con módulos de mayor eficiencia, menor uso de plata, mejores prestaciones y costes más bajos podrían recuperarse antes que aquellas atrapadas en productos homogéneos y guerra de precios. La transición hacia TOPCon, BC, HJT y nuevas arquitecturas será parte de ese proceso, aunque también implica más inversión en un momento de debilidad financiera.
Por eso, el escenario más probable no es una recuperación brusca, sino una estabilización gradual. Algunos análisis sectoriales apuntan a que 2026 podría ser un año de reestructuración para la cadena solar, con mayor consolidación y salida de capacidad ineficiente. Sin embargo, la vuelta a beneficios generalizados dependerá de que los recortes de oferta sean más profundos y de que la demanda absorba productos con mejores márgenes.
Una crisis de rentabilidad, no de demanda estructural
La paradoja es que la industria solar atraviesa su peor ciclo financiero justo cuando la demanda global de renovables sigue creciendo. La energía fotovoltaica continúa siendo una tecnología central para los planes de transición energética, electrificación y descarbonización. Pero el mercado demuestra que una tecnología con demanda estructural positiva puede atravesar una crisis severa si la capacidad de fabricación crece más rápido que el consumo real.
En China, el debate ya no pasa por si la industria solar tiene futuro, sino por cuántos actores podrán sobrevivir al actual proceso de depuración. Los líderes con mayor escala, integración vertical, tecnología y acceso a financiamiento tienen más posibilidades de resistir. Las empresas medianas y pequeñas, en cambio, enfrentarán mayores riesgos de cierre, adquisición o pérdida de competitividad.
La comparación entre 1.005 GW de capacidad Tier 1 y los envíos reales de 2025 muestra que el sector no está frenado por falta de jugadores globales ni por ausencia de demanda, sino por un exceso de músculo industrial construido durante el ciclo de euforia.
El “momento más oscuro” de la fotovoltaica china podría no haber terminado aún. Pero el ajuste está en marcha. La clave será si la industria logra transformar la actual crisis de precios en una consolidación que reduzca capacidad ineficiente, acelere la diferenciación tecnológica y devuelva rentabilidad a una cadena que sigue siendo estratégica para la transición energética mundial.
Las próximas paradas de FES
La gira de Future Energy Summit continuará con FES Guatemala el 14 de mayo y FES México, a realizarse el 19 de mayo, donde actores clave del sector público y privado abordarán los desafíos y oportunidades vinculados a la expansión del sistema energético, los nuevos esquemas de inversión y la ejecución de proyectos estratégicos.
Para acceder a la agenda completa de la gira 2026 de FES, conocer más información al respecto y ser parte de los encuentros, se encuentra disponible la plataforma digital de FES, mientras que todos los eventos contarán con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.
