¿Cómo China arrasa en la energía “verde” y térmica?

China mezcla renovables baratas y respaldo térmico, domina exportaciones y precios; impacto en España, aranceles UE y opciones industriales.

La economía china empuja a la vez dos frentes que parecen contradictorios pero se alimentan entre sí. Por un lado, inunda el mundo de paneles solares, baterías, aerogeneradores y coches eléctricos a precios que han hundido los costes globales y presionan a la industria occidental. Por otro, mantiene un pulso térmico muy potente —centrales de carbón, refino, equipos para calor industrial— para asegurar su red eléctrica, sostener fábricas y estabilizar la transición. Este doble carril explica por qué los fabricantes chinos han ganado cuota a un ritmo vertiginoso en 2024 y 2025: escala industrial, acceso preferente a financiación, una cadena de suministro propia casi completa y una diplomacia económica que abre mercados en Europa, América Latina, Oriente Medio y África.

Los efectos se notan ya. El mundo encadenó un récord de nuevas renovables en 2024 (en torno a 585 GW), con China aportando la mayor parte del aumento, mientras la caída del precio de los módulos fotovoltaicos en Europa —por debajo de 0,10 €/W en proyectos a gran escala a mediados de 2025— y la bajada de las baterías a 115 $/kWh en 2024 dispararon la competitividad del “kit” verde made in China. En paralelo, Pekín aprobó nueva potencia térmica y aceleró la puesta en marcha de centrales de carbón heredadas del pico de permisos de 2022–2023, un seguro de vida para cubrir picos de demanda y garantizar suministro a un parque industrial gigantesco. Resultado: exportaciones baratas y abundantes que sostienen la maquinaria china y un golpe directo a competidores europeos y norteamericanos, que responden con aranceles, investigaciones por subsidios y, en muchos casos, con cierres o reubicaciones.

La foto de 2025: liderazgo verde… con carbón al fondo

China se acercó en 2025 a un hito simbólico: cubrir casi seis de cada diez nuevas instalaciones renovables del planeta. Ese empuje se sostiene en una realidad incómoda: una red eléctrica que aún depende mayoritariamente del carbón y que necesita backup térmico para integrar la eólica y la solar a gran escala. Mientras las curtailments (energía renovable que se pierde por falta de capacidad de red) caen poco a poco, las baterías de almacenamiento y las interconexiones de ultraalta tensión crecen a dos dígitos para suavizar la variabilidad. Pero el carbón no desaparece: nuevos permisos en 2025, menos que en 2023 pero relevantes, y una ola de puestas en marcha de plantas ya aprobadas. No es una contradicción sino una transición a la china: primero seguridad, luego descarbonización a velocidad industrial.

En ese mismo periodo, los grandes nombres del ecosistema tomaron posiciones. LONGi, Jinko, Trina y JA Solar coparon envíos de módulos fotovoltaicos; CATL y BYD reforzaron su dominio en baterías; Goldwind, Envision y MingYang encabezaron pedidos y nuevas instalaciones en eólica; Sungrow y Huawei consolidaron su cuota en electrónica de potencia. El precio lo ha dictado la sobreoferta: fábricas nuevas que llegan justo cuando la demanda en Europa se modera y los inventarios pesan. El paquete completo —módulo, inversor, tracker, batería— viaja en contenedores que son, en la práctica, política industrial encapsulada.

Solar y baterías: la combinación que abarata todo

El eslabón clave es la fotovoltaica. China reúne más del 80% de la fabricación mundial en casi todas las etapas del panel —polisilicio, lingotes, obleas, células y módulos—, un dominio construido durante una década con créditos blandos, suelo barato, clústeres industriales y costes logísticos ajustados. Esa economía de escala ha permitido lanzar módulos TOPCon de alta eficiencia a precios que hace dos años parecían imposibles en Europa. A su lado, el segundo motor: baterías. Las LFP (litio-ferrofosfato), tecnología en la que CATL y BYD juegan en casa, han abaratado el almacenamiento estacionario y los coches eléctricos de gama media. 115 $/kWh como precio medio de pack en 2024 fue un punto de inflexión: viabilidad para fotovoltaica con baterías de 2–4 horas y furgonetas eléctricas competitivas en coste total de propiedad.

Eólica: triplete chino en el podio global

La eólica vivió su propio vuelco. En 2024, por primera vez, tres OEM chinos (Goldwind, Envision, MingYang) coparon el podio mundial por nuevas instalaciones. La oferta ya no es solo doméstica: aerogeneradores, torres y componentes viajan a Oriente Medio, América Latina o el Báltico con precios un 15–20% inferiores a los europeos, según contratos consultados por promotores. El salto tecnológico —palas más largas, generadores direct drive, plataformas marinas— ya no está lejos del estado del arte europeo y, en offshore, la brecha se ha estrechado.

Exportar para respirar: la estrategia tras la ofensiva

El mensaje de Pekín es simple: exportar para sobrevivir. El frenazo del inmobiliario, la desaceleración del consumo y un mercado doméstico de vehículos muy competitivo han empujado a los fabricantes a salir fuera con todo —desde SUV eléctricos hasta motores, baterías o “kits” solares llave en mano—. En automoción, 2024 consolidó a China como primer exportador mundial por volumen; en 2025, la cifra apuntó aún más alto con millones de unidades hacia Rusia, México, Oriente Medio, África y Europa. No solo eléctricos: combustión también, donde fabricantes como Chery, SAIC o Dongfeng han encontrado clústeres de demanda en países con infraestructura de recarga incipiente.

El patrón se repite en renovables: grandes lotes de módulos y inversores string a Europa; contratos EPC adjudicados a consorcios chinos en Balcanes y Mediterráneo; parques eólicos con turbinas asiáticas que entran en concursos de España, Grecia, Rumanía o Bulgaria. El argumento de precio pesa, y la disponibilidad de suministro —en medio de una huelga logística o un cuello de botella— también.

Europa y España: precios bajos, dependencia alta

El aterrizaje en Europa ha forzado decisiones incómodas. Bruselas aplicó derechos compensatorios a los coches eléctricos fabricados en China desde octubre de 2024 y en 2025 abrió la puerta a acuerdos de precio mínimo en casos concretos, como la revisión de los gravámenes al Cupra Tavascan montado en Anhui (joint venture de Volkswagen). En paralelo, activó su Reglamento de Subsidios Extranjeros para investigar ofertas sospechosamente bajas en concursos de eólica y fotovoltaica —proyectos en España incluidos—. El objetivo: evitar que el “dumping verde” arrase la base industrial europea justo cuando más se necesita.

El dilema es real y se nota en España. Por un lado, autoconsumo y grandes plantas han disfrutado de módulos baratísimos: como referencia, contratos por debajo de 0,10 €/W se han visto en 2025 para bifaciales de vidrio-vidrio en parques de suelo. La electrónica de potencia también cayó de precio, y los PPA solares a largo plazo descendieron de los 35 €/MWh en el tercer trimestre de 2025 en varios mercados europeos. Resultado: pipeline sólido, mucha obra y más competencia. Por otro lado, fabricantes europeos —el caso de Meyer Burger es paradigmático— sufrieron a chorros: ceses de producción, concursos de acreedores, traslados a EE. UU. aprovechando incentivos. UNEF y el sector español han defendido evitar una guerra arancelaria en solar que suba costes al desarrollo, pero piden criterios de resiliencia y contratación pública que valore huella de carbono, trazabilidad y seguridad.

En el autoconsumo español, 2024 cerró con una producción estimada por encima de 9.200 GWh, y en el primer semestre de 2025 se añadieron 611 MW, un 14–15% menos interanual, golpeados por la corrección industrial, límites de red y precios horarios volátiles. Las baterías residenciales, sin embargo, crecieron con fuerza tras los sustos de abril, una tendencia coherente con la caída de costes y la búsqueda de seguridad de suministro. Distribuidoras y CNMC trabajan con expedientes de refuerzo de red y digitalización para aliviar cuellos de botella que, si no se corrigen, encarecen el balance cliente-red y frenan proyectos.

Aranceles en autos, lupa en eólica, debate en solar

El mosaico regulatorio europeo está claro: coches eléctricos con gravámenes —variables por fabricante, cooperación y nivel de apoyo público recibido—; eólica bajo investigación de subsidios foráneos; solar en debate permanente entre apoyar la manufactura europea y mantener despliegue masivo sin tensar precios. España, gran instalador y potencia en promoción renovable, tiene intereses cruzados: que no suba el capex, que no se hunda la naciente industria local de seguidores, estructuras, cables, electrónica y que los concursos de la Administración no los gane siempre quien presenta ofertas imposibles.

El lado térmico de la historia: carbón, calor y “seguridad primero”

La energía térmica no desapareció del mapa chino. Sigue cubriendo un porcentaje alto de electricidad y, sobre todo, de calor industrial —cemento, acero, química—. La decisión de aprobar nueva potencia de carbón tras los apagones de 2021 respondió a un imperativo: evitar que la intermitencia y la demanda récord de picos estivales e invernales descuadren el sistema. En 2025 se observa una desaceleración de los permisos frente a 2023, pero la puesta en marcha de plantas ya financiadas mantiene números llamativos. A la vez, el boom renovable y del almacenamiento empieza a moderar el crecimiento de las emisiones del sector eléctrico, con señales de pico cercano si los curtailments caen y la red absorbe más fotovoltaica y eólica.

Para Europa, y para España en particular, ese “térmico de respaldo” chino tiene dos lecturas. Una comercial: fabricantes chinos de calderas, turbinas, válvulas, instrumentación compiten también en licitaciones y ventas de repuestos, con precios agresivos que presionan a proveedores europeos. Otra sistémica: el precio internacional del carbón térmico y del GNL se ve afectado por los dientes de sierra de la demanda asiática; cuando China rellena inventarios o reduce importaciones tras un otoño suave, los mercados lo sienten. La volatilidad encarece coberturas y empuja a clientes industriales españoles a cerrar PPA o a invertir en cogeneración renovable y bomba de calor de alta temperatura.

Química, metales y el detalle que explica la ventaja

No se trata solo de paneles y baterías, sino de química intermedia y metales. China concentra refino de tierras raras, procesado de litio, cobalto y grafito, y fabrica componentes críticos como separadores, electrolitos, ánodos y cátodos. Esa integración vertical reduce costes, simplifica logística y permite mover precio cuando la competencia asoma. La otra cara: riesgo de dependencia. La doctrina de seguridad económica que Bruselas esbozó en 2025 pone nombre al problema —materiales críticos y cuellos de botella— y sugiere diversificación obligatoria en algunas cadenas. España, con minas en exploración y proyectos de procesado de litio y celdas en cartera, juega una partida que tardará años en madurar.

En paralelo, la diplomacia industrial china se ha refinado. Acuerdos para montar CKD/SKD (kits completos o semicompletos) de coches eléctricos en terceros países y plataformas logísticas para distribuir repuestos; parques de proveedores que siguen a un OEM y levantan capacidad donde conviene; memorias de entendimiento para ensamblar baterías cerca del cliente, con contenido local y avales de bancos estatales. A veces basta con participaciones minoritarias en una planta europea para anclar contratos a diez años.

Nombres propios y rutas comerciales: quién gana mercado

BYD es el actor más visible: lidera envíos al exterior, abre showrooms en capitales europeas, monta logística propia y, cuando conviene, ensambla localmente para esquivar aranceles. Geely, SAIC (MG) y Chery reconfiguran redes de distribución con socios locales. En baterías, CATL amplía acuerdos con automovilísticas europeas y ofrece BESS (sistemas estacionarios) a utilities; BYD firma con promotores de almacenamiento en Italia, Portugal y España. En solar, LONGi, Jinko, Trina, JA compiten en precio y plazo de entrega, mientras Sungrow e INVT colocan inversores en residencial y comercial, y Huawei conserva presencia en utility a través de grandes EPC.

En eólica, Goldwind y MingYang han pasado de anécdota a ganar megavatios en concursos europeos, muchas veces de la mano de promotores locales a los que el precio total —turbinado, transporte, montaje, O&M— les permite cerrar LCOE por debajo de rivales. Algunas operaciones se han topado con investigaciones de la Comisión por posible apoyo público en origen, un frente que decidirá hasta dónde llega la marea.

Qué está haciendo la UE: defensas, mínimos de precio y reglas de juego

Bruselas recurre a tres piezas. Aranceles en sectores con evidencias de subsidios que distorsionan —caso BEV—; FSR (Reglamento de Subsidios Extranjeros) para licencias y contratos públicos de renovables, con la opción de exigir remedios o exclusiones; y un arsenal de política industrial (Proyectos Importantes de Interés Común, financiación del BEI, Chips Act como espejo) que intenta repatriar parte de la cadena de valor. El objetivo no es levantar muros, sino evitar una carrera a la baja que desactive a proveedores europeos justo cuando más gigavatios hay que instalar.

El debate en solar es el más áspero: más de 400 empresas del sector europeo han pedido evitar medidas comerciales que encarezcan el despliegue. Fabricantes, en cambio, reclaman criterios de resiliencia (huella de carbono de módulo, reglas de origen, límites a productos con alto CO₂ embebido) y compra pública que abra hueco a lo europeo. En eólica, promotores y OEM coinciden: compitan todos, sí, pero con las mismas reglas y sin dinero público opaco detrás. Y en automoción, los acuerdos de precio mínimo y cuotas voluntarias ganan enteros frente a aranceles puros, mientras marcas europeas calibran producir en China y vender a la UE con un peaje negociado.

España: dónde aprieta y dónde hay oportunidades

Para España la ecuación tiene varias capas. Precio y plazo favorecen a los promotores: con módulos por debajo de 0,10 €/W y baterías más baratas, los PPA cierran mejor y los concursos autonómicos reciben más ofertas. Industria y empleo piden a la vez señales claras: perfiles de compra en licitaciones públicas que valoren trazabilidad, bajo CO₂ e innovación; mecanismos de capacidad y subastas de flexibilidad que remuneren almacenamiento y respuesta a la demanda; red que se refuerce rápido en media tensión para que el autoconsumo industrial vuelva a crecer. Las distribuidoras están obligadas a acelerar inversiones reguladas; el gestor de red refuerza interconexiones internas; CNMC y MITECO ajustan reglas para integrar baterías con menor fricción administrativa.

Hay margen en fabricación de balance of system (seguidores, cableado, cuadros), ingeniería EPC, O&M digital, software de agregación y almacenamiento. Los fondos europeos y la banca pública ofrecen palancas si los proyectos incluyen tecnología propia, formación y exportación. Y el hidrógeno renovable —con su cadena de electrolizadores, válvulas, compresores— abre otro capítulo donde competir no es quimera si se alinean volumen, estandarización y coste de capital.

Tres movimientos tácticos que ya se ven

Contratación pública con resiliencia: hospitales, escuelas, depuradoras o ferrocarril licitan energía y equipos. Incluir huella de carbono del módulo, criterios de ciberseguridad en inversores y requisitos de mantenimiento local puede redistribuir puntos sin disparar el precio.

Acuerdos industriales realistas: JV de ensamblaje local de baterías y equipos con transferencia tecnológica acotada, objetivos de contenido europeo y cláusulas de permanencia serias. No se trata de cerrar la puerta a China, sino de anclar parte del valor aquí.

Red y flexibilidad: sin capex en red, el autoconsumo industrial y la fotovoltaica distribuida se frenan. Con baterías y reserva operativa bien pagadas, crece un mercado donde España puede alcanzar masa crítica y exportar servicios (software, algoritmia, O&M).

Lo que explican los precios: el papel de la sobrecapacidad

Si algo ha cambiado el tablero mundial es la sobrecapacidad en casi todos los eslabones. Cuando la demanda europea se enfrió, la producción china —que no se puede apagar y encender a voluntad— buscó salida fuera. Inventarios en puertos europeos, descuentos y liquidaciones mantuvieron precios inusualmente bajos en 2024 y 2025. Las cuentas no cierran para muchos fabricantes occidentales y algunos asiáticos, pero el consumidor de energía —la industria electrointensiva, el promotor— se ha beneficiado de un capex histórico. ¿Durará? Depende de si China consolida fabricantes, si la UE selecciona campeones europeos y si Estados Unidos sostiene sus incentivos. El ciclo bajista puede romperse si hay salida de capacidad o materias primas repuntan; de momento, el empuje de LFP y la caída de metales han dado aire.

Incómoda aritmética: dependencia versus calendario climático

Europa —y España— deben instalar mucho más en muy poco tiempo. La hoja de ruta hasta 2030 exige renovables baratas y abundantes, y la oferta que hoy cubre ese requisito es, mayoritariamente, china. A la vez, el bloque no quiere entregarse a una dependencia que se parece demasiado a la vivida con el gas ruso. De ahí la tensión entre abrir para desplegar y cerrar para proteger industria. El equilibrio puede pasar por exigir estándares (CO₂ embebido, derechos laborales en la cadena, seguridad) y por seleccionar eslabones donde Europa sí puede competir: equipos de red, software, electrónica de potencia, materiales avanzados, sistemas marinos. España, con promotores fuertes y cadenas auxiliares ágiles, está bien colocada si encuentra su nicho industrial y sostiene la velocidad de instalación.

Entre la oportunidad y el riesgo: qué se juega España

China seguirá vendiendo verde al mundo mientras mantenga la escala, la financiación y la diplomacia comercial que sostienen su ventaja. También mantendrá un colchón térmico para que su red no sufra los sobresaltos de una transición gigantesca. Ese esquema ha traído módulos, baterías y turbinas a precios que han acelerado la transición europea y española, sí, pero al coste de una dependencia que preocupa en despachos de Madrid y Bruselas. España se juega algo más que cifras de potencia instalada: una industria local que valga, una red capaz de absorber lo que se construye y reglas de juego que permitan competir con transparencia —ni dumping disfrazado, ni barreras que nos encarezcan el kilovatio. El reto, en pocas palabras, es convertir la ola china en energía barata y seguridad sin perder capacidad productiva propia. Se puede. Pero exige elegir bien las batallas: flexibilidad y red para crecer ya, criterios de resiliencia para no quedarnos desnudos mañana y alianzas industriales que arrastren empleo y tecnología. En el mercado global de 2025, esa mezcla —pragmática y sin ingenuidad— es la que decide quién marca el precio y quién solo lo paga.