15/01/2026
Lo que China ha cambiado (y por qué en España importa más de lo que parece)
China ha anunciado que 𝗲𝗹 𝟭 𝗱𝗲 𝗮𝗯𝗿𝗶𝗹 𝗱𝗲 𝟮𝟬𝟮𝟲 se elimina el reembolso del IVA a la exportación para productos fotovoltaicos. Para baterías, la rebaja baja del 𝗽𝗿𝗲𝗳𝗲𝗿𝗲𝗻𝘁𝗲 𝟵% 𝗮 𝟲% entre abril y diciembre de 2026 y desaparece desde 𝗲𝗹 𝟭 𝗱𝗲 𝗲𝗻𝗲𝗿𝗼 𝗱𝗲 𝟮𝟬𝟮𝟳.
El detalle relevante no es “China aprieta”, sino el motivo: la propia asociación del sector en China habla de frenar la caída excesiva de precios y reducir fricciones comerciales. Dicho en castellano: estaban compitiendo tan a la baja que el reembolso funcionaba como descuento encubierto y ahora buscan reordenar el juego.
Para un instalador o un ingeniero en España esto se traduce en algo muy concreto: cuando tu cadena de suministro depende de un país que ajusta el grifo fiscal, el precio final ya no lo decide solo la tecnología. Lo decide también la política industrial.
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Del “reembolso” al presupuesto: el mecanismo que casi nadie explica
Aquí viene lo incómodo: muchos mensajes que circulan por el sector simplifican en exceso. Quitar un reembolso del 9% no significa automáticamente “+9% en módulos y productos fotovoltaicos” para el comprador final. Depende de márgenes, inventario, competencia, tipo de contrato y urgencia por colocar stock.
Pero sí cambia una cosa: el suelo de coste del exportador.
Un ejemplo ilustrativo (no es un precio real, es para entender el mecanismo):
- Si un exportador vendía un módulo y contaba con un reembolso que le permitía sostener un precio agresivo, al desaparecer ese reembolso tiene tres opciones:
- subir precio,
- recortar margen,
- combinar ambas.
En un mercado con sobrecapacidad puedes ver la opción 2 durante un tiempo. En un mercado que busca “racionalizar” precios (palabras del propio sector chino), la opción 1 empieza a ganar peso.
La consecuencia operativa para instalaciones es directa: 𝗲𝗻𝗰𝗮𝗿𝗲𝗰𝗶𝗺𝗶𝗲𝗻𝘁𝗼 𝗽𝗼𝘁𝗲𝗻𝗰𝗶𝗮𝗹 de BOM (módulos y, sobre todo, baterías) y más incertidumbre en plazos si se produce “compra adelantada” antes de las fechas clave.
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El martillo geopolítico: aranceles en EE. UU. y el efecto dominó
Aunque instales en España, EE. UU. te puede tocar el presupuesto.
¿Por qué? Porque cuando un mercado enorme encarece importaciones, se reordenan flujos globales: productos que iban a EE. UU. pueden redirigirse, otros se encarecen, y la industria ajusta estrategias.
En la agenda arancelaria estadounidense se han anunciado subidas relevantes:
- Baterías de ion-litio “no-EV” al 𝗽𝗿𝗼𝗽𝘂𝗲𝘀𝘁𝗼 𝟮𝟱% con entrada en 2026 en listados divulgados públicamente.
- También se han citado incrementos para solar (por ejemplo, 𝟱𝟬% en células solares en anuncios de 2024), lo que muestra que el “+25%” que se repite en mensajes virales es una parte del cuadro, no el cuadro completo.
Esto no significa que “Europa pagará lo mismo”, pero sí que el tablero está moviéndose y que el precio final puede incorporar “prima” por incertidumbre, logística y cobertura de riesgo.
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Baterías: el litio puede subir… y aun así el pack puede bajar (sí, ambas cosas)
Otro punto donde el sector se está polarizando: “el litio sube, por tanto baterías subirán”. Cuidado.
Hechos recientes:
- Tras el anuncio de China, Reuters reportó un repunte del 𝗹𝗶𝘁𝗶𝗼 con un salto diario del 𝗰𝗼𝗻𝘁𝗿𝗮𝘁𝗼 de futuros más activo y una narrativa de envíos acelerados antes del recorte del reembolso.
- Pero BloombergNEF publicó que en 2025 el precio medio global de packs cayó a 𝗨𝗦𝗗 𝟭𝟬𝟴/𝗸𝗪𝗵 (mínimo récord) pese a subida de metales, por sobrecapacidad y competencia, además del giro hacia LFP.
¿Dónde está la trampa? En mezclar niveles:
- Materia prima (litio) puede subir en un tramo.
- Célula y pack pueden no subir si hay sobreoferta, contratos largos, cambio tecnológico, o fabricantes quemando margen para no parar fábricas.
Por eso, el titular “las celdas suben 20–40%” no lo doy por válido como afirmación general sin una fuente sólida y segmentada. Lo que sí es defendible hoy es: 𝗮𝘂𝗺𝗲𝗻𝘁𝗮 𝗲𝗹 𝗿𝗶𝗲𝘀𝗴𝗼 𝗱𝗲 𝘃𝗼𝗹𝗮𝘁𝗶𝗹𝗶𝗱𝗮𝗱 y de repricing por cambios fiscales, incluso si la tendencia anual venía siendo bajista.
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El punto que más nos duele en España: fotovoltaica barata = POOL más bajo (y más volátil)
En España ya estamos viendo el efecto “mediodía”: cuando entra fuerte la fotovoltaica, el precio del mercado diario se hunde en horas de radiación, lo puedes ver en mis publicaciones diarias del precio del POOL.
Y algo que los que miramos curvas horarias sabemos de memoria: más renovable suele reducir el precio mayorista (con el peaje de más volatilidad).
Aquí viene la parte controvertida: si encareces equipos y frenas ritmo de instalación, no necesitas que el POOL “suba por decreto”. Basta con que pierda presión bajista. Es decir: el precio puede ser más alto de lo que habría sido con una fotovoltaica expandiéndose a toda máquina.
¿Se puede afirmar que “el POOL subirá” sin matices? No. Depende de gas, hidráulica, interconexiones, demanda, y de la propia meteorología. Lo que sí se puede afirmar es que España está en un mercado donde la producción renovable y la red están provocando precios cada vez más variables, y por eso cualquier freno a la inversión FV cambia el equilibrio.
Para aterrizarlo con datos recientes:
- OMIE mostró un 𝗽𝗿𝗲𝗰𝗶𝗼 𝗺𝗲𝗱𝗶𝗼 diario de 𝗘𝘀𝗽𝗮ñ𝗮 de 𝟭𝟭𝟱,𝟱𝟰 €/𝗠𝗪𝗵 el 14/01/2026: el recordatorio de que la volatilidad no es teoría.
- Un mi informe mensual se recoge que la media anual OMIE 2025 fue 𝗱𝗲 𝟲𝟱,𝟱𝟮 €/𝗠𝗪𝗵 y que los futuros 2026 se movían en el entorno de 𝗲𝘀𝗲 𝘀𝗮𝗹𝘁𝗼 (𝟱𝟲–𝟱𝟳 €/𝗠𝗪𝗵) en sus últimas cotizaciones, con diferencias por trimestres.
- Y en tarifa regulada (PVPC), desde 2026 solo un 𝗰𝗼𝗻𝘁𝗶𝗻𝗴𝗲𝗻𝘁𝗲 del precio depende del spot diario, al haber más peso de mercados a plazo. Esto reduce volatilidad, pero no garantiza recibos “baratos”.
Si quieres una visión divulgativa de lo que se está publicando sobre 2026 (con todas sus cautelas), aquí tienes una referencia útil: evolución del precio de la luz en 2026.
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El “cóctel” macro: inversión más cara + electricidad incierta = economía más sensible
Cuando sube el CAPEX fotovoltaico, no solo sufre el instalador. También sufre la economía por dos canales:
- Menos proyectos o más lentos → menos energía barata en horas solares → menos presión a la baja en el mercado. (Inferencia apoyada en el efecto renovable-precio documentado).
- Más costes en factura por componentes no-energía: peajes, cargos y ajustes. Incluso con PVPC reformado, hay partidas que pesan. Hay que estar atentos a las subidas de peajes/cargos en 2026 y recordar que el cambio de PVPC busca estabilidad, no milagros.
Y si quieres un dato que rara vez entra en los titulares: la propia CNMC señalaba que en 2024 el spot bajó fuerte, pero aumentó volatilidad por mayor producción renovable. Traducido: más renovable te baja el precio medio, pero te obliga a gestionar el riesgo horario.
Ahí está el verdadero debate que deberíamos tener en el sector: ¿queremos discutir solo el €/Wp, o vamos a discutir el sistema completo (red, almacenamiento, flexibilidad, ajuste)?
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Qué haría hoy si viviera de instalar (lista sin humo)
- Separar compra de módulos y compra de baterías: calendarios distintos, riesgos distintos.
- Diseñar con margen: prever escenarios de sustitución (módulos equivalentes, inversores compatibles).
- Revisar la parte “oculta” del coste: estructura, cableado, protecciones, mano de obra; si el módulo sube, el resto se vuelve más relevante en porcentaje.
- Optimizar por energía útil, no por potencia pico: en autoconsumo, el valor está en kWh aprovechado y en curva de carga, no en “más kWp porque sí”.
- Almacenamiento con criterio: si el mercado tiende a más horas baratas solares, la batería se justifica por arbitraje y por picos, pero el ROI no es universal. Para una base rápida sobre costes y ventajas: baterías solares: ventajas y costes.
- Hablar con el cliente de volatilidad: enseñar una curva horaria real y explicar el “efecto mediodía”. (Tu credibilidad sube cuando el cliente entiende el mercado).
- No comprar pánico: “compra ya o te arruinas” suele ser marketing. Compra con contrato y análisis de riesgo.
- Mirar el POOL con la lupa correcta: el precio medio importa, pero el valor del autoconsumo se decide por horas. OMIE no es un número: es una distribución.
- Diversificar fuentes de información técnica: si quieres seguir el pulso renovable y mercado desde un enfoque divulgativo y técnico, aquí tienes mi repositorio: renovables en mi blog.
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Para cerrar: el debate incómodo que el sector está evitando
El cambio fiscal chino no “mata” la fotovoltaica, pero sí puede acabar con una época: la de asumir que el hardware siempre baja y que el mercado lo absorbe todo.
Lo responsable, para instaladores e ingenierías, es aceptar tres realidades:
- 𝗘𝗹 𝗰𝗼𝘀𝘁𝗲 𝗽𝘂𝗲𝗱𝗲 𝘀𝘂𝗯𝗶𝗿 (o dejar de bajar) por razones políticas, no tecnológicas.
- 𝗘𝗹 𝗺𝗲𝗿𝗰𝗮𝗱𝗼 𝗲𝗹é𝗰𝘁𝗿𝗶𝗰𝗼 español ya vive de volatilidad: más FV baja horas solares y empuja a repensar diseño, almacenamiento y contratos.
- 𝗘𝗹 𝗣𝗢𝗢𝗟 no “tiene” que subir, pero si frenas renovable barata, pierdes parte del motor que lo contenía. Y eso, en una economía electrificándose, es dinamita para costes industriales y para familias.
Si este artículo provoca discusión, perfecto: esa es la conversación que el sector necesita tener antes de que el mercado la imponga a golpe de presupuesto.
.POOL¿Puede noviembre convertirse en el mes de mayor respiro para el consumidor eléctrico?
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