El equipo de Commodities Research de Goldman Sachs liderado por Daan Struyven publicó el 27 de julio de 2025 un informe que merece la pena leer aunque uno no invierta directamente en renovables. La tesis es directa y, en cierto sentido, contraintuitiva: tras un período en el que la política industrial china y los créditos fiscales norteamericanos parecían las palancas decisivas, los próximos quince años de despliegue solar global vendrán mayoritariamente impulsados por factores estructurales que escapan al ciclo político. Goldman lo formula en una frase memorable: "the solar surge is the fastest in the history of electricity". Y el gráfico que abre el informe lo demuestra sin matices.
El gráfico que reescribe la historia de la electricidad
La curva que aparece en el Exhibit 1 compara cuántos años ha tardado cada tecnología de generación —solar, eólica, nuclear, gas natural y carbón— en pasar de los primeros 100 TWh de producción anual a niveles superiores. La solar lo hizo más rápido que cualquier otra fuente conocida, y la pendiente sigue ganando inclinación.
La lectura para un inversor de capital ciclo largo es importante. Cuando una tecnología muestra esta forma de curva, dos cosas tienden a pasar simultáneamente: el equipamiento se abarata (efecto learning curve) y la base instalada crece, lo que retroalimenta el aprendizaje. Goldman identifica tres motores no-políticos que sostienen la pendiente más allá del ciclo de subsidios actual. Primero, la caída de precios de panel: el coste por watio de panel solar ha caído más rápido que cualquier otro bien de capital de la historia moderna, incluyendo computadoras y equipamiento de comunicación. Segundo, el coste marginal cero del combustible: una vez instalado, el sol es gratis, y eso introduce una ventaja competitiva que ninguna fuente con coste de combustible puede igualar. Tercero, la disponibilidad masiva de panel: la capacidad de producción china equivale ya a más del doble de la demanda mundial anual, lo que mantiene los precios deprimidos y permite proyectos que en otros ciclos no habrían sido viables.
El detalle que pasa desapercibido: España como caso de laboratorio
El informe dedica un par de páginas a los retos que la propia velocidad de la transición plantea, y uno de los gráficos más significativos para un lector ibérico es el del Exhibit 8. Allí Goldman reconstruye, en alta frecuencia, lo que pasó en la red eléctrica española durante el apagón del 28 de abril de 2025.
La reconstrucción es importante por dos razones. Primero, porque permite ver con claridad el momento exacto del colapso: 12:33 del 28 de abril, en plena curva diurna de generación solar. Segundo, porque demuestra que cuando la fotovoltaica concentra una proporción muy alta del mix instantáneo —en España ese día estaba aportando del orden del 60% de los 32 GW totales del sistema—, cualquier perturbación que tire la solar tira casi todo. El sistema se recuperó gradualmente a partir de las 14:00 mediante el arranque de hidroeléctrica y gas natural, las dos fuentes con capacidad de respaldo síncrono y arranque rápido.
Goldman no presenta el blackout como argumento contra la transición, sino como evidencia de una restricción operativa: el sistema necesita inversión paralela y proporcional en almacenamiento (baterías), interconexiones (DC y AC) y respaldo síncrono (turbinas de gas, hidroeléctrica y, según mercados, nuclear) para que la solar pueda escalar más allá del 30-40% del mix sin generar nuevos episodios como el ibérico. Esta es la oportunidad de inversión más directa que el informe deja sobre la mesa: las compañías que fabriquen y operen las baterías y los activos de respaldo capturarán parte del valor que la solar libera al bajar el coste marginal de la electricidad.
El exceso chino: una bendición para el demandante, un riesgo para el productor
La tercera fig del informe que merece atención es el Exhibit 10, donde Goldman cuantifica el desfase entre capacidad instalada (demanda real) y capacidad de producción (potencial de oferta) de paneles solares por región, comparando 2017 con 2024.
Para el sector instalador europeo y latinoamericano, este exceso es una bendición: panels baratos durante años, márgenes para integrar almacenamiento y servicios complementarios. Para el inversor en compañías chinas de fabricación de panel —Longi, Jinko, Trina, JA Solar, Canadian Solar— es un problema persistente: la rentabilidad de la fabricación de módulos lleva tres años bajo presión, con varios trimestres en pérdidas, sin que el ciclo de consolidación se haya completado.
Los retos operativos: precios negativos y curtailments
Más allá del blackout español, Goldman dedica un capítulo entero a los efectos secundarios que la propia abundancia solar está generando en los mercados eléctricos. El Exhibit 6 muestra cómo los curtailments —cortes forzosos de generación renovable cuando la red no puede absorber la energía— han pasado de ser anecdóticos a representar varios cientos de GWh al mes en California. El pico de 2022-2024 ocurría en abril; el pico de 2025 ya se ha adelantado a marzo, indicando que la curva de despliegue va más rápido que la capacidad de absorción y transporte. El segundo síntoma, todavía más relevante para el inversor, es el de los precios horarios negativos: cuando hay viento y sol a la vez en horas valle, los operadores tienen que pagar al consumidor para que use la electricidad. El caso más extremo del informe es el de Australia del Sur, donde la proporción de horas con precios mayoristas negativos pasó del 5% en 2017 a más del 25% en 2024 (Exhibit 7); California se sitúa por debajo, en el entorno del 13%, y patrones similares —aunque más moderados— se observan en Texas y, durante mediodías soleados, en España. Esto cambia el modelo de negocio de cualquier compañía que opere activos renovables sin almacenamiento: ya no basta con producir, hay que producir cuando el precio es positivo o almacenar para vender en pico nocturno.
La consecuencia de cartera es directa. Un PPA (Power Purchase Agreement) a precio fijo a 20 años, que en 2018 era el santo grial de los fondos de infraestructura renovable, en 2025 puede ser una trampa si la curva intradiaria de precios se vuelve estructuralmente plana o negativa en horas centrales. Goldman sugiere que los activos integrados —solar + baterías + capacidad de respuesta a la demanda— van a capturar el grueso del margen residual del sector, mientras que los activos solo-solar van a sufrir presión de yields al subir los costes de capital y al deteriorarse el price capture rate.
El factor cobre: una segunda derivada material
El Exhibit 11 del informe abre una conversación más amplia sobre commodities. Goldman muestra cómo la intensidad de cobre por GW instalado en solar ha caído sostenidamente —de 4,3 kt/GW en 2010 a 2,4 kt/GW estimados en 2026—, pero la cantidad agregada de cobre demandada por la solar mundial seguirá creciendo simplemente por el efecto volumen. Y aquí entra un dato curioso que Goldman subraya: la caída de la demanda de cobre del sector inmobiliario chino (Exhibit 12) está liberando, de hecho, suficiente metal para que la transición solar pueda escalar sin sufrir un shock de precios extremo. Es un fenómeno de balance global que pocos analistas habían cuantificado: el invierno inmobiliario chino, que es una pesadilla para muchos sectores, está siendo paradójicamente un colchón de oferta para los metales que necesita la transición energética. Para el inversor en commodities, el matiz es importante: las apuestas direccionales al cobre vía mineros (Freeport, Antofagasta, Glencore) deben modelar simultáneamente la subida de demanda solar y la liberación de cobre desde el inmobiliario chino, porque ambas fuerzas se cancelan parcialmente y mantienen el precio en un rango más estrecho del que la narrativa de "el cobre del futuro" haría suponer.
¿Y la nuclear y el gas?
El informe no es militante. Goldman reconoce que la solar tiene límites estructurales —dependencia del clima, intermitencia, necesidad de respaldo— y por eso el papel del gas natural y de la energía nuclear sigue siendo necesario en el mix. El Exhibit 5 muestra la favorabilidad pública por tipo de fuente: solar lidera con un 76% de apoyo en EE. UU. y un 78% en Reino Unido, pero la nuclear está repuntando hasta el 50-60% en encuestas recientes, particularmente entre votantes jóvenes que la asocian más a la transición que a Chernobyl. Esta evolución de opinión pública abre la puerta a una segunda ola de inversión en SMR (Small Modular Reactors) y a la prolongación de la vida útil de centrales existentes en Europa Occidental. Para una cartera diversificada, esto significa que la apuesta a transición energética no debería ser un pure-play solar, sino una combinación de tres bloques: renovables (solar y eólica), almacenamiento (baterías y bombeo), y respaldo síncrono limpio (nuclear avanzada y gas con captura). El propio Goldman incluye una recomendación de exposición a Westinghouse y Vistra como ejemplos de operadores con activos nucleares revalorizados por la demanda creciente de firmed power.
Implicaciones para una cartera europea
¿Cómo se traduce todo esto en decisiones de cartera para un inversor europeo? La tesis principal del informe sugiere tres movimientos. Primero, sobreponderar la cadena de valor del almacenamiento eléctrico —fabricantes de baterías de iones de litio, materiales (cátodos, litio, cobalto), integradores—, donde el margen y la barrera de entrada son superiores a los del módulo solar. Segundo, mirar con atención los operadores eléctricos europeos que están integrando renovable y respaldo síncrono en mercados donde la solar ya pesa fuerte (Iberdrola, Enel, EDP). Tercero, evitar el peor segmento del ciclo: la fabricación pura de módulos chinos, que seguirá viviendo presión de precios hasta que la consolidación reduzca la sobrecapacidad. Cuarto, considerar selectivamente la exposición a operadores nucleares occidentales —el repunte de favorabilidad pública y la necesidad de firmed power hacen que el sector esté en una ventana de revalorización tras una década de neglect. El informe de Goldman es uno de esos documentos que merece la pena releer cada seis meses porque los datos —especialmente los de capacidad china y los de blackouts en redes con alta penetración solar— se actualizan rápido y van marcando los puntos de inflexión.