Durante los últimos años, las grandes empresas estatales chinas han completado 26 proyectos comerciales de energía solar de concentración a gran escala, con decenas más en construcción. Hablamos de plantas de 300 megavatios capaces de almacenar calor durante hasta 16 horas, desplegadas a un ritmo que ningún otro país ha igualado.
Detrás de esa escala hay una trayectoria que los datos hacen difícil ignorar: en una sola década, China ha reducido el coste de esta tecnología en casi dos tercios. La pregunta es cómo ha llegado hasta aquí, y qué implica para el futuro de las renovables con almacenamiento de larga duración.
De proyecto piloto a liderazgo global en menos de una década
China no llegó al liderazgo en energía solar de concentración por azar. China General Nuclear, PowerChina y Three Gorges han sido los motores de un despliegue sistemático que hoy no tiene equivalente en el mundo.
Lo que distingue a este modelo no es únicamente la escala, sino la integración. Cada nuevo parque renovable de gran tamaño incorpora CSP con almacenamiento térmico de entre 8 y 16 horas como componente estructural —no como opción adicional, sino como requisito de las licitaciones. Desde el primer ciclo de proyectos, el gobierno exigió un mínimo de seis horas de almacenamiento. La lógica era clara: sin almacenamiento, el CSP pierde su principal ventaja frente al fotovoltaico.
El precio que lo cambia todo: de 1,2 a 0,47 yuanes por kWh
En la última licitación de Qinghai celebrada en 2026, la tarifa ganadora fue de 0,47 RMB/kWh, equivalente a unos 6,9 céntimos de dólar. Nuevo mínimo histórico para esta tecnología en China.
En 2016, la tarifa de referencia era de 1,2 RMB/kWh. En diez años, el coste se ha reducido casi dos tercios. Para situar ese dato en perspectiva: la industria fotovoltaica necesitó más de veinte años para lograr una reducción comparable, y lo hizo con una base instalada mucho mayor. El CSP chino ha recorrido ese camino con menos de un gigavatio acumulado.
Sunny Sun, director general de CSPFocus, prevé que la tarifa pueda seguir bajando hasta 0,4 RMB/kWh en torno a 2030, a medida que las economías de escala continúen presionando el coste total.
Por qué el almacenamiento térmico en sal fundida supera a las baterías a largo plazo
China es el mayor productor mundial de baterías. Y aun así, sus grandes complejos renovables optan por el almacenamiento térmico en sal fundida para duraciones de ocho horas o más. Las razones son tanto económicas como técnicas.
Cubrir esas duraciones a escala mediante baterías requiere una cantidad enorme de unidades interconectadas: el coste se dispara y los riesgos de seguridad crecen en proporción. La sal fundida ofrece una solución más sencilla y más barata para ese rango de almacenamiento prolongado. Las baterías no desaparecen del esquema —responden en segundos y resultan idóneas para almacenamiento de dos a cuatro horas—, pero cada tecnología cubre el tramo que mejor domina.
Hay además una ventaja que los datos de coste no reflejan del todo: China lleva décadas manejando sal fundida en centrales nucleares, plantas químicas y siderúrgicas. Esa experiencia acumulada ha acelerado la curva de aprendizaje en CSP. Incluso las centrales de carbón han adoptado depósitos de sal fundida para absorber energía durante el día —cuando las renovables tienen prioridad en la red— y liberarla por la noche.
Hibridación PV-CSP: cuando el sol carga directamente el depósito de calor
En el complejo de Delingha, donde China General Nuclear combina 200 MW de CSP con 900 MW de fotovoltaica, la electricidad sobrante del campo solar se destina a calentar directamente el depósito de sal fundida. No se desperdicia generación cuando la red no puede absorberla.
Este esquema funciona porque el promotor es el mismo para todo el complejo. La retribución se aplica al conjunto de la energía generada, lo que simplifica la gestión del almacenamiento compartido y elimina la necesidad de acuerdos entre distintos propietarios.
Política energética estable: la ventaja que los números no reflejan
Detrás de los datos de coste hay un factor que no aparece en ninguna tarifa: la certeza regulatoria. China aplica un sistema de prioridad de despacho similar al orden de mérito alemán, lo que obliga a las centrales de carbón a reducir carga durante las horas de mayor generación solar y eólica. El objetivo de alcanzar el pico de emisiones en 2030 es política nacional consolidada, y eso elimina el riesgo regulatorio que en otros países ha paralizado proyectos a mitad de construcción o revertido incentivos ya comprometidos.
El CSP no es, sin embargo, un producto exportable de forma directa. A diferencia de los paneles fotovoltaicos, cada planta requiere un análisis específico del recurso solar, el terreno y la conexión a red.
Aun así, la trayectoria china plantea una pregunta relevante para el resto del mundo: cuando los costes sean suficientemente competitivos, ¿qué países empezarán a considerar el CSP como una opción real para su mix energético? La respuesta dependerá tanto de sus recursos solares como de su capacidad para ofrecer la estabilidad política que China ha demostrado ser, en sí misma, un activo decisivo.