Pregunta: Poder del sol a. ¿SunPower utiliza una estrategia de liderazgo en costos? Justifica tu respuesta. b. ¿SunPower utiliza una estrategia de diferenciación? Justifica tu respuesta. C. ¿SunPower utiliza una estrategia de liderazgo en costos enfocada? Justifica tu respuesta. d. ¿SunPower utiliza una estrategia de diferenciación enfocada? Justifica tu respuesta.

Poder del sol
a. ¿SunPower utiliza una estrategia de liderazgo en costos? Justifica tu respuesta.
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Industria de la energía solar Los sistemas de celdas solares o fotovoltaicos (PV) convierten la energía del sol en corriente eléctrica. El rendimiento de las células solares se midió en términos de eficiencia de conversión, la proporción de energía solar convertida en electricidad. Bell Labs introdujo las primeras celdas solares comerciales en la década de 1950 y tenían eficiencias por debajo del 4%. impulsar las eficiencias de conversión por encima del 20 %, y el 50 % se considera el "santo grial" a largo plazo. uso por sí mismo, y las celdas se combinaron en bloques más grandes, llamados módulos. Aunque los módulos variaban en tamaño, generalmente incluían 72 celdas y producían entre 30 y 45 V. Una vez construidos, los módulos generalmente se combinaban en matrices o paneles que luego se integraban con "inversores", dispositivos sofisticados que convertían la salida de energía de CC de los paneles o matrices solares en la energía de CA utilizada en los aparatos eléctricos convencionales. Si bien la energía solar era de dos a tres veces más cara que el costo minorista de la electricidad,8 el mercado siguió creciendo con una trayectoria ascendente pronunciada. Como muestra la Figura 1, la fabricación de módulos comenzó a aumentar unos años después de que los precios de los módulos se estancaran. (El Anexo 1 proporciona datos de producción y precios anuales que abarcan desde 1975 hasta 2005). La energía solar fotovoltaica creció un promedio de 41 % cada año entre 2003 y 2006,9 y se esperaba que creciera un 40 % anual hasta 2011. Se esperaba que las ganancias de la industria superaran los $7,7 mil millones en 2007 y $11,5 mil millones en 2011.10 Aproximadamente $1,7 mil millones en fondos de capital privado y de capital de riesgo se invirtieron en la industria en 2006 y otros $4,5 mil millones se invirtieron en empresas solares que cotizan en bolsa, la mayor parte destinada a expandir la capacidad de fabricación. Productores y consumidores Japón fue el líder mundial en envíos de energía fotovoltaica, enviando más de cinco veces el volumen de los Estados Unidos (Figura 2). Desde 2002, Europa había ocupado la posición número dos después de superar a Estados Unidos y para 2005, Europa estaba enviando tres veces el volumen de Estados Unidos. Los analistas atribuyeron la erosión de la cuota de mercado fotovoltaica de EE. UU. a la falta de incentivos de fabricación y a los altos costes de fabricación. Las expectativas de los analistas de que China era el mercado a observar debido a sus crecientes necesidades energéticas, su gran fuerza laboral y su sólida base industrial demostraron ser correctas en 2006 cuando China superó a Estados Unidos como el tercer mayor productor mundial de células fotovoltaicas, detrás de Alemania y Japón. Al carecer de cualquier tipo de política interna de incentivos/subsidios, más del 90 % de los productos fotovoltaicos de China se exportaron. Los productores fotovoltaicos chinos recaudaron miles de millones de dólares en OPI internacionales en 2005 y 2006 para crear capacidad y aumentar la escala con el objetivo de reducir los costos.12 Por el lado del consumidor, la demanda fotovoltaica mundial había crecido de 114 MWp en 1997 a 505 MWp en 2002 para 1.408MWp en 2005 y 2.500MWp en 2006 y la demanda se aceleraba rápidamente en particular en Europa (sobre todo en Alemania) y Japón, como se muestra en la Figura 3. Un análisis destacado de la demanda potencial a precios de módulos de 2006, es decir, alrededor de $3,50-$4,50/W con política soporte: se estimó que había una demanda mundial potencial de aproximadamente 5,000MWp, o el doble de las ventas de la industria en 2006. Mientras tanto, la capacidad solar global conectada a la red fue de aproximadamente 5.000MWp. Por el contrario, la capacidad eólica instalada solo en Estados Unidos fue de 9.149MWp. La cadena de valor solar Había cinco etapas clave en la cadena de valor de la energía solar: producción de silicio, fabricación de lingotes/obleas, fabricación de células solares, fabricación de módulos solares e instalación del sistema. Las empresas de la industria diferían dramáticamente en el grado en que participaban en cada etapa. (La Tabla C muestra los ingresos y las ganancias a lo largo de la cadena. Silicio La materia prima clave en la industria fotovoltaica era el silicio de alta pureza, que era la base de más del 90 % de los módulos solares. El silicio se obtuvo de la arena a través de un proceso complejo que usaba numerosos procesos de purificación. pasos y temperaturas de hasta 1100 °C, lo que convertiría la arena en silicio de alta pureza conocido como polisilicio.14 Tan recientemente como a principios de la década de 2000, los productores de células solares obtenían materia prima de silicio principalmente del silicio de desecho desechado durante la fabricación de semiconductores. silicio de alta pureza que estaba ligeramente por encima o por debajo de la calidad especificada para la producción de semiconductores, o recortes (puntas o colas) de lingotes monocristalinos Por su parte, los productores de silicio habían considerado históricamente a los fabricantes de células solares como un mercado de último recurso, útil para estabilizar las fluctuaciones en el mercado general de semiconductores, pero es poco probable que alcance una escala significativa.Sin embargo, el crecimiento explosivo de la fabricación de células fotovoltaicas había transformado el papel de la energía solar en el negocio del silicio. En 2005, la industria solar utilizó aproximadamente el 47% del silicio disponible, y en 2006 probablemente representaría la participación mayoritaria. Estas necesidades de rápido crecimiento habían extendido la oferta mundial de silicio y los precios habían aumentado drásticamente de $ 32/kg en 2004 bajo un contrato a largo plazo, a $ 45/kg en 2005, a $ 55/kg previsto en 2006 con contratos a corto plazo superiores a $ 200/ kg. Sin embargo, los planes de inversión actuales triplicarían la capacidad, de 31.000 toneladas por año en 2005 a 100.000 toneladas o más para 2010,15 a pesar de que una expansión de 5.000 toneladas/año cuesta aproximadamente $300 millones. Se esperaba que la escasez de silicio terminara alrededor de 2008, cuando se estimó que la oferta aumentaría un 70 %.16 Lingotes/obleas Muchos grandes fabricantes de células solares tenían capacidades internas de producción de lingotes y aserrado de obleas, incluidos REC, SolarWorld, Kyocera y BP Solar. Los fabricantes de lingotes y obleas dedicados suministraron obleas a los fabricantes de células solares que no tenían sus propias capacidades de lingotes y obleas. El progreso técnico en la industria había sido rápido. En 2004, las obleas típicas tenían un grosor de 250-300 micrones, y en 2006 tenían alrededor de 190 micrones. Sin embargo, durante el mismo período, los precios habían aumentado drásticamente. En 2004, las obleas se vendieron a alrededor de $ 1,00/vatio, mientras que en 2005 el precio promedio fue de $ 1,25/vatio y en 2006 se esperaba que fuera de $ 1,90/vatio. Células y módulos La fabricación de células solares era un proceso ampliamente conocido que implicaba menos de diez pasos. Los mayores productores, que incluían a Sharp Solar (Japón), Q-Cells (Alemania), Kyocera (Japón), Sanyo (Japón) y Mitsubishi Electric (Japón), en conjunto representaban aproximadamente el 58 % del mercado. Sharp fue el claro líder del mercado, con 427,5 MW de producción en 2005, casi tres veces más que su competidor más cercano. Entre 50 y 100 fabricantes componían el resto de la capacidad productiva de la industria. Debido a la escasez mundial de silicio, los precios de las celdas solares aumentaron de $2,70/vatio en 2004 a $2,50/vatio en 2005, y Photon Consulting pronosticó que aumentarían a $3,25/vatio en 2006. A los precios esperados de 2006, las ganancias de fabricación de celdas antes de impuestos Photon Consulting esperaba que los márgenes fueran del 21%. Si bien había aproximadamente 500 fabricantes de módulos más pequeños en funcionamiento en 2006, la mayoría de los principales fabricantes de celdas también fabricaban módulos. Paralelamente a los aumentos en los precios de las celdas fotovoltaicas, los precios promedio de los módulos también aumentaron de $3,20/vatio en 2004 a $3,75/vatio en 2005, y se esperaba que llegaran a $4,30/vatio en 2006. Instalación/integración de sistemas Los integradores de sistemas más avanzados tenían experiencia en la instalación de sistemas solares a escala de megavatios a bajo costo en campos y en grandes techos comerciales. La competencia por estos grandes proyectos era feroz y los márgenes eran estrechos incluso para los mejores integradores. En el otro lado del espectro de instalación, los pequeños instaladores residenciales constituían la mayoría de los más de 5000 instaladores e integradores solares en funcionamiento. En general, los costos y los precios variaban mucho, según la aplicación y la región geográfica. Los costos totales de instalación oscilaron entre $1/vatio y $3/vatio, y los precios al consumidor oscilaron entre $1,25/vatio y $4/vatio. Para los rastreadores de dos ejes en grandes instalaciones de campo, los costos relacionados con el área podrían llegar a $1,50-$2,00 por vatio, mientras que los techos planos comerciales, donde la estética era menos importante, generalmente rondaban los $0,60 por vatio. Las instalaciones de techos residenciales cuestan aproximadamente $1.00 por vatio para los costos relacionados con el área. Si bien la instalación solar era bastante simple en un nivel muy básico (uno aseguraba los bastidores al techo y luego conectaba los módulos a los bastidores y los enchufaba), podría haber una ventaja significativa para los instaladores que desarrollaron experiencia en un mercado de consumidores finales. Por ejemplo, el instalador que instaló un sistema para Best Buy podría ser recompensado con costos de venta más bajos a otros minoristas 'grandes' porque entendió tanto el proceso de ventas como las necesidades de ese tipo de cliente. De manera similar, un instalador que desarrolló experiencia en, por ejemplo, instalaciones residenciales en San Diego, podría desarrollar costos más bajos en la instalación residencial en San Diego que los participantes potenciales. Precios Obtener un precio exacto para la electricidad generada por energía solar fue complicado. Mientras que la energía convencional se vendía como un flujo de energía de la red en unidades de $/kWhr, la energía solar generalmente se vendía como un sistema instalado con un costo de capital inicial medido en unidades de $/vatio pico. La obtención de un costo de flujo (cuánto pagaría realmente el usuario por kWh y cuánto pagaría por vatio instalado de capacidad de generación) dependía de una amplia gama de factores que incluían la vida útil del sistema, las tasas de interés, los subsidios (si los hubiera), horas de sol y así sucesivamente. Las horas de sol, por ejemplo, variaron de casi seis por día en partes del sur de California a 2,5 horas por día en partes del norte de Europa, con una importante variación estacional, y tanto las tasas de interés como los subsidios otorgados a la energía solar variaron ampliamente en todo el mundo. . En general, sin embargo, el precio promedio de la energía solar osciló entre 25 y 50 centavos de dólar por kWh. Por ejemplo, como sugiere el Anexo 2, el costo promedio de un sistema fotovoltaico residencial en California se tradujo en un precio de electricidad, sin subsidios, de aproximadamente 31¢/kWh. En contraste, uno podría generar electricidad utilizando fuentes de energía convencionales por entre 4¢/kWh y 6¢/kWh (Anexo 3). Los precios finales para el consumidor podrían ser significativamente más altos porque la electricidad era costosa de distribuir, pero en promedio, la electricidad generada de manera convencional seguía siendo significativamente más barata que la energía solar. Según la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), los precios para los clientes domésticos comenzaron en solo unos centavos por kWh en áreas de Escandinavia y aumentaron a más de 25 centavos/kWh en los mercados con precios más altos, como Japón. El promedio de EE. UU. fue de 9,6 ¢/kWh a principios de 2006, con precios en California promediando más de 13 ¢/kWh. Sin embargo, como sugiere el Anexo 4, el precio promedio de la electricidad contó solo una parte de la historia. En los mercados de todo el mundo, algunos clientes pagaron significativamente más que el precio promedio de la electricidad. En California, por ejemplo, los clientes comerciales pagaron un 24 % más por kWh que los clientes residenciales. Mientras tanto, el estado estratificó aún más los precios en cinco niveles según el uso total de electricidad por mes. Como muestra la Figura 4, un cliente de California que consumiera más de 34 kWh por día pagaría 37¢, precios de Nivel 5, por cada kWh por encima del límite de 34 kWh/día del Nivel 4. Dado su alto costo, hasta fines de la década de 1990, la mayor parte de la energía fotovoltaica se utilizó para satisfacer las demandas de los usuarios "fuera de la red". Desde entonces, sin embargo, se han vendido más paneles solares a clientes residenciales que a cualquier otro segmento individual. Los paneles, fijados al techo de una casa o un edificio de apartamentos, en muchos casos podrían dar a los hogares total o casi autosuficiencia en el suministro de energía. En los mercados que permitían la medición neta, los hogares también tenían la opción de vender su exceso de energía a la red. Bajo precios favorables ("tarifas de alimentación"), esta opción podría mejorar drásticamente la economía de un sistema fotovoltaico doméstico. Cada vez más, los sistemas solares también estaban encontrando un mercado entre las grandes instalaciones comerciales, como las grandes tiendas minoristas, los centros comerciales, los hospitales y los aeropuertos. En la mayoría de los casos, las celdas solares no fueron sustituidas por completo por la electricidad de la red y los clientes continuaron comprando de la red comercial. Algunos clientes comerciales instalaron sistemas fotovoltaicos como protección contra los altos precios de la electricidad, mientras que otros reconocieron los posibles beneficios de relaciones públicas de una inversión en “energía verde”. Las aplicaciones a escala de servicios públicos alguna vez se consideraron como el principal mercado potencial para la energía solar. Hasta fines de la década de 1990, por ejemplo, los concentradores parabólicos en tres sitios en el desierto de Mojave en California representaban más del 90 % de la capacidad solar instalada en el mundo.17 Sin embargo, los desafíos operativos y financieros habían dejado obsoleta esta visión. La empresa que construyó las instalaciones de Mojave, Luz International, cerró. Las torres solares también tardaron en despegar y solo se habían abierto unas pocas instalaciones experimentales, en su mayoría de menos de 1 MW, en California, España, Israel, Alemania y Australia.18