Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Año base para la estimación | 2025 |
| Período de datos de pronóstico | 2026 - 2031 |
| Volumen de mercado (2026) | 7.12 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 10.25 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 7.54% CAGR |
| Concentración de mercado | Media |
Principales actores *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado de energía solar de Canadá por Mordor Intelligence
El mercado de energía solar de Canadá en términos de base instalada se valoró en 6.58 gigavatios en 2025 y se espera que crezca de 7.12 gigavatios en 2026 para alcanzar 10.25 gigavatios en 2031, a una CAGR de 7.54% durante el período de pronóstico (2026-2031).
Los créditos fiscales federales a la inversión, la aceleración del cierre de centrales eléctricas de carbón y el aumento de los acuerdos corporativos de compra de energía están acelerando los plazos de contratación a escala de servicios públicos, incluso mientras los reguladores provinciales endurecen los procedimientos de interconexión. La decisión de Alberta, a principios de 2025, de poner fin a una pausa de siete meses en las aprobaciones de energías renovables liberó de inmediato más de 2 GW de capacidad lista para su implementación, lo que subraya que los plazos de concesión de permisos ahora determinan la velocidad de implementación más que los costos de la tecnología. El crédito del 30% para la fabricación de tecnología limpia de Ottawa, vigente desde marzo de 2024, ya está reduciendo los costos de los módulos en tierra hasta en un 12% y acortando los plazos de entrega de la cadena de suministro a menos de diez semanas para los desarrolladores de primer nivel. Los proyectos a escala de servicios públicos aún dominan la base instalada, pero el segmento fuera de la red eléctrica está creciendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 9.9% a medida que las comunidades indígenas adoptan microrredes de energía solar y almacenamiento para reemplazar el diésel. La presión competitiva está aumentando a medida que los fabricantes integrados verticalmente utilizan la producción nacional para ofrecer precios casi un 8% más bajos que los de los productores independientes de energía, sobre una base nivelada.
Conclusiones clave del informe
- Por tecnología, la energía solar fotovoltaica tenía el 100% de la participación en el mercado de energía solar de Canadá en 2025; las actualizaciones bifaciales están expandiendo el segmento a una CAGR del 7.54% hasta 2031.
- Por tipo de red, los activos dentro de la red representaron el 67.1% de la capacidad instalada en 2025, mientras que los sistemas fuera de la red están avanzando a una CAGR del 9.9% a medida que el desplazamiento del diésel se acelera en los territorios del norte.
- Por usuario final, las plantas a escala de servicios públicos representaron el 57.6% de la capacidad en 2025, pero los techos residenciales están creciendo más rápido a una CAGR del 10.2% gracias al fortalecimiento de los programas de medición neta en Ontario y Columbia Británica.
Nota: El tamaño del mercado y las cifras de pronóstico en este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos y conocimientos disponibles a enero de 2026.
Tendencias y perspectivas del mercado de energía solar de Canadá
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Aceleración de las subastas provinciales de RPS y energía limpia | + 1.8% | Alberta, Saskatchewan, Ontario | Mediano plazo (2-4 años) |
| Mandato acelerado de sustitución del carbón por energías renovables | + 1.5% | Alberta, Saskatchewan, Nueva Escocia | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Disminución del LCOE de los módulos fotovoltaicos bifaciales y TOPCon | + 1.2% | Nacional, con avances tempranos en Alberta y Ontario | Largo plazo (≥ 4 años) |
| PPA corporativos de los sectores de centros de datos y minería | + 1.0% | Ontario, Quebec, Columbia Británica | Mediano plazo (2-4 años) |
| Impuesto federal del 30 % sobre el comercio internacional (ITC) para la fabricación de tecnología limpia (Presupuesto 2024) | + 0.9% | Centros nacionales de fabricación en Ontario y Quebec | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Adopción de software de integración de red optimizado por IA | + 0.6% | Alberta, Ontario (redes IESO, AESO) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Aceleración de las subastas provinciales de RPS y energía limpia
Las adquisiciones competitivas en Alberta, Saskatchewan y Ontario continúan reduciendo los precios de las ofertas por debajo de CAD 50 por MWh y brindan a los desarrolladores certeza de ingresos a largo plazo que reduce los costos de deuda hasta en 50 puntos básicos. Los calendarios de subastas publicados con dos años de anticipación permiten a los proveedores asegurar contratos de módulos con anticipación, lo que a su vez reduce el riesgo de construcción y acelera los compromisos de balance de los inversores institucionales. [1] Operador independiente del sistema eléctrico, “Plan de adquisición de recursos 2026”, ieso.ca Los mecanismos de precios indexados, donde las tarifas se deslizan con la inflación pero limitan el aumento anual, protegen aún más los flujos de efectivo para los financiadores de fondos de pensiones.
Mandato acelerado de sustitución del carbón por energías renovables
Las regulaciones federales que pondrán fin a la generación de carbón para 2030 están obligando a las empresas de servicios públicos de Alberta y Saskatchewan a poner en funcionamiento la energía solar y el almacenamiento de reemplazo más rápido de lo previsto. Las centrales de carbón que se están retirando abastecen los corredores de transmisión existentes, lo que reduce los costos de conexión hasta en 200 millones de dólares canadienses por GW. Los nuevos parques solares instalados junto a las unidades desmanteladas acceden a subestaciones preconstruidas, lo que reduce entre nueve y doce meses los plazos del proyecto y aumenta las tasas internas de retorno en aproximadamente dos puntos porcentuales para patrocinadores como TransAlta y Capital Power.
Disminución del LCOE de los módulos fotovoltaicos bifaciales y TOPCon
La producción nacional de módulos bifaciales TOPCon con una eficiencia del 24.5 % comenzó en Ontario a finales de 2024, lo que redujo los precios de los módulos por debajo de los 0.16 USD por vatio tras los incentivos federales. Un mayor rendimiento eleva los factores de capacidad más del 20 % en el sur de Alberta, lo que permite a la energía solar competir directamente con los generadores de gas que alcanzaron su punto máximo de demanda, que en 2025 ocuparon el mercado de energía exclusiva de Alberta con un promedio de 87 CAD por MWh. Los costos de equilibrio del sistema se reducen un 10 % por vatio instalado, ya que se necesitan menos módulos para alcanzar la misma potencia.
PPA corporativos de los sectores de centros de datos y minería
Los operadores de hiperescala reservaron 2.3 GW de contratos solares a largo plazo para finales de 2025, y AWS y Microsoft firmaron acuerdos de más de 200 MW cada uno con precios inferiores a 50 CAD por MWh. Estos acuerdos estabilizan los flujos de caja, lo que permite a los proyectos obtener préstamos sin recurso a tasas 100 puntos básicos más económicas que las de las plantas comerciales. En minería remota, Teck Resources demostró que un sistema de 20 MW con energía solar y almacenamiento puede eliminar 12 millones de litros de diésel al año y reducir los gastos operativos en 18 millones de CAD.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Congestión en las colas de interconexión en Alberta y Ontario | -0.8% | Alberta, Ontario: provincias con operadores de red centralizados y corredores de transmisión con capacidad limitada | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Desajuste de irradiancia estacional que afecta los factores de capacidad | -0.5% | Nacional, con un impacto agudo en el norte de Ontario, Quebec y las provincias del Atlántico, donde los factores de capacidad invernal caen por debajo del 12 %. | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Aumenta la vigilancia antidumping sobre las importaciones de módulos asiáticos | -0.8% | Nacional, con un mayor escrutinio sobre los fabricantes del sudeste asiático con presuntos vínculos de propiedad china | Mediano plazo (2-4 años) |
| Escasez de mano de obra cualificada en provincias remotas | -0.5% | Saskatchewan, Manitoba, provincias del Atlántico y territorios del norte: regiones con una fuerza laboral limitada para la instalación de energía solar | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Congestión en las colas de interconexión en Alberta y Ontario
Los estudios de impacto en el sistema se extienden hasta 18 meses en Alberta y 24 meses en Ontario, lo que retrasa los flujos de efectivo de los proyectos y erosiona los retornos de los desarrolladores. [2] Operador del Sistema Eléctrico de Alberta, “Estudio de Integración Solar 2025”, aeso.ca Las vías rápidas para proyectos de menos de 50 MW acortan los plazos a nueve meses, pero los activos a escala de servicios públicos que representan el 58 % de las adiciones de capacidad provinciales siguen sujetos a revisiones prolongadas. Los estudios piloto de clúster que evalúan múltiples proyectos juntos pueden reducir los costos por proyecto en un 30 %, pero es improbable que se implementen por completo antes de 2027.
Desajuste de irradiancia estacional que afecta los factores de capacidad
El perfil de alta latitud de Canadá genera un desequilibrio en la producción durante seis meses que obliga a los operadores de la red a mantener generadores de gas para los picos de demanda invernales, lo que suma hasta 12 CAD por MWh a los costos del sistema. Las baterías de iones de litio de cuatro horas pueden cubrir las subidas diarias, pero son insuficientes durante los periodos de baja insolación de una semana. Los promotores responden combinando la energía solar con la eólica, que alcanza su pico máximo en invierno, lo que eleva los factores de capacidad combinados por encima del 38 % en híbridos como el proyecto Apuiat de 150 MW de Boralex.
Análisis de segmento
Por tecnología: la fotovoltaica domina, la CSP está ausente
Los sistemas fotovoltaicos representaron la totalidad de la base instalada en 2025 y se mantendrán como la única tecnología comercial hasta 2031, expandiéndose a la par con el mercado solar canadiense en general. Los avances en células bifaciales TOPCon han elevado la eficiencia de los módulos al 24.5 %, reduciendo los costos de instalación a 1,200 CAD por kW para plantas a gran escala. Los proyectos de inclinación fija están dando paso a seguidores de un solo eje que incrementan el rendimiento energético anual en un 20 %, una ganancia que compensa las pérdidas de radiación invernal.
Los indicadores de costo y rendimiento hacen que la energía solar concentrada sea económicamente inviable porque la irradiancia normal directa promedia solo 1,300 kWh por metro cuadrado en comparación con el valor de referencia de 2,000 kWh requerido para la competitividad de la CSP. [3] Recursos Naturales de Canadá, “Rendimiento fotovoltaico en Canadá”, nrcan.gc.ca Los formatos de celdas de medio corte, las interconexiones de múltiples barras colectoras y los inversores de cadena aumentan aún más la eficiencia de producción al tiempo que reducen los gastos de mantenimiento.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por tipo de red: Sobretensiones fuera de la red en regiones remotas
Las instalaciones conectadas a la red eléctrica mantuvieron el 67.1 % de su capacidad en 2025, impulsadas por los gasoductos de subasta de Alberta y Ontario. Sin embargo, los sistemas fuera de la red eléctrica están aumentando a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 9.9 %, a medida que las comunidades al norte de los 60° de latitud norte están reemplazando el diésel, cuyo coste es de 0.45 CAD por kWh. Recursos Naturales de Canadá financió 18 microrredes con una capacidad total de 35 MW en 2025, cada una combinando baterías de 4 a 8 horas de autonomía con paneles fotovoltaicos de entre 500 kW y 5 MW.
El ahorro en diésel se traduce en amortizaciones de seis a nueve años, incluso antes de los créditos del precio del carbono. Operadores mineros como Agnico Eagle han validado la rentabilidad al reducir 8 millones de litros de combustible al año en la planta de Meadowbank en Nunavut, lo que confirma un modelo que ahora se replica en Yukón y los Territorios del Noroeste.
Por usuario final: el sector residencial supera el crecimiento a escala de servicios públicos
Las instalaciones a gran escala aún representaban el 57.6 % de la capacidad total en 2025, pero el segmento residencial presenta el mayor crecimiento, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10.2 %. Las reformas de medición neta adoptadas en Ontario y Columbia Británica permiten a los hogares acumular excedentes de generación hasta por un año, lo que reduce drásticamente los plazos de amortización a seis años en un sistema de 5 kW con un precio cercano a los 2.50 CAD por vatio.
Los clientes comerciales e industriales les siguen de cerca, motivados por las tarifas horarias que pueden variar CAD 0.12 por kWh entre las horas punta y las horas valle. Integradores como Saturn Power combinan sistemas fotovoltaicos para tejados con baterías de 2 horas y software de respuesta a la demanda, lo que genera nuevas fuentes de ingresos en los mercados de subastas de capacidad y servicios auxiliares de Ontario.
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Análisis geográfico
Alberta controló el 42% de la capacidad solar nacional en 2025 gracias a un aislamiento superior y a un mercado de energía exclusiva que premia los activos flexibles durante las horas de mayor demanda. La eliminación de la suspensión de permisos de 2024-2025 generó 2 GW de proyectos listos para construir, y la provincia prevé que las adiciones solares representen entre el 35% y el 40% de toda la nueva generación para 2030. Ontario le siguió con el 28%, gracias a una licitación de capacidad limpia de 2 GW que podría asignar la mitad del volumen adjudicado a activos de energía solar con almacenamiento, cuya puesta en marcha está prevista para 2028.
Saskatchewan está creciendo rápidamente desde una base más pequeña, ya que la solicitud de 300 MW de SaskPower se dirige a sitios contaminados en centrales de carbón en desuso donde la transmisión ya está instalada, lo que reduce los costos de interconexión hasta en un 50 %. [4] SaskPower, “Solar RFP 2025”, saskpower.com Columbia Británica y Quebec históricamente se han apoyado en la energía hidroeléctrica, pero ahora ven una adopción más rápida de techos después de las revisiones de medición neta en 2025 que ampliaron las reglas de crédito acumulado para hogares y operadores de centros de datos.
Los territorios remotos del norte implementan microrredes de energía solar y almacenamiento para reemplazar el diésel importado. Dieciocho proyectos financiados, con un total de 35 MW, se basaron en la Iniciativa para la Energía Indígena sin Diésel de Recursos Naturales de Canadá, lo que generó ahorros de combustible de hasta un 75 % y redujo los costos de generación en 0.30 CAD por kWh. Las provincias atlánticas se encuentran rezagadas debido a la menor irradiación y a las limitaciones en la transmisión, aunque la licitación de 100 MW de Nova Scotia Power, anunciada en 2025, sugiere un impulso inicial, ya que la última unidad de carbón se retirará en 2030.
Panorama regulatorio
El despliegue de energía solar en Canadá se rige por las normas federales de descarbonización y los créditos fiscales reembolsables, junto con los permisos y requisitos de conexión a la red específicos de cada provincia. A nivel federal, el Reglamento de Electricidad Limpia (SOR/2024-263), publicado en diciembre de 2024, establece una trayectoria de cero emisiones netas para el sistema eléctrico para 2035 mediante límites anuales de emisiones para las unidades de combustibles fósiles. Esto refuerza la trayectoria de eliminación gradual del carbón y aumenta el valor de la generación no contaminante y los sistemas híbridos. El apoyo a la inversión se basa en el Crédito Fiscal Reembolsable para la Inversión en Tecnologías Limpias (hasta un 30 %) para equipos elegibles de generación eléctrica fotovoltaica adquiridos y disponibles para su uso desde el 28 de marzo de 2023 hasta el 31 de diciembre de 2034, complementado por el Crédito Fiscal para la Inversión en Electricidad Limpia (hasta un 15 %) con orientación técnica administrada por Recursos Naturales de Canadá.
Los marcos provinciales determinan la velocidad de ejecución y las cargas de cumplimiento. En Alberta, los proyectos están bajo la supervisión de la Comisión de Servicios Públicos de Alberta y se registran a través del Sistema Digital de Garantía Regulatoria (DRAS) bajo el Código de Prácticas para Operaciones de Energía Renovable Solar y Eólica, que eleva los requisitos de uso de la tierra, recuperación y operación a medida que se reinician los flujos de desarrollo después de la pausa de aprobación de 2024-2025. En Columbia Británica, la Ley de Proyectos de Energía Renovable (Permisos Simplificados) (vigente a partir del 1 de julio de 2025) amplía el rol del Regulador de Energía de BC, y el Reglamento BC 28/2026 bajo la Ley de Actividades de Recursos Energéticos introduce estándares para proyectos solares, incluida la prevención del deslumbramiento. En Nueva Escocia, las Regulaciones de Electricidad Renovable requieren que Nova Scotia Power Inc. adquiera al menos 160 GWh de electricidad renovable despachable anualmente desde 2025 hasta 2027. Esto respalda estructuras de adquisición de energía renovable firmes donde la energía solar puede participar a través de configuraciones respaldadas por almacenamiento o híbridas.
Panorama competitivo
El mercado canadiense de energía solar está moderadamente fragmentado. Las cinco empresas más grandes, Canadian Solar, Brookfield Renewable, Boralex, Innergex y EDF Renewables, controlaban conjuntamente alrededor del 48% de la capacidad instalada en 2025, pero ninguna superó el 12%. Los fabricantes integrados verticalmente aprovechan la producción nacional de módulos para ofrecer precios hasta un 8% inferiores a los de los desarrolladores independientes sobre el costo normalizado, mientras que empresas internacionales como EDF Renewables aprovechan las compras globales para obtener financiación a menor costo.
Las estrategias se centran en la localización de la cadena de suministro. Canadian Solar añadió 1 GW de capacidad de ensamblaje anual en Ontario gracias al crédito fiscal a la inversión del 30%, y Siemens Energy abrirá una línea de inversores de 500 MW en Quebec durante 2026. Brookfield Renewable se expandió mediante la adquisición de una cartera de 150 MW en Alberta en 2024, lo que indica una consolidación gradual. Desarrolladores de propiedad indígena como Lumos Energy continúan captando proyectos nicho fuera de la red eléctrica con modelos de equidad comunitaria que tienen eco en los programas federales de subvenciones.
El liderazgo tecnológico se está convirtiendo en un factor diferenciador. La planta Claresholm de 200 MW de Northland Power emplea inteligencia artificial para programar la descarga de la batería ante picos de precios, lo que aumenta la rentabilidad del proyecto en tres puntos porcentuales en el mercado comercial de Alberta. Las solicitudes de patentes para la optimización bifacial aumentaron un 35 % entre 2023 y 2025, y Canadian Solar y Siemens Energy presentaron el 40 % de las solicitudes.
Líderes de la industria de la energía solar en Canadá
canadiense solar inc.
Socios renovables de Brookfield
Boralex Inc.
Innergex Energía Renovable Inc.
EDF Renovables Canadá
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Junio de 2026: SaskPower y Greenwood Sustainable Infrastructure iniciaron la construcción de un importante proyecto solar a gran escala en Estevan, Saskatchewan, con el apoyo de 15 millones de dólares canadienses provenientes del Programa de Energías Renovables Inteligentes y Vías de Electrificación. Este proyecto sienta las bases para el desarrollo solar a gran escala a corto plazo en Saskatchewan y ejemplifica la colaboración entre el gobierno federal y la provincia para impulsar la expansión de la energía solar.
- Noviembre de 2025: e-STORAGE, filial de Canadian Solar Inc., fue contratada para prestar servicios EPC llave en mano y suministrar 1.86 GWh de almacenamiento de energía en baterías para el proyecto de almacenamiento de energía Skyview 2 en Ontario. Este contrato refuerza la posición de e-STORAGE en el desarrollo de la infraestructura de estabilización de la red eléctrica de Ontario y vincula a Canadian Solar de forma más directa con las necesidades de equilibrio del sistema a largo plazo que permiten una mayor penetración de la energía solar fotovoltaica.
- Diciembre de 2024: El Gobierno de Canadá anunció una financiación de 152 millones de dólares canadienses para nueve proyectos de electricidad limpia en Alberta a través del Programa de Vías Inteligentes para las Energías Renovables y la Electrificación. Este paquete de financiación apoya la modernización de la red eléctrica y la integración de energías renovables en la provincia con mayor producción solar de Canadá, lo que refuerza la conexión entre las iniciativas de preparación de la red de transmisión y los plazos de ejecución de los proyectos solares.
Alcance del informe sobre el mercado de energía solar de Canadá
La energía solar es la energía obtenida de los rayos del sol, convertida en energía térmica o eléctrica. Es la forma de energía más limpia y abundante en la naturaleza. Se aprovecha mediante la energía fotovoltaica, la calefacción y la refrigeración, y la energía solar concentrada. Gracias al desarrollo de tecnologías resilientes, hoy en día la energía solar se utiliza principalmente para generar electricidad en diversos sectores, como residenciales, industriales y comerciales.
El mercado canadiense de energía solar está segmentado por tecnología, tipo de red, usuario final y geografía. Por tecnología, el mercado se divide en energía solar fotovoltaica y solar concentrada. Por tipo de red, se divide en sistemas conectados a la red y aislados de ella. Por usuario final, se divide en instalaciones a gran escala, comerciales e industriales, y residenciales. Para cada segmento, el dimensionamiento y las previsiones del mercado se han basado en la capacidad instalada (GW).
por Tecnología
| Energía solar fotovoltaica (FV) |
| Energía solar concentrada (CSP) |
Por tipo de cuadrícula
| En la red |
| Fuera de la red |
Por usuario final
| Escala de servicios públicos |
| Comercial e Industrial (C&I) |
| Residencial |
Por componente (análisis cualitativo)
| Módulos/paneles solares |
| Inversores (de cadena, centrales y micro) |
| Sistemas de montaje y seguimiento |
| Equilibrio del sistema y eléctrico |
| Almacenamiento de energía e integración híbrida |
| por Tecnología | Energía solar fotovoltaica (FV) |
| Energía solar concentrada (CSP) | |
| Por tipo de cuadrícula | En la red |
| Fuera de la red | |
| Por usuario final | Escala de servicios públicos |
| Comercial e Industrial (C&I) | |
| Residencial | |
| Por componente (análisis cualitativo) | Módulos/paneles solares |
| Inversores (de cadena, centrales y micro) | |
| Sistemas de montaje y seguimiento | |
| Equilibrio del sistema y eléctrico | |
| Almacenamiento de energía e integración híbrida |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tamaño tendrá el mercado de energía solar de Canadá en 2026?
Se prevé que la capacidad instalada alcance los 7.12 GW en 2026, en línea con la trayectoria de una CAGR del 7.54 %.
¿Qué provincia está añadiendo capacidad solar más rápidamente?
Alberta lidera las incorporaciones debido a la alta insolación y a un mercado exclusivamente energético que agiliza el financiamiento y el despacho.
¿Qué incentivos apoyan la fabricación nacional de energía solar?
Un crédito fiscal reembolsable a la inversión del 30% introducido en 2024 reduce los costos de capital para la producción de módulos, inversores y estanterías.
¿Son económicos los sistemas solares fuera de la red en el norte de Canadá?
Sí, las microrredes ya reducen el uso de diésel hasta en un 75% y logran amortizaciones en un plazo de seis a nueve años, incluso antes de los créditos de carbono.
¿Cómo están influyendo los PPA corporativos en los nuevos proyectos?
Las empresas de centros de datos y minería aseguraron 2.3 GW de PPA para 2025, lo que generará ingresos financiables que reducen los costos de endeudamiento hasta en 100 puntos básicos.
