Análisis del tamaño y la cuota de mercado de la energía solar concentrada (CSP): tendencias de crecimiento y pronóstico (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado mundial de energía solar concentrada (CSP)

Disminución del LCOE para CSP con almacenamiento

Las curvas de costo nivelado para CSP combinado con almacenamiento de sales fundidas cayeron un 70% entre 2010 y 2024, alcanzando USD 0.092 por kWh en todo el mundo, mientras que los proyectos chinos llegaron a USD 0.069 por kWh a finales de 2024. ^{[3] Agencia Internacional de Energías Renovables, “Costos de generación de energía renovable 2024”, irena.org} Los diseños estandarizados de heliostatos, la fabricación local en China y los estados del Golfo, y la competencia impulsada por subastas respaldan esa caída, creando una base económica más sólida para el mercado de csp. La Fase 4 de Mohammed bin Rashid Al Maktoum de 950 MW de Dubái fijó una tarifa récord de USD 0.073 por kWh en 2023, demostrando competitividad frente a las turbinas de gas en mercados con restricciones de carbono. ^{[4] Autoridad de Electricidad y Agua de Dubái, “Detalles del Parque Solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum”, dewa.gov.ae} El almacenamiento de quince horas permite a las empresas de servicios públicos aplazar las grandes adquisiciones de baterías. Los mercados de capitales han comenzado a incorporar la menor volatilidad de los ingresos en los modelos de costo promedio ponderado de capital, lo que ha reducido la rentabilidad exigida del capital propio hasta en 150 puntos básicos en las financiaciones recientes. Los promotores ahora financian proyectos asumiendo una disminución anual del gasto de capital de entre el 5 % y el 7 % hasta 2030, lo que acelera el crecimiento de la cartera de proyectos en jurisdicciones con bajos subsidios.

Necesidad de la red de energías renovables despachables de larga duración

Los operadores globales de transmisión informan que están profundizando las rampas de carga neta a medida que aumenta la penetración solar. La "curva de pato" de California en la primavera de 2024 registró una rampa de 13 GW en tres horas, lo que agotó las reservas. Las baterías de iones de litio destacan por su capacidad de descarga en cuatro horas, pero se vuelven antieconómicas después de ocho horas, lo que deja un vacío que la CSP de sales fundidas suministra a un menor costo de vida útil. Las turbinas de CSP pueden arrancar en menos de diez minutos, ofreciendo inercia y respuesta de frecuencia sin degradación del ciclo de vida. Los marcos de crédito por capacidad ahora asignan a la CSP hasta el 85% de la potencia nominal en España, Sudáfrica y Chile, en comparación con el 30%-50% para los híbridos fotovoltaicos con batería. A medida que las redes apuntan a carteras de energías renovables 24/7, los planificadores están incorporando cada vez más cuotas mínimas de almacenamiento de larga duración en las adquisiciones de adecuación de recursos, lo que impulsa directamente el mercado de la energía solar concentrada.

Las subastas de políticas en MENA y China aceleran el desarrollo

El XIV Plan Quinquenal de China establece 15 GW de CSP operativa para 2030, frente a los 838 MW de 2024, y las subastas provinciales en Gansu, Qinghai y Mongolia Interior incluyen primas de alimentación vinculadas a las horas de almacenamiento. Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos y Egipto lanzaron licitaciones de energía solar híbrida de varios gigavatios con un límite inferior a 0.08 USD por kWh, lo que redujo los plazos de entrega al agrupar los derechos sobre el terreno, el acceso a la red y las garantías soberanas. La torre Dunhuang de 100 MW de Shouhang High-Tech demostró su viabilidad financiera, impulsando una ola de construcción de 3.3 GW. En conjunto, estos marcos permiten que los proyectos obtengan permisos en menos de 24 meses, mucho más rápido que los procesos europeos tradicionales, lo que posiciona a las subastas de políticas como un catalizador clave para el mercado de la energía solar concentrada.

Acoplamiento entre procesos industriales, calor y energía verde e hidrógeno

El calor industrial entre 150 °C y 565 °C representa cerca del 20 % de la demanda energética final mundial, y la energía termosolar de concentración (CSP) puede cubrir ese rango sin emisiones de combustión, creando nuevas oportunidades para el mercado de la CSP más allá de la generación de electricidad. La planta de colectores parabólicos de 30 MW de Heineken España reduce las importaciones de gas en 18 000 t anuales. El proyecto NEOM de Arabia Saudí combina una planta CSP de 300 MW con una planta de hidrógeno de 50 000 t anuales, utilizando el calor de la torre para aumentar la eficiencia del electrolizador. Los primeros proyectos piloto en Alemania y Australia prueban la disociación termoquímica del agua a más de 800 °C, temperatura a la que apuntan las torres de energía de próxima generación. Estas integraciones industriales diversifican los ingresos, acortan los plazos de compra y reducen la exposición a los precios de mercado, elevando las tasas internas de retorno proyectadas en 120 puntos básicos de media.

El descenso de los costes de la energía fotovoltaica y las baterías socava las ofertas de la CSP

Los módulos fotovoltaicos cayeron otro 12% interanual en 2024, mientras que los paquetes de iones de litio son un 89% más baratos que en 2010, lo que permite que los híbridos de cuatro horas superen las subastas a cerca de 0.055 USD por kWh en mercados de alta irradiación. Las licitaciones australianas de 2024-2025 no adjudicaron proyectos de CSP, y Estados Unidos no ha anunciado nuevos proyectos de CSP desde 2020, ya que los inversores prefieren proyectos fotovoltaicos más rápidos y de eficacia probada. A menos que las convocatorias de propuestas exijan explícitamente una descarga superior a ocho horas o que los límites de carbono favorezcan a la CSP, la competitividad de las ofertas seguirá erosionando la cuota de mercado de la energía solar concentrada a corto plazo.

Alto CAPEX inicial y fondos de financiación de proyectos limitados

El costo promedio de instalación de CSP se situó en 3,677 USD por kW en 2024, aproximadamente 3.7 veces los valores de referencia de la energía fotovoltaica. La construcción se extiende hasta cinco años, lo que implica un alto riesgo cambiario y de tasas de interés para los proyectos. Solo 6000 millones de USD de la inversión en CSP de entre 40 000 y 50 000 millones de USD que la Agencia Internacional de la Energía considera necesaria para 2030 se comprometieron en 2024-2025. Los bancos multilaterales cubren algunas deficiencias, pero sus límites de préstamos limitan la diversificación, lo que ralentiza los beneficios de la curva de aprendizaje en la industria de la energía solar concentrada.

Análisis de segmento

Por tecnología: las torres de energía cierran la brecha

El tamaño del mercado de energía solar concentrada para sistemas de colectores cilindroparabólicos se situó en 4.86 ​​GW en 2025, lo que equivale al 66.7 % de la capacidad total. Sin embargo, las torres de energía se están expandiendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16.8 %, de camino a 7.3 GW para 2031. Las torres de energía alcanzan los 565 °C, integran almacenamiento de 15 horas y aseguraron 100 MW en la Fase 4 de Dubái en 2023. Si bien las torres tienen una prima de coste del 15 % al 20 %, las subastas españolas de 2025 les otorgaron créditos de capacidad del 85 %, frente al 70 % de los colectores cilindroparabólicos, lo que inclinó la tendencia hacia nuevos pedidos. Los sistemas Fresnel lineal y de disco Stirling siguen siendo nicho, representando en conjunto menos del 3 % de las instalaciones de 2025, pero los sistemas Fresnel encuentran impulso en proyectos de calor de proceso donde las limitaciones de terreno y las necesidades de menor temperatura dominan la economía.

Las tasas de aprendizaje de la inversión de capital favorecen a las torres a medida que mejora la automatización de los helióstatos y los ciclos de CO₂ supercríticos apuntan a una eficiencia de turbina del 50 % para 2030. Los sistemas de canalización continúan en las modernizaciones híbridas que reutilizan turbinas y equipos de equilibrio de planta, lo que reduce la inversión de capital en la repotenciación hasta en un 40 %. La elección de la tecnología ahora depende menos del diseño óptico y más de la duración del despacho y la integración del almacenamiento, un cambio que mantendrá el mercado de la energía solar concentrada diversificado, pero con un mayor peso en las torres, durante la década.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por fluido de transferencia de calor: la sal fundida amplía el alcance

Las sales fundidas representaron el 58.5% de las instalaciones en 2025 y se prevé que alcancen el 70% para 2031, lo que sustentará 9.6 GW del tamaño proyectado del mercado de energía solar concentrada al final del período de pronóstico. Su doble uso como fluido de trabajo y medio de almacenamiento comprime el volumen del tanque, como lo demuestra el sistema de almacenamiento de 5,907 MWh de Dubái. El petróleo sintético continúa perdiendo terreno ante la degradación térmica por encima de los 400 °C, mientras que las pruebas de generación directa de vapor en España buscan una menor inversión de capital, pero enfrentan la complejidad del sistema de control. Los proyectos piloto de CO₂ supercrítico en Nuevo México validaron una operación de 10,000 horas en 2024, ofreciendo una eficiencia de ciclo potencial del 50% que podría impulsar nuevas alternativas a las sales.

La regulación favorece indirectamente a la sal, donde las normas ambientales aumentan los costos de contención de los aceites sintéticos. El dominio de China en la producción de nitratos sigue representando un riesgo para el suministro; sin embargo, han comenzado a surgir contratos marco a largo plazo que suavizan las fluctuaciones de precios. La transición hacia temperaturas de operación más altas consolida la sal fundida como el medio de referencia, consolidando las curvas de costos en el mercado de la energía solar concentrada.

Por rango de capacidad: las plantas de escala media cobran impulso

Las plantas de más de 150 MW dominaron la capacidad en 2025 con 3.6 GW, pero los proyectos de 50 a 150 MW muestran el crecimiento más rápido, con una CAGR del 19.3 % hasta 2031. Una torre de 100 MW con almacenamiento de 12 horas alcanzó el cierre financiero en el proyecto Redstone de Sudáfrica en 2024, gracias a una combinación de deuda comercial y de bancos de desarrollo. Este cambio hacia desarrollos de tamaño mediano está ganando terreno en todo el mercado de la energía termosolar de concentración (CSP). Los diseños de menos de 150 MW se adaptan a bloques de una sola turbina, lo que simplifica el dimensionamiento de la deuda y los plazos de construcción a menos de 36 meses, características que resultan atractivas para los prestamistas que desconfían de los megaproyectos multifase.

Las plantas de menos de 50 MW ocupan nichos de autogeneración industrial y minería fuera de la red, donde el ahorro en los costos del diésel justifica una mayor inversión de capital por unidad. Los incentivos políticos en la provincia china de Qinghai, incluyendo la interconexión rápida a la red, hicieron del tramo de 100-150 MW una opción atractiva para los inversores nacionales. Junto con los paquetes modulares de receptores de torre, se prevé que los proyectos de mediana escala capturen una porción cada vez mayor del mercado de la energía solar concentrada hasta 2031.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

Europa mantuvo una capacidad de 2.34 GW en 2025, equivalente al 32.1 % de la base global, pero el crecimiento es moderado, ya que las subastas favorecen a los sistemas híbridos fotovoltaicos con baterías. El Solgest-1 de España, un colector solar de vapor directo de 110 MW, es el único nuevo proyecto de energía solar de concentración (CSP) europeo en construcción, cuya puesta en marcha está prevista para 2026. La incertidumbre política y los abundantes recursos eólicos marinos en el norte de Europa limitan su adopción, lo que restringe las oportunidades de expansión en el mercado de la energía solar de concentración.

Oriente Medio y África registraron la expansión más rápida, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22.5 %. La cartera de proyectos de 2.6 GW de Arabia Saudí, el complejo de 950 MW en operación de los Emiratos Árabes Unidos y la licitación de 600 MW de Egipto respaldan este impulso. El complejo Noor de Marruecos demuestra la viabilidad de la CSP en el norte de África, impulsando estudios de viabilidad en Túnez y Argelia, mientras que en 2024 se evaluó una expansión de 200 MW en Noor. Las reglas de la subasta incluyen garantías soberanas, minimizando el riesgo de la deuda externa y contribuyendo al rápido crecimiento del mercado de la energía termosolar de concentración (CSP) en la región.

El crecimiento en Asia-Pacífico está centrado en China. Con una capacidad operativa de 838 MW en 2024, China tiene 3.3 GW en construcción y aspira a alcanzar los 15 GW para 2030, respaldada por primas provinciales de alimentación para almacenamiento de ≥10 horas. Las ambiciones de la India en materia de energía solar de concentración (CSP) se estancaron después de que solo se completaran 225 MW de la cuota original de 500 MW de la Misión Jawaharlal Nehru, y el proyecto Aurora de Australia sigue sin financiación. La flota existente de 1.7 GW de Norteamérica no ha visto nuevos proyectos desde 2014, lo que refleja la preferencia de los inversores por el almacenamiento fotovoltaico con crédito mejorado. Sudamérica solo alberga el Cerro Dominador de Chile, de 110 MW, y las propuestas posteriores de CSP se han visto relegadas por la política nacional de fabricación de baterías de litio, lo que pone de manifiesto las disparidades regionales dentro del mercado de la energía solar de concentración.