Análisis del tamaño y la cuota de mercado de la energía solar en Francia: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado de energía solar en Francia

La transición de FiT a CFD sustenta la TIR del inversor

La transición de tarifas establecidas administrativamente a subastas competitivas de CFD redujo la exposición de los contribuyentes, a la vez que brindó a los promotores una certeza de ingresos durante 20 años. La licitación de 2024 para proyectos en tierra se liquidó a 54.45 EUR/MWh, frente a los 63.3 EUR/MWh del año anterior; sin embargo, las tasas internas de retorno sin apalancamiento se mantuvieron cerca del 7-8%, ya que los bancos suscribieron flujos de efectivo contratados en lugar de precios comerciales. Los productores de energía independientes captaron el 48% del volumen adjudicado, lo que demuestra que los CFD democratizan la participación y diversifican el mercado solar francés. Las cláusulas de caducidad de las fianzas de licitación ahora obligan a los promotores a alcanzar el cierre financiero en un plazo de 18 meses, lo que impulsa reservas tempranas de conexión a la red y prácticas de diligencia debida más rigurosas. La estructura también permite al estado recuperar el exceso de ingresos si los precios spot superan el precio de ejercicio, preservando así el apoyo público a las energías renovables.

LCOE en descenso y precios de liquidación de subastas

El LCOE a escala de servicios públicos cayó a 42-48 EUR/MWh en 2024, ya que las eficiencias bifaciales alcanzaron el 21-22% y la adopción de seguidores aumentó los rendimientos en un 15-20%. Las subastas de techos reflejaron este descenso, con un promedio de 89 EUR/MWh para sistemas de 100-500 kW en 2024, frente a los 105 EUR/MWh de 2023. Los desarrolladores respondieron optimizando las cadenas de suministro y estandarizando los diseños para proteger los márgenes de dos dígitos. Los compradores corporativos aprovecharon rápidamente la oportunidad: un PPA de 15 años firmado por TotalEnergies en 2024 fijó el precio de la energía en 52 EUR/MWh, que es más barato que las tarifas minoristas y por debajo de la paridad de red. ^{[2] TotalEnergies, “Solar PPA Press Release, 2024,” totalenergies.com} Los menores costos de generación han acortado los períodos de recuperación de la inversión para los arreglos detrás del contador a menos de seis años, catalizando la adopción distribuida en el mercado de energía solar de Francia.

Plan Solar 2030: Objetivo de 60 GW

El borrador del plan PPE3 obliga a Francia a triplicar la capacidad solar instalada para 2030, lo que se traduce en 6-8 GW de adiciones anuales. CRE impulsó los volúmenes de subasta de instalaciones en suelo a 3 GW por año, con 2 GW adicionales destinados a instalaciones en tejados y agrofotovoltaicas, lo que garantiza la visibilidad de la cartera de proyectos. Las regiones adaptan la implementación: Occitania, rica en sol, planea 12 GW para 2030, mientras que Île-de-France, densamente poblada, depende del despliegue en tejados para equilibrar el uso del suelo. RTE estima que se necesitan 100 000 millones de euros para fortalecer la red para 2035 para absorber una penetración de renovables superior al 50 %, lo que subraya la importancia de la inversión en red sincronizada. Sin ella, hasta 10 GW de proyectos adjudicados corren el riesgo de quedar bloqueados, lo que modera las perspectivas, por lo demás sólidas, del mercado francés de la energía solar.

Fotovoltaica obligatoria en estacionamientos y grandes techos

Según la legislación APER de 2023, los aparcamientos de más de 1,500 m² y las azoteas de más de 500 m² deben instalar energía fotovoltaica entre 2026 y 2028. Esta norma podría liberar entre 3 y 5 GW de capacidad distribuida, especialmente para comercios minoristas, logística e instalaciones industriales. Empresas como Carrefour anunciaron un programa de 200 MW en 2024, mientras que Amazon aspira a 150 MW en su red logística francesa. Los modelos de arrendamiento llave en mano y propiedad de terceros permiten a los propietarios cumplir con la normativa sin necesidad de inversión de capital. Si bien persisten las barreras técnicas, como los límites de carga de los tejados, los códigos de incendios y las mejoras de la red, los proyectos que cumplen la normativa se benefician de las normas de autoconsumo que permiten a los compradores utilizar hasta el 80 % de la generación in situ.

Cola de conexión a la red y retrasos en los permisos

Los tiempos promedio de conexión se alargaron a 18-24 meses en 2024, ya que las subestaciones de RTE no pudieron satisfacer el aumento de solicitudes. Las evaluaciones de impacto ambiental ahora tardan entre 12 y 18 meses bajo normas de biodiversidad más estrictas, mientras que las apelaciones se suman a un año más, lo que pone entre el 20 % y el 25 % de la capacidad subastada en peligro de incumplir los plazos de puesta en servicio. Si bien en 2024 se introdujeron procedimientos acelerados para proyectos a lo largo de vías férreas y carreteras, el aumento de los costos del terreno ha ralentizado su aceptación. También se avecinan restricciones de financiación; RTE invierte entre 2000 y 3000 millones de euros anuales, frente a una necesidad de 100 000 millones de euros hasta 2035, lo que implica cuellos de botella sostenidos que podrían frenar el mercado francés de energía solar.

Volatilidad del precio del módulo

El exceso de oferta de polisilicio chino redujo los precios de los módulos entre un 35 % y un 40 % entre 2023 y mediados de 2024, y amenazó con recuperarse tras el inicio de las investigaciones antidumping en Europa. Las fluctuaciones de precios debilitaron los contratos de ingeniería, adquisición y construcción a precio fijo firmados meses antes, lo que redujo los márgenes hasta un 12 % y provocó renegociaciones. Aranceles de hasta el 25 % podrían elevar los costes de los módulos en 0.03 EUR/W, lo que incrementaría el gasto de capital entre un 5 % y un 7 %. Las grandes empresas se protegieron firmando acuerdos plurianuales con proveedores del sudeste asiático, pero los pequeños promotores carecen de poder de negociación, lo que aumenta los costes de financiación entre 25 y 50 puntos básicos, ya que las entidades crediticias exigen cláusulas de escalada de precios.

Análisis de segmento

Por tecnología: el predominio fotovoltaico refleja el perfil de insolación

La energía solar fotovoltaica representó el 100.00% de las instalaciones, lo que subraya el dominio absoluto de la energía fotovoltaica en el mercado solar francés con 27.72 GW en 2025. La energía solar concentrada (CSP) sigue estando ausente comercialmente debido a que la irradiancia normal directa rara vez supera los 1,400 kWh/m², muy por debajo del umbral de viabilidad de la CSP. Los módulos de silicio cristalino tienen una cuota de mercado del 95%, mientras que los paneles bifaciales ahora aparecen en el 45% de los conjuntos de paneles montados en tierra, lo que mejora el rendimiento entre un 10% y un 15%. Las células tándem de perovskita-silicio alcanzaron una eficiencia del 28% en entornos piloto, lo que sugiere futuras mejoras. La energía fotovoltaica flotante es pequeña, pero está creciendo en embalses donde el terreno es escaso, y las licitaciones de CRE continúan priorizando los proyectos híbridos que integran almacenamiento.

El mercado francés de energía solar se beneficia de una rápida madurez tecnológica, como lo demuestra la penetración del 60% de los seguidores monoaxiales en las provincias del sur y las herramientas digitales de gestión de activos que aumentan los ratios de rendimiento entre 2 y 3 puntos porcentuales. Las políticas públicas refuerzan la ventaja competitiva de la energía fotovoltaica; el 80% de la capacidad subastada se asigna a sistemas fotovoltaicos sobre suelo y sobre tejado, mientras que el resto se reserva para diseños híbridos o agrofotovoltaicos. De cara al futuro, las fábricas nacionales de módulos, como la instalación de heterojunción de 3.4 GW de Carbon, mejoran la resiliencia de la cadena de suministro y podrían cumplir con las normas de contenido local para 2026.

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

Por tipo de red: Los sistemas en red impulsan la escala

Los activos conectados a la red representaron el 99.03 % de la cuota de mercado de energía solar francesa en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 20.02 % hasta 2031, superando las incorporaciones totales gracias al volumen de subastas de inmuebles comerciales y a los contratos de compraventa de energía (PPA) corporativos. Las plantas a escala de servicios públicos de más de 5 MW suministraron el 54.50 % de la capacidad conectada a la red, mientras que los sistemas comerciales sobre tejado captaron el 35.00 % y los residenciales el 10.50 %. Los promotores aprovechan los contratos por diferencia (CfD) para obtener flujos de ingresos rentables, mientras que los clientes comerciales e industriales despliegan sistemas detrás del contador (detrás del contador) para evitar las tarifas minoristas de 0.18 EUR/kWh y las tarifas de red.

Las instalaciones fuera de la red se mantienen por debajo del 1% del tamaño del mercado de energía solar francés, limitado a territorios insulares y granjas remotas. Sin embargo, el aumento del coste del diésel fomenta las minirredes híbridas en Córcega, donde EDF instaló 12 MW de capacidad de energía solar y baterías en 2024. La medición neta para la generación excedente está limitada a 0.10 EUR/kWh, una tarifa en revisión a medida que los operadores de la red reevalúan los mecanismos de recuperación de costes ante una mayor penetración distribuida.

Por el usuario final: El segmento C&I se acelera gracias a la economía de los PPA

Las plantas a escala de servicios públicos representaron el 54.18 % del mercado francés de energía solar en 2025, pero los emplazamientos comerciales e industriales muestran la expansión más rápida, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 24.05 % hasta 2031, gracias a las normas obligatorias para la instalación en tejados y a la financiación accesible de terceros. La amortización se sitúa ahora por debajo de los seis años, ya que el coste nivelado de la energía fotovoltaica (LCOE) se sitúa entre 0.08 y 0.10 EUR/kWh, muy por debajo de las tarifas minoristas. Los contratos de compraventa de energía (PPA) corporativos se dispararon hasta los 850 MW en 2024, reduciendo la brecha entre la demanda y la oferta de energía verde.

Los sistemas residenciales aportan diversidad, pero solo contribuyen al 10.00% de la capacidad, ya que el tamaño promedio de los sistemas es inferior a 5 kW y las opciones de financiación siguen siendo escasas. Aun así, las tarifas de alimentación de 0.13-0.17 EUR/kWh, junto con el aumento de los precios de la electricidad, impulsan una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 14.58% en la adopción de la energía por parte de los hogares. El crecimiento a escala de servicios públicos continúa a una TCAC del 16.44%, pero los conflictos por el uso del suelo y los retrasos en la tramitación de permisos suponen un mayor riesgo de ejecución.

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

Análisis geográfico

Las regiones meridionales de Occitania, Provenza-Alpes-Costa Azul y Nueva Aquitania representaron el 54.65 % de la capacidad nacional en 2025, gracias a que la irradiancia supera los 1,600 kWh/m² y a la abundancia de terrenos para instalaciones a gran escala. Solo Occitania opera 8 GW y su objetivo es alcanzar los 12 GW para 2030 mediante una normativa simplificada para la agrofotovoltaica que permite el uso dual del suelo. Sin embargo, las colas en la red eléctrica generan retrasos de entre 12 y 18 meses en la puesta en servicio. Provenza-Alpes-Costa Azul está realizando pruebas con fotovoltaica flotante y requiere 1.2 millones de euros en mejoras de la red para absorber su parque de 4.5 GW. Nueva Aquitania es un foco de interés para los proyectos piloto de agrofotovoltaica, con un total de 250 MW de capacidad compatible con la viticultura en 2024.

Las provincias del norte, Île-de-France, Hauts-de-France y Grand Est, concentran el 40.35% de las instalaciones. Île-de-France añadió 400 MW de instalaciones sobre tejado en 2024, a pesar de la menor cantidad de horas de sol, gracias al cumplimiento de la normativa APER y a los contratos de compraventa de energía (PPA) de centros de datos. La reurbanización de terrenos industriales abandonados impulsa el crecimiento a gran escala en Hauts-de-France y Grand Est, donde se pusieron en funcionamiento 600 MW en 2024 en terrenos industriales recuperados. Córcega y los departamentos de ultramar representan el 5.00% de la capacidad, con licitaciones dedicadas a la construcción de edificios comerciales y tarifas de 0.18-0.22 EUR/kWh para compensar los mayores costes logísticos.

Se prevé un ligero reequilibrio en la combinación de ubicaciones, ya que los mandatos de tejados aumentan la cuota de mercado en el norte, aunque la mayor irradiación consolida el liderazgo en el sur. Los plazos de tramitación de permisos regionales aún varían considerablemente: de 10 a 12 meses en Occitania frente a hasta 18 meses en Île-de-France, una disparidad que influye en la selección del emplazamiento. El plan de inversión de RTE destina el 60 % del gasto en red a los corredores del sur, lo que refuerza el papel dominante de estas regiones en el mercado francés de energía solar.

Panorama regulatorio

Francia apoya la energía solar principalmente a través del marco de obligación de compra y complemento de remuneración, implementado mediante licitaciones competitivas. La Comisión de Regulación de la Energía (CRE) supervisa el diseño de las licitaciones, las tarifas y las expectativas de cumplimiento. Con el tiempo, el mercado ha evolucionado desde las antiguas tarifas de alimentación hacia subastas de contratos por diferencia a 20 años, y la Ley n.º 2023-175 (10 de marzo de 2023, aceleración de las energías renovables) incorpora instrumentos de planificación como las zonas de aceleración de energías renovables, que afectan a la ubicación y los procesos de obtención de permisos.

En 2026, las consultas de CRE señalaron normas de elegibilidad y evaluación más estrictas para los nuevos volúmenes de energía fotovoltaica. Esto incluyó criterios relacionados con la resiliencia para las licitaciones de instalaciones terrestres, alineados con los requisitos de la Ley de la Industria de Energías Netas Cero de la UE (opinión de CRE del 16 de abril de 2026) y una directriz actualizada para el marco tarifario S21 para edificios, hangares y marquesinas que enfatiza el autoconsumo y una menor remuneración por excedentes (opinión de CRE del 29 de abril de 2026). Más allá del diseño de apoyo, las obligaciones de cumplimiento siguen siendo un factor material: las instalaciones bajo contratos de compra subvencionados requieren inspecciones obligatorias por parte de organismos certificados a cargo del productor, lo que refuerza la calidad y la conformidad con la conexión a la red a medida que aumentan los volúmenes.