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) | 277.27 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 492.16 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 12.14% 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 fotovoltaica (FV) en Norteamérica por Mordor Intelligence
El tamaño del mercado de energía solar fotovoltaica (FV) en Norteamérica se valoró en 247.25 gigavatios en 2025 y se estima que crecerá de 277.27 gigavatios en 2026 a 492.16 gigavatios en 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 12.14 % durante el período de pronóstico (2026-2031).
Esta trayectoria refleja sólidos incentivos federales, la reducción de los costos del sistema y los ambiciosos objetivos corporativos de descarbonización. Los proyectos a escala de servicios públicos siguen dominando los volúmenes de construcción, pero las instalaciones residenciales y detrás del medidor se están acelerando a medida que los retrasos en la interconexión impulsan a los desarrolladores hacia opciones de comercialización más rápidas. Los fabricantes integrados verticalmente están ampliando la capacidad nacional para obtener puntos de bonificación del Crédito Fiscal a la Inversión (ITC) vinculados a los requisitos de contenido estadounidense, mientras que los inversores que forman la red y el almacenamiento coubicado están mejorando el valor operativo de los nuevos activos. La fabricación localizada en México, junto con los incentivos provinciales en Canadá, está ampliando la participación geográfica, incluso cuando Estados Unidos retiene la mayor parte de las implementaciones.
Conclusiones clave del informe
- Por tipo de red, las instalaciones dentro de la red representaron el 96.12 % de la participación en el mercado de energía solar fotovoltaica de América del Norte en 2025, mientras que los sistemas fuera de la red están avanzando a una CAGR del 21.30 % hasta 2031 a medida que minas, granjas y sitios de telecomunicaciones remotos instalan sistemas híbridos de energía solar y almacenamiento.
- Por usuario final, los activos a escala de servicios públicos lideraron con una participación en los ingresos del 72.45 % en 2025; se prevé que el segmento residencial se expanda a una CAGR del 19.15 % entre 2026 y 2031.
- En 2025, Estados Unidos domina el panorama regional, con una cuota de mercado del 90.65 %. Mientras tanto, México destaca como la región de más rápido crecimiento, con una impresionante tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 14.08 %.
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 fotovoltaica (FV) en Norteamérica
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Inversión en IRA e incentivos ampliados de ITC | 3.5% | Estados Unidos (principalmente), propagación a Canadá a través de cadenas de suministro transfronterizas | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Disminución del LCOE para la energía solar a gran escala | 2.8% | Estados Unidos (Texas, California, Florida), México (Sonora, Chihuahua) | Mediano plazo (2-4 años) |
| PPA corporativo y compromisos de cero emisiones netas | 1.9% | Estados Unidos (centros tecnológicos: California, Texas, Virginia), Canadá (Alberta, Ontario) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Adopción de inversores formadores de red | 1.2% | Estados Unidos (California, Texas, Hawái), primeros pilotos en Ontario | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Impulso de agregación de VPP residencial | 1.4% | Estados Unidos (California, Texas, Arizona, Vermont), adopción limitada en Canadá | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Construcción de módulos y polisilicio doméstico | 1.6% | Estados Unidos (Ohio, Alabama, Georgia, Luisiana, Indiana) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Inversión en la Ley de Reducción de la Inflación e Incentivos Extendidos del ITC
El crédito fiscal base del 30%, extendido hasta 2032, sustenta la economía de los proyectos en todo el mercado de energía solar fotovoltaica de América del Norte. Los desarrolladores pueden sumar 10 puntos porcentuales adicionales por el cumplimiento del contenido nacional y otros 10 puntos por ubicar en antiguas comunidades de combustibles fósiles, elevando el crédito efectivo al 50% para los proyectos que califican. Más de 50 mil millones de dólares en nuevos anuncios de manufactura en EE. UU. desde 2022 reflejan este diseño, incluido un compromiso de préstamo de 1.45 mil millones de dólares del Departamento de Energía que elevará el complejo de Qcells en Georgia a 8.4 GW de capacidad totalmente integrada. [1] Qcells, “DOE Loan Commitment Announcement”, qcells.com La bonificación por contenido nacional requiere acero 100% de origen estadounidense y al menos un 55% de costo de producto nacional, lo que impulsa la integración hacia atrás en la producción de polisilicio y obleas. Los agregadores de comunidades de bajos ingresos están dirigiendo la generación distribuida hacia distritos censales históricamente desatendidos, apoyando la adopción equitativa y ampliando el mercado residencial direccionable.
Costo nivelado decreciente de la energía para energía solar a escala de servicios públicos
El costo nivelado sin subsidio de la energía solar a gran escala cayó a USD 46 por MWh para proyectos de 2024, y el ITC lo reduce a USD 31 por MWh, subvalorando la nueva capacidad de ciclo combinado de gas en aproximadamente un 20%. Las eficiencias de los módulos superiores al 24% para los diseños TOPCon y de heterounión, combinados con seguidores de un solo eje en el 85% de las nuevas construcciones, están aumentando los factores de capacidad neta y reduciendo los costos del balance del sistema. Los módulos bifaciales ahora representan más del 60% de las adquisiciones en EE. UU. y agregan una ganancia de energía del 5% al 10% en sitios de alto albedo. [2] Laboratorio Nacional de Energía Renovable, “Rendimiento de campo de módulos bifaciales”, nrel.gov Los costos de capital promediaron USD 1.43 por WAC-watt en 2024, lo que permitió a los desarrolladores en Texas y el suroeste firmar acuerdos de compra de energía por debajo de USD 30 por MWh que reemplazan los retiros de carbón y aplazan la construcción de generadores de pico de gas.
PPA corporativo y compromisos de cero emisiones netas
Las empresas norteamericanas contrataron más de 15 GW de PPAs renovables en 2024, de los cuales la energía solar representó casi el 60% del volumen. El acuerdo de suministro de 12 GW y 8 años entre Microsoft y Qcells marcó un cambio desde los PPAs a nivel de proyecto hacia la adquisición de módulos upstream que garantiza el precio y el cumplimiento de las normas de contenido nacional años antes de la puesta en servicio. Los compradores de centros de datos y fabricantes están combinando contratos solares con almacenamiento en coubicación para cumplir con las obligaciones de carga horaria, generalmente con una prima del 10% al 15% respecto a los contratos exclusivamente solares. La Alianza de Compradores de Energía Renovable informa que tres cuartas partes de las empresas de Fortune 500 con objetivos de cero emisiones netas ahora exigen la adquisición de energía limpia con plazos ajustados, lo que impulsa la demanda de certificados libres de carbono 24/7.
Adopción de inversores formadores de red
Los inversores de formación de red que sintetizan voltaje y frecuencia de forma autónoma están pasando de ser proyectos piloto a estándares de mercado a medida que la penetración solar supera el 30% de la carga en California, Texas y Hawái. La Orden FERC 2023 exige que las nuevas solicitudes de interconexión demuestren capacidad de formación de red o una contribución equivalente a la potencia del sistema, lo que acelera la adopción de la norma IEEE 2800. La lista de proyectos de la ISO de California para 2024 incluye más de 40 GW en proyectos de energía solar con almacenamiento equipados con controles de formación de red, una configuración que puede acortar los plazos de interconexión entre 12 y 18 meses al reducir las necesidades de modernización de la transmisión. A escala residencial, la serie de microinversores IQ9 de Enphase incorpora la funcionalidad de formación de red, lo que permite que los sistemas de tejado proporcionen soporte de tensión durante eventos de perturbaciones.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Cuellos de botella en la interconexión y la transmisión | -2.1% | Estados Unidos (MISO, PJM, SPP, ERCOT), Canadá (Alberta, Ontario) | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Aumento de los costos de financiamiento impulsados por los tipos de interés | -1.8% | Estados Unidos (todas las regiones), Canadá (Ontario, Quebec), México (impacto limitado debido al financiamiento local) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Acciones relacionadas con la legislación comercial de EE. UU. e interrupciones de la OMR | -1.3% | Estados Unidos (desarrolladores dependientes de las importaciones), propagación a Canadá a través de cadenas de suministro compartidas | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Oposición a la ubicación por motivos de uso del suelo y biodiversidad | -0.9% | Estados Unidos (Ohio, Virginia, Nueva York, estados agrícolas del Medio Oeste) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Cuellos de botella en la interconexión y la transmisión
La cola de interconexión regional superó los 2,600 GW en 2024, con la energía solar representando 1,086 GW, sin embargo, históricamente, solo entre el 15 % y el 20 % de la capacidad en cola llega a operar. [3] Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley, “En cola: Tendencias de interconexión 2025”, lbl.gov El tiempo medio de cola se extendió a 5 años, en comparación con los 2 años de 2015. Los estudios de clústeres exigidos por la Orden 2023 de la FERC están diseñados para agilizar las revisiones, pero los retrasos en la implementación han dejado a los desarrolladores con altos riesgos de depósito mientras esperan los resultados del estudio. En el Medio Oeste y el Atlántico Medio, los costos de actualización de la red superan los USD 100 por kW, lo que erosiona los márgenes del proyecto y lleva a los patrocinadores hacia soluciones a nivel de distribución o fuera de la red que evitan las limitaciones del sistema principal. Solo el 12% de la infraestructura de transmisión añadida en Estados Unidos desde 2010 se construyó de forma proactiva antes de la generación, lo que crea un cuello de botella estructural que retrasa entre 20 y 30 GW de capacidad que, de otro modo, sería viable cada año.
Aumento de los costos de financiamiento impulsados por las tasas de interés
El coste medio ponderado del capital para la energía solar a gran escala aumentó del 4.2 % en 2021 al 7.1 % en 2024, lo que redujo las tasas internas de rendimiento (TIR) sin apalancamiento entre 150 y 200 puntos básicos. La rentabilidad fiscal-patrimonial ascendió al 8 %-9 %, lo que redujo el valor actual neto de los créditos monetizables. Los proyectos con exposición comercial en ERCOT se enfrentan a un mayor riesgo de base, lo que complica la certeza de los ingresos e impulsa a los prestamistas a exigir reservas adicionales. Las estructuras de deuda de construcción a permanente están dando paso a préstamos puente que añaden entre 50 y 75 puntos básicos al coste, una carga especialmente grave para los activos de escala media inferiores a 100 MWAC. Las presiones financieras están animando a los promotores a renegociar los precios de ejercicio de los PPA y a agrupar la capacidad de almacenamiento que cumple los requisitos para el contrato de compraventa de energía independiente introducido en 2024, compensando parcialmente los obstáculos derivados de las tarifas.
Análisis de segmento
Por tipo de red: Aumentos repentinos de energía fuera de la red en medio de la congestión de colas
Los sistemas fuera de la red registraron el crecimiento más rápido, expandiéndose a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 21.30 % hasta 2031, a medida que minas, granjas y operadores de telecomunicaciones adoptan diseños híbridos de energía solar y almacenamiento para evitar retrasos en la interconexión. Se proyecta que el tamaño del mercado de energía solar fotovoltaica de América del Norte para activos fuera de la red eléctrica crecerá desde una base modesta hasta 30.52 GW para 2031, mientras que las instalaciones conectadas a la red mantienen su dominio numérico. Las operaciones mineras remotas en Nevada, Arizona y el norte de Canadá están combinando paneles solares de 5 a 20 MW con grupos electrógenos diésel, lo que reduce el consumo de combustible entre un 40 % y un 60 % y acorta los períodos de recuperación a 4-6 años. Los productores agrícolas del Valle Central de California y las Altas Llanuras de Texas implementaron más de 1,200 sistemas de riego con energía solar en 2024, lo que limitó los cargos por demanda en horas punta, que a menudo superan los 20 USD por kW.
El impulso se ve reforzado por los programas de subvenciones federales y provinciales que subsidian hasta el 50% de los costos de capital para instalaciones rurales de energías renovables. Las compañías de telecomunicaciones, ante requisitos de disponibilidad más estrictos, están equipando torres de telefonía móvil en regiones propensas a huracanes con kits de almacenamiento solar de 10 a 50 kW, lo que reduce los viajes para repostar diésel durante cortes de la red. A medida que los precios de las baterías de litio-hierro-fosfato cayeron por debajo de los 150 USD por kWh en 2024, los controladores de microrredes maduraron, lo que permite un balanceo de carga autónomo que mantiene los costos totales del sistema competitivos con las alternativas de extensión de la red. Si bien los proyectos conectados a la red conservan el 96.12% de la capacidad instalada para 2025, el segmento de proyectos fuera de la red ofrece mayores márgenes y ciclos de desarrollo más cortos, una combinación que está atrayendo a inversores especializados y empresas de EPC al nicho.
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Por el usuario final: Los VPP residenciales superan la escala de servicios públicos
Los proyectos a gran escala captaron el 72.45 % de las implementaciones de 2025, respaldados por plantas de varios cientos de megavatios en Texas, California y Florida que aprovechan las eficiencias de escala y los contratos de compraventa de energía (PPA) con grado de inversión. Aun así, se prevé que el sector residencial crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 19.15 % hasta 2031, impulsado por la agregación de centrales eléctricas virtuales (VPP), los modelos de propiedad de terceros y las normativas estatales sobre energía solar. El código de construcción de California, que exige la instalación de energía solar en azoteas en viviendas nuevas, añade aproximadamente 80 000 instalaciones al año, mientras que los incentivos NY-Sun de Nueva York estimulan una demanda sostenida. Las agregaciones residenciales ya registran 2.5 GW de capacidad respaldada por almacenamiento, y la Orden 2222 de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FRC) allana el camino para que los activos distribuidos puedan participar en los mercados mayoristas.
Los compradores comerciales e industriales también están acelerando la adopción en estados con costos elevados, donde las tarifas superan los 0.15 USD por kWh. Los operadores de almacenes que electrifican flotas de vehículos están instalando paneles solares en sus tejados para cubrir los costos energéticos y obtener créditos renovables que respalden sus compromisos de sostenibilidad. A pesar del rápido crecimiento del sector residencial, las plantas a gran escala seguirán generando la mayor parte de las adiciones de capacidad absoluta, pero los cuellos de botella en la interconexión y las dificultades para el uso del suelo crean oportunidades para activos detrás del medidor que pueden construirse en 12 meses en lugar de 5 años. Las normas de financiación y transferencia de préstamos para energía limpia con tasación de la propiedad reducen las barreras crediticias, ampliando el grupo de clientes elegibles e impulsando la adopción.
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Análisis geográfico
Estados Unidos representó el 90.65% de la capacidad instalada en 2025, respaldada por el ITC extendido de la Ley de Reducción de la Inflación, las normas estatales sobre energías renovables y el retiro de carbón que liberan margen de transmisión. Texas lideró las adiciones con 8.5 GW en 2024 debido a la interconexión optimizada de ERCOT y la abundancia de terrenos en el oeste de Texas y el Panhandle. California puso en servicio 6.2 GW, respaldada por su mandato del 60% de energías renovables para 2030 y una sólida demanda corporativa de PPA centrada en centros tecnológicos. Las empresas de servicios públicos reguladas de Florida avanzaron en una cartera de 12 GW a escala de servicios públicos bajo planes de recursos integrados que favorecen la energía solar para cubrir la volatilidad del combustible. Si bien las estructuras federales de equidad fiscal otorgan a Estados Unidos una ventaja de financiamiento, la congestión de transmisión en MISO, PJM y SPP está aplazando entre 20 y 30 GW de proyectos anualmente, lo que impulsa a los desarrolladores a enfatizar las interconexiones a nivel de distribución y las soluciones de microrredes modulares.
México es la geografía de más rápido crecimiento, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 14.08% hasta 2031, impulsada por la manufactura localizada que demanda energía renovable a precios competitivos. Las empresas automotrices y electrónicas ubicadas en Nuevo León, Coahuila y Chihuahua están adoptando energía solar local para compensar las tarifas industriales superiores a USD 0.12 por kWh. Una reforma energética de 2024 reabrió la inversión privada en generación distribuida de menos de 500 kW, lo que permitió a los clientes comerciales eludir el monopolio de la empresa de servicios públicos federal y obtener ahorros de energía del 20% al 30%. Estados con alta irradiación, como Sonora y Chihuahua, atraen a patrocinadores a gran escala que buscan potencial de exportación transfronteriza a las zonas de carga de Arizona y California. Si bien el acceso a la equidad fiscal al estilo estadounidense sigue siendo limitado, una base de clientes industriales cautivos y mandatos claros de sostenibilidad respaldan flujos de ingresos financiables incluso con un mayor costo de capital.
Canadá añade un volumen constante gracias a los objetivos provinciales de energías renovables y a un ITC federal para 2024 que refleja la estructura estadounidense. Alberta instaló 1.2 GW en 2024 mediante adquisiciones competitivas, en consonancia con el cierre de centrales de carbón. El mercado de generación distribuida de Ontario puso en funcionamiento 300 MW en proyectos sobre tejado y pequeños proyectos de instalación en suelo, bajo una estructura de tarifa de alimentación ajustada. Las tarifas minoristas más bajas, de 0.08 a 0.10 USD por kWh, prolongan los plazos de amortización; sin embargo, los regímenes provinciales de precios del carbono y la demanda corporativa de certificados renovables sustentan el flujo de proyectos. Las redes hidroeléctricas de Quebec y Columbia Británica muestran una adopción cautelosa de la energía solar, aunque los operadores de minería y pulpa y papel están implementando proyectos piloto híbridos de energía solar y almacenamiento para satisfacer las crecientes valoraciones internas del carbono. Se espera que la colaboración federal y provincial en materia de créditos fiscales y depreciación acelerada reduzca las diferencias de costes con Estados Unidos y respalde el crecimiento continuo después de 2025.
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Panorama regulatorio
En Estados Unidos, los incentivos federales y las normas de cumplimiento influyen en la economía y la adquisición de energía fotovoltaica. La estructura de la Ley de Reducción de la Inflación mantiene el crédito fiscal a la inversión del 30 % y permite la acumulación de incentivos por contenido nacional y ubicación en comunidades energéticas, mientras que los requisitos de la iniciativa "Construir Estados Unidos, Comprar Estados Unidos" (BABA) influyen en el abastecimiento de componentes y la documentación de los proyectos financiados con fondos federales. La aplicación de las normas comerciales también afecta las decisiones sobre el suministro de módulos y células, incluidas las acciones del Departamento de Comercio de Estados Unidos, como su determinación preliminar afirmativa de abril de 2026 sobre el valor inferior al justo para las células solares de silicio cristalino procedentes de Indonesia.
En Canadá y México, las prioridades políticas se centran cada vez más en la descarbonización de la red eléctrica y en los marcos de permisos que influyen en el diseño de proyectos. Canadá actualizó su Reglamento de Electricidad Limpia (SOR-2024-263) con enmiendas que entraron en vigor el 1 de enero de 2025, endureciendo los límites operativos para las unidades de generación de electricidad a partir de combustibles fósiles y reforzando la demanda de generación limpia impulsada por la electrificación. En México, la Secretaría de Energía (SENER) emitió dos convocatorias en mayo de 2026 para acelerar la tramitación de permisos y la interconexión mediante un proceso digital prioritario (VUPE). Estas convocatorias exigen que las nuevas solicitudes de permisos para energías renovables incluyan sistemas de almacenamiento de energía en baterías con una capacidad de al menos el 30 % de la capacidad de la planta, lo que refuerza directamente las configuraciones de energía solar con almacenamiento.
Panorama competitivo
El mercado norteamericano de energía solar fotovoltaica presenta una concentración moderada. Se estima que los 10 principales proveedores captaron entre el 55 % y el 60 % de los envíos para 2024; sin embargo, la intensidad competitiva está aumentando a medida que las normas de contenido nacional benefician a los actores integrados verticalmente. First Solar controla más del 20 % de las entregas de módulos a escala de servicios públicos en EE. UU. con sus módulos de película fina de telururo de cadmio, que califican para bonificaciones nacionales sin polisilicio importado. Su nueva planta en Alabama eleva la capacidad estadounidense a 10.5 GW y emplea módulos de la Serie 7 con una eficiencia del 19.4 %. El compromiso de Qcells con Microsoft para suministrar módulos de 12 GW a ocho años se materializa en contratos de suministro plurianuales que reducen los riesgos tanto en términos de precio como de cumplimiento normativo para los compradores a gran escala. La fábrica de células TOPCon de 5 GW de Canadian Solar en Indiana, que entrará en funcionamiento en 2025, satisface la demanda nacional de módulos de obleas a módulos y se diversifica para abarcar más allá de las importaciones del sudeste asiático.
Los proveedores de seguidores representan otro nivel de diferenciación. Nextracker controlaba entre el 35 % y el 40 % de las instalaciones de seguidores en EE. UU. en 2024 y, cada vez más, ofrece paquetes de optimización de rendimiento basados en software para garantizar precios premium. Los inversores están evolucionando hacia plataformas de creación de red con software avanzado; Enphase introdujo la serie de microinversores IQ9 para brindar soporte de voltaje a nivel de distribución, alineando los sistemas de tejado con los estándares de interconexión en constante evolución. Agregadores residenciales como Tesla, Sunrun y Sunnova monetizan el almacenamiento distribuido mediante la participación en VPP en mercados mayoristas; sin embargo, los marcos de compensación varían según el estado, lo que añade un riesgo regulatorio que a los participantes más pequeños les puede resultar difícil absorber.
La oposición al uso del suelo está impulsando a los promotores a explorar soluciones agrovoltaicas que integran el pastoreo o el hábitat de polinizadores bajo los paneles solares. Silicon Ranch ejemplifica esta tendencia al combinar la gestión de pastizales con la producción solar, logrando el apoyo local y generando una doble fuente de ingresos. Las plataformas de operaciones y mantenimiento basadas en software utilizan inteligencia artificial para anticipar fallos y reducir las visitas de camiones, lo que reduce los costes del ciclo de vida y ofrece garantías de rendimiento que las empresas EPC más pequeñas no pueden igualar. A medida que aumenta la producción nacional, los plazos de entrega de módulos para proyectos que cumplen con los requisitos de contenido nacional se reducen de nueve a cuatro meses, lo que proporciona una ventaja de velocidad que los promotores que dependen de las importaciones no pueden replicar.
Líderes de la industria fotovoltaica (FV) solar en Norteamérica
Primero Solar, Inc.
canadiense solar inc.
Células Hanwha Q Co.,
Jinko Solar Holding Co., Limitado
SunPower Corporation (módulos Maxeon)
- *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: Qcells comenzó a fabricar células solares en su planta de Cartersville, Georgia, impulsando así su cadena de suministro integrada verticalmente en EE. UU., desde lingotes y obleas hasta la producción de células y módulos. Este aumento de producción respalda las estrategias de calificación de contenido nacional y reduce los plazos de entrega para la adquisición a gran escala, que depende cada vez más de componentes fabricados en EE. UU.
- Noviembre de 2025: First Solar seleccionó Gaffney, Carolina del Sur, para una nueva planta de fabricación en EE. UU. con una capacidad de 3.7 GW. Esta expansión aumenta la capacidad de producción nacional de módulos en un mercado donde los compradores a gran escala buscan un suministro resistente a los aranceles y vías de elegibilidad para los créditos fiscales federales vinculados al contenido estadounidense.
- Diciembre de 2024: Qcells obtuvo un préstamo de 1.45 millones de dólares del Departamento de Energía de EE. UU. para ampliar su complejo en Cartersville, Georgia, hasta alcanzar una capacidad totalmente integrada de 8.4 GW, en consonancia con sus compromisos de suministro de módulos a largo plazo, como el acuerdo con Microsoft. Esta financiación reforzó la viabilidad de la fabricación en Estados Unidos y aumentó la presión competitiva sobre los proveedores de módulos que dependen de las importaciones.
Alcance del informe sobre el mercado de energía solar fotovoltaica (FV) en Norteamérica
La energía solar fotovoltaica o energía solar fotovoltaica convierte directamente la luz solar en electricidad, utilizando una tecnología basada en el efecto fotovoltaico. Cuando la radiación del sol incide en una de las caras de una célula fotoeléctrica (muchas de las cuales forman un panel solar), se produce un diferencial de tensión eléctrica entre ambas caras que hace que los electrones fluyan de una a otra generando una corriente eléctrica.
El mercado de energía solar fotovoltaica (FV) en Norteamérica está segmentado por tipo de red, usuario final y geografía. Por tipo de red, el mercado se divide en sistemas conectados a la red y aislados de ella. Por usuario final, el mercado se divide en escala de servicios públicos, comercial e industrial (C&I) y residencial. El informe también incluye el tamaño del mercado y las previsiones para el mercado de energía solar fotovoltaica (FV) en Norteamérica en los principales países de la región. Para cada segmento, el tamaño del mercado y las previsiones se han basado en la capacidad instalada (GW).
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 geografía
| Estados Unidos |
| Canada |
| Mexico |
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 tipo de cuadrícula | En la red |
| Fuera de la red | |
| Por usuario final | Escala de servicios públicos |
| Comercial e Industrial (C&I) | |
| Residencial | |
| Por geografía | Estados Unidos |
| Canada | |
| Mexico | |
| 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 solar fotovoltaico de América del Norte en 2026?
La capacidad instalada asciende a 277.27 GW en 2026, con una previsión de 492.16 GW para 2031.
¿Qué segmento crecerá más rápido hasta 2031?
Los sistemas fuera de la red lideran el crecimiento, expandiéndose a una CAGR del 21.30 % debido a la adopción de sistemas híbridos de almacenamiento solar en sitios remotos.
¿Por qué las instalaciones residenciales se están acelerando a pesar del predominio de las grandes empresas de servicios públicos?
La agregación de centrales eléctricas virtuales, los mandatos estatales y la financiación flexible acortan los ciclos de desarrollo y mejoran la economía para los propietarios de viviendas.
¿Cómo influye la Ley de Reducción de la Inflación en la industria manufacturera nacional?
La ampliación del ITC del 30% más un bono de contenido nacional de 10 puntos ha generado compromisos de fabricación de energía solar en Estados Unidos por más de 50 millones de dólares.
¿Cuál es el principal cuello de botella para los nuevos proyectos conectados a la red?
Los retrasos en la interconexión y la transmisión extienden los tiempos de espera promedio a cinco años, postergando entre 20 y 30 GW de capacidad potencial cada año.
¿Qué geografía fuera de los Estados Unidos se está expandiendo más rápidamente?
México está creciendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 14.08% hasta 2031, impulsado por la demanda manufacturera local y las reformas privadas de generación distribuida.
