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

Tendencias y perspectivas del mercado global de energía solar

La paridad de costos de la energía fotovoltaica a escala de servicios públicos acelera las adquisiciones en Asia

Las subastas de referencia en India y China se liquidaron por debajo de los 0.03 USD por kilovatio-hora en 2024, rebajando las tarifas tradicionales del carbón hasta en un 30 %. Las adiciones anuales récord de 330 GW en China y 18 GW en India en 2024 dan fe de este auge impulsado por la economía. Los operadores de la red provincial respondieron acelerando los corredores de transmisión de ultraalta tensión que conectan los centros de recursos occidentales con los centros de carga orientales. Los planificadores del sudeste asiático cancelaron 12 GW de proyectos de carbón durante 2024-2025 después de que los costos nivelados de la energía solar cayeran por debajo de los precios regulados de la energía térmica, lo que redirigió aún más el capital hacia híbridos fotovoltaicos-batería.

Auge de la manufactura doméstica impulsado por el IRA en Estados Unidos

Los créditos de producción de la Sección 45X, bajo la Ley de Energía Atómica (IRA), ofrecen USD 0.04 por vatio para celdas y USD 0.07 por vatio para módulos terminados, inclinando la curva de costos hacia la fabricación local. Para fines de 2024, la capacidad de módulos en EE. UU. se cuadruplicó a 42 GW en 110 proyectos, y Qcells obtuvo una garantía de préstamo federal de USD 1.45 millones para desarrollar la primera línea totalmente integrada de polisilicio a módulo en Estados Unidos en más de una década. First Solar amplió su complejo de Ohio a 6 GW e inició la construcción de una planta de 3.5 GW en Alabama que utiliza módulos de telururo de cadmio exentos de los cuellos de botella del polisilicio. Si bien la producción nacional de polisilicio cubrió solo una cuarta parte de la demanda de módulos de 2024, la inversión de capital anticipada antes del vencimiento del crédito en 2032 debería reducir esta brecha.

Demanda de PPA corporativo de IA y centros de datos en Europa y América del Norte

Los operadores de hiperescala firmaron más de 25 GW de contratos PPA solares en 2024, ya que las cargas de trabajo de inteligencia artificial impulsaron el consumo energético de los centros de datos en un 40 %. El acuerdo marco de 10.5 GW de Microsoft con Brookfield Asset Management y el programa de construcción para transferencia de 2 GW de Google en Nevada-Texas ilustran un giro del mercado hacia contratos de compraventa multianuales de varios gigavatios que reducen el riesgo de exposición a los proveedores. Los desarrolladores están estructurando proyectos híbridos de energía solar y baterías que ofrecen un suministro combinado 24/7 para cumplir objetivos específicos de neutralidad de carbono, eclipsando el interés en la capacidad fotovoltaica pura para proveedores.^{[ 1 ]Brookfield Asset Management, “Microsoft y Brookfield firman un acuerdo de compra de energía renovable récord”, brookfield.com}

Proyectos híbridos de energía fotovoltaica y baterías que abren nuevos modelos de acumulación de ingresos

Las plantas híbridas alcanzaron 49 GW de energía fotovoltaica combinada con 11.1 GWh de baterías en 469 emplazamientos a finales de 2024. Los sistemas coubicados capturan los márgenes de arbitraje energético y las tarifas de regulación de frecuencia, a la vez que reducen la restricción en un 85 % en redes de alta penetración, según mediciones de campo realizadas en laboratorio.^{[ 2 ]Laboratorio Nacional de Energías Renovables, “Rendimiento de sistemas híbridos fotovoltaicos y de baterías en redes de alta penetración”, nrel.gov} En Estados Unidos, el 72% de las instalaciones de almacenamiento estacionario de 2024 se asociaron con energía solar, lo que refleja la estructura dual de crédito fiscal que premia los activos integrados. Las adjudicaciones de la Gran Batería Victoriana de 300 MW en Australia y la Licitación de Innovación de 2.5 GW en Alemania confirman que este modelo de ingresos acumulados es portátil y financiable.

Dependencia excesiva de la cadena de suministro del polisilicio y las obleas chinas

China representa entre el 80 % y el 90 % de la producción de polisilicio y el 95 % de la de obleas, y Xinjiang suministra el 45 % de la capacidad mundial. La Ley de Prevención del Trabajo Forzoso Uigur retuvo más de 3,800 cargamentos de energía solar en puertos estadounidenses hasta 2024, lo que generó retrasos en las entregas de entre 8 y 12 semanas.^{[ 3 ]Oficina de Aduanas y Protección Fronteriza de EE. UU., “Estadísticas de la Ley de Prevención del Trabajo Forzoso de los Uigures”, cbp.gov} En 2024, se iniciaron investigaciones arancelarias europeas, lo que aumentó la incertidumbre. Los precios spot del polisilicio se desplomaron de 35 USD por kg en 2022 a entre 6 y 8 USD por kg en 2024, con la entrada en funcionamiento de nueva capacidad china, lo que desplomó los márgenes de muchos fabricantes de módulos de primer nivel. Las iniciativas de diversificación occidentales, incluyendo la línea de polisilicio de QCells en Georgia y la reanudación de REC Silicon en Washington, seguirán cubriendo menos del 15 % de la demanda fuera de China para 2027.

Congestión y restricción de la red en provincias de alta penetración

La restricción nacional en China se mantuvo cerca del 3% en 2024, pero Xinjiang y Gansu superaron el 8% debido a que el desarrollo de la transmisión se retrasa respecto a la generación. España recortó 1,200 GWh de energías renovables en 2024 después de que los permisos de interconexión en Andalucía y Extremadura paralizaran más de 5 GW de proyectos.^{[ 4 ]Red Eléctrica de España, “Reducción de las energías renovables 2024”, ree.es} En Estados Unidos, California recortó 2.4 millones de MWh de energía solar en 2024, y los tiempos de espera en Texas superaron los cuatro años, lo que empujó a los desarrolladores a utilizar la ubicación conjunta de baterías para proteger el rendimiento.

Análisis de segmento

Por tecnología: el dominio de la energía fotovoltaica impulsa la innovación

La energía solar fotovoltaica controló el 99.7 % de la cuota de mercado de la energía solar en 2025. La disminución de los costes nivelados, del 4.6 % en 2024, sitúa a la fotovoltaica por delante de las centrales de gas de pico y la eólica terrestre en muchas regiones. Se prevé que el segmento crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 19.92 % hasta 2030, impulsado por mejoras de eficiencia como las células tándem de perovskita-silicio, que alcanzarán un rendimiento de laboratorio del 31.6 %. Los diseños multiunión podrían impulsar las tasas de conversión por encima del 40 %, abriendo nichos para tejados con espacio limitado y para la integración en vehículos. La energía solar concentrada (CSP) mantuvo una presencia marginal, ya que los sistemas híbridos de energía solar y batería ahora alcanzan la mitad de su coste nivelado en regiones de alta irradiancia.

La trayectoria de costos del silicio continúa erosionando el espacio disponible para proyectos de torres térmicas y cilindroparabólicas, aunque la CSP aún atiende nichos de calor de proceso. La industria de la energía solar continúa canalizando la I+D hacia el adelgazamiento de obleas, los contactos sin metalización y las arquitecturas de contacto posterior para acercar la eficiencia al 25 % en las líneas de productos principales.

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

Por tipo de red: Aumento de la conectividad fuera de la red en regiones emergentes

Los activos conectados a la red representaron el 89.3 % de la capacidad en 2025, pero se prevé que los sistemas fuera de la red se expandan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22.2 % hasta 2031, a medida que los gobiernos buscan el acceso universal. Tan solo Kenia desplegó 2.5 millones de kits de pago por uso para 2024, y Nigeria añadió más de 300 MW de minirredes solares que evitan las costosas extensiones de transmisión. Las instituciones financieras de desarrollo destinaron 1.2 millones de dólares a programas de minirredes en 15 países en 2024, y el almacenamiento en baterías se ha convertido en la norma para el suministro las 24 horas. El aumento de las tarifas eléctricas en algunas zonas del sur de Asia inclina aún más la nueva capacidad hacia la energía solar a escala comunitaria en lugar del diésel.

Por el usuario final: El crecimiento residencial depende de la certeza política

Los proyectos a gran escala representaron el 52.9% del mercado en 2025 gracias a la contratación mediante subastas a costos inferiores a USD 0.03 por kWh. Las instalaciones residenciales, si bien se vieron afectadas por las altas tarifas en 2024, aún se proyecta que alcancen una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 21.5% hasta 2031, a medida que se facilita la financiación y las normas de autoconsumo se consolidan en los mercados emergentes. Las azoteas comerciales e industriales mostraron resiliencia, con un crecimiento del 17% en 2024 gracias a que los compradores corporativos monetizaron tanto el ahorro energético como los flujos de ingresos de los certificados renovables.

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

Análisis geográfico

Asia-Pacífico retuvo el 64.5% de la capacidad instalada en 2025. El parque acumulado de China superó los 800 GW tras añadir 330 GW en 2024, con Shandong, Henan y Jiangsu registrando los totales provinciales más altos. India alcanzó los 90 GW, impulsada por incentivos a la fabricación nacional que respaldaron 40 GW de nuevos compromisos de fábrica. Japón, Corea del Sur y Australia añadieron conjuntamente otros 35 GW, con modelos flotantes, agrovoltaicos e híbridos que compensaron la escasez de terrenos y los cuellos de botella de la red.

Se proyecta que el mercado de energía solar de Medio Oriente y África registre una CAGR del 22.7% hasta 2031. El NEOM de 4 GW de Arabia Saudita, el proyecto Al Dhafra de 2 GW de los Emiratos Árabes Unidos y el gasoducto del Canal de Suez de 3.6 GW de Egipto apuntalan este auge, complementado por un aumento en los kits fuera de la red africanos que superaron los 5 millones de hogares en 2024.

Norteamérica instaló 35 GW en 2024, dominada por los 32 GW de Estados Unidos, donde convergieron los incentivos de la IRA y los estándares estatales para la cartera de energías renovables. Texas lideró la instalación con 8.5 GW, seguida de California con 6.2 GW, a pesar de la creciente restricción. La adición de 2.8 GW de Canadá se basó en el mercado comercial de Alberta. El progreso de México se estancó en 1.2 GW debido a la incertidumbre regulatoria.

Europa añadió 62 GW en 2024. Alemania lideró la producción con unos 15 GW, España le siguió con casi 9 GW, pero con problemas de interconexión, y Polonia instaló 6 GW impulsados ​​por pequeños prosumidores. La Ley de Industria Neta Cero de la UE estableció un objetivo de 30 GW de fabricación local para 2030; sin embargo, solo 8 GW de proyectos habían comenzado a construirse a finales de 2024.