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

Tendencias y perspectivas del mercado global de energía solar fotovoltaica (PV)

Los ASP de módulos en caída amplían las zonas de paridad de red

Los precios al contado en el mercado de energía solar fotovoltaica cayeron a USD 0.082 por vatio-pico FOB China en julio de 2025, una caída del 32% desde principios de 2024. Esta disminución extendió la paridad de red a 142 naciones donde la energía solar a gran escala ahora es entre un 15% y un 25% más barata que la generación de carbón y gas. La consolidación del mercado se aceleró a medida que los cinco mayores proveedores controlaron el 68% de los envíos de 2025. Los umbrales de eficiencia regulatorios del 21% para proyectos de servicios públicos y del 19% para sistemas en azoteas salvaguardan los estándares de rendimiento. Los desarrolladores respondieron integrando la producción de módulos y los servicios EPC para recuperar el margen. Las curvas de precios a futuro sugieren otra caída del 10% al 15% para 2027 a medida que la tecnología TOPCon de tipo N alcance la paridad de fabricación con PERC.

Relocalización de la fabricación de energía fotovoltaica en EE. UU. impulsada por la IRA

Los créditos de la Sección 45X de USD 0.07 por vatio de CC para módulos y USD 0.04 por vatio de CC para celdas impulsaron anuncios de fábricas por valor de USD 10 000 millones hasta 2025. La planta de First Solar en Luisiana añadió 3.5 GW de producción de película delgada en 2026. La producción nacional de módulos alcanzó los 12 GW de CC en 2024, pero solo satisfizo el 8 % de la demanda local. Las directrices del Tesoro exigen ahora un 55 % de contenido de costos estadounidense para 2027 para poder optar al crédito fiscal a la inversión del 30 %. Las cadenas de suministro integradas verticalmente redujeron los plazos de entrega a ocho semanas y los costes de transporte en un 40 % para los proyectos de la Costa Este.

La previsión solar basada en IA reduce los costes de equilibrio

Los modelos de aprendizaje automático redujeron los errores de pronóstico del día siguiente por debajo del 5% para California ISO en 2025, fortaleciendo el mercado solar fotovoltaico al ahorrar USD 8–12 por MWh en gastos de servicios auxiliares. ^{[1] Laboratorio Nacional de Energía Renovable, “Expansión de la paridad de la red solar a escala de servicios públicos”, nrel.gov} El trabajo de Google DeepMind con National Grid ESO alcanzó una precisión de predicción del 92% con 36 horas de anticipación y difirió USD 200 millones en inversiones de reserva de giro. ERCOT integró pronósticos en tiempo real en precios nodales y aumentó la eficiencia de la liquidación del mercado en un 22%. Los costos de licencia de software de USD 0.003–0.005 por vatio-dc equivalen a menos del 1% del capex del proyecto y ofrecen TIR superiores al 25%.

Demanda de proyectos de electrolizadores de hidrógeno verde

Los modelos de la Agencia Internacional de Energía muestran que la capacidad de hidrógeno verde de 38 millones de tpa para 2030 necesitará 250–300 GW de energía solar dedicada. ^{[2] Agencia Internacional de Energía, “Informe Hidrógeno 2025”, iea.org} El centro NEOM de Arabia Saudita integra 4 GW de energías renovables y envía 1.2 millones de tpa de amoníaco desde 2026. El capex de electrolizadores cayó de USD 1,200 por kW en 2023 a USD 850 por kW en 2025, lo que permite proyectos comerciales por debajo de USD 3 por kg de hidrógeno. Los objetivos de EU REPowerEU y los protocolos de certificación ISO 14687 impulsan aún más la adquisición en España, Portugal y Grecia.

Riesgos de congestión y restricción de la red en regiones de alta penetración

California redujo 2.6 millones de MWh de electricidad renovable en 2023, equivalente al consumo anual de 385,000 hogares. ^{[3] California ISO, “Informe anual de reducción de 2023”, caiso.com} Las rampas nocturnas aumentan los costos de ciclo de gas de 15 a 20 USD por MWh. ERCOT prevé una reducción de 4 millones de MWh cada año para 2028, ya que la energía solar del oeste de Texas supera la capacidad de transmisión. Alemania pagó 12 millones de euros para compensar a los generadores con reducción de producción en 2024. Australia del Sur impuso límites de exportación dinámicos a los sistemas de techos, reduciendo los ingresos por alimentación de los hogares entre un 1.2 y un 18 %. Las colas de interconexión de EE. UU. superiores a 2,000 GW extienden los plazos de actualización a una década, lo que supone un desafío clave para el mercado de energía solar fotovoltaica al impulsar a los desarrolladores hacia instalaciones detrás del contador.

Las rápidas fluctuaciones del precio del polisilicio reducen los márgenes de los productores

Los precios aumentaron un 35% entre el primer trimestre y noviembre de 2025 a USD 8.40 por kg después de las paradas de la planta de Xinjiang y los controles de exportación. Los márgenes brutos en los fabricantes de módulos no integrados cayeron al 9%, lo que obligó a Yingli y Suntech a paralizar líneas. Los líderes integrados verticalmente mantuvieron márgenes del 14-16% al asegurar materia prima interna. Los nuevos derechos compensatorios de EE. UU. del 2.85-39.37% sobre las importaciones del sudeste asiático aumentaron los precios de llegada hasta en USD 0.04 por vatio-pico. ^{[4] Departamento de Comercio de EE. UU., “Derechos compensatorios solares preliminares”, commerce.gov} Los contratos de futuros en la bolsa de Shanghái ahora cubren la exposición al polisilicio para el 28% de los envíos globales.

Análisis de segmento

Por tecnología: las arquitecturas de tipo N desafían el dominio de PERC

El silicio monocristalino mantuvo una cuota de mercado del 86.1 % en paneles solares en 2025, con eficiencias celulares que alcanzaron el 27.81 %, consolidando su liderazgo en la industria fotovoltaica. Se prevé que el mercado de paneles solares para módulos avanzados de tándem y perovskita crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 31.1 % hasta 2031, lo que refleja el 24.5 % de productos comerciales de Oxford PV y sus logros en estabilidad de 10 000 horas. El mercado de paneles multicristalinos disminuyó al 8.2 %, ya que los fabricantes se decantaron por las líneas TOPCon de tipo N y de heterounión, que mejoran el rendimiento entre 1.5 y 2 puntos porcentuales a costes comparables.

La inversión en I+D superó los 1.2 millones de dólares entre las empresas líderes en 2025, centrándose en diseños bifaciales, de medio corte y multibarra que alcanzan potencias nominales de paneles superiores a 600 W. El telururo de cadmio de película fina mantuvo una cuota del 4.9 %, ideal para instalaciones de servicios públicos en climas cálidos, donde los coeficientes de temperatura más bajos elevan el rendimiento energético anual entre un 3 y un 5 %. La rentabilidad depende del cumplimiento de las normas IEC 61215 e IEC 61730, que refuerza las condiciones de financiación y reduce los márgenes de endeudamiento hasta en 50 puntos básicos.

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

Por tipo de implementación: la energía fotovoltaica flotante gana terreno en mercados con limitaciones de espacio

Los paneles solares montados en tierra representaron el 75.5 % de las instalaciones en 2025, y la inversión en capital del proyecto se redujo a entre 0.75 y 0.95 USD por vatio de CC. Se prevé que el tamaño del mercado de paneles solares asignado a sistemas fotovoltaicos flotantes alcance una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 30.5 %, ya que China, India y Singapur priorizan el aprovechamiento de masas de agua. La planta Ramagundam de 100 MW de India aumentó su producción entre un 5 % y un 10 % gracias a la refrigeración por evaporación.

El sistema de embalses de Tengeh en Singapur cubre 60 MW y reduce la pérdida anual de agua en 1.2 millones de m³. Los países de la ASEAN ahora integran sistemas fotovoltaicos flotantes con embalses hidroeléctricos para suavizar los flujos estacionales y maximizar el uso de la transmisión, con 12 proyectos en marcha que suman 1.8 GW. Los sistemas integrados en tejados y edificios representaron una cuota del 18.3 % en 2025, pero se enfrentan a revisiones tarifarias como la NEM 3.0 de California, que redujo los créditos a la exportación en un 75 % y orientó la economía hacia el autoconsumo vinculado al almacenamiento en baterías en el mercado de la energía solar fotovoltaica.

Por el usuario final: el auge residencial compensa la madurez a escala de servicios públicos

Los productores independientes de energía a gran escala dominaron la demanda con un 63.2 % en 2025, gracias a contratos de compra de energía a 15-25 años y costos energéticos nivelados inferiores a USD 0.03 por kWh en zonas de alta irradiación. Se proyecta que el tamaño del mercado de paneles solares para compradores residenciales se expandirá a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 22.7 % hasta 2031, impulsado por la extensión del 30 % del crédito fiscal a la inversión en EE. UU. y el aumento de las tarifas de electricidad minorista, que acortaron los plazos de amortización a seis u ocho años.

Los usuarios comerciales e industriales reclamaron una participación del 14.6 % en 2025, fortaleciendo el mercado de energía solar fotovoltaica, ya que los sistemas detrás del contador de 100 kW a 5 MW ganaron terreno para protegerse de las tarifas por franjas horarias. Alemania anuló el IVA en sistemas de menos de 30 kW, lo que impulsó las instalaciones domésticas un 38 % interanual. India desembolsó 18,000 millones de rupias en subsidios para techos, pero solo alcanzó 11 GW de capacidad acumulada debido a obstáculos de interconexión. Los compradores corporativos ahora especifican una conexión 24/7 que requiere adiciones de almacenamiento de 0.25 a 0.40 USD por vatio-cc, pero asegura reducciones de emisiones de Alcance 2 superiores al 90 %.

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

Análisis geográfico

Asia-Pacífico cerró 2025 con el 64.3% de la capacidad instalada mundial, impulsada por los 210 GW de nuevos proyectos de China y los 85 GW acumulados de la India. La reducción gradual de las tarifas de alimentación en Japón ralentizó el crecimiento de la energía en tejados, pero los contratos de compraventa de energía (PPA) corporativos avanzaron un 62%, ya que la volatilidad del GNL impulsó el interés en la estabilidad de precios. Los mercados de la ASEAN añadieron 18 GW gracias a la financiación concesional que redujo las primas de deuda entre 30 y 40 puntos básicos. La penetración en los hogares australianos alcanzó el 38%, pero los límites dinámicos a la exportación en los estados con un alto nivel de energías renovables redirigieron el capital hacia la energía solar con almacenamiento a escala de servicios públicos.

Se prevé que Oriente Medio y África alcancen una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 21.5 %, impulsada por la hoja de ruta Visión 2030 de 58.7 GW de Arabia Saudí y la expansión del parque de Dubái de 5 GW de los Emiratos Árabes Unidos. La planta Sudair de 1.5 GW de Arabia Saudí alcanzó un precio de oferta récord de 0.0104 USD por kWh. La planta Noor Abu Dhabi de los Emiratos Árabes Unidos cubre ahora el 10 % de la demanda local y exporta al interconector del Golfo. Sudáfrica adjudicó 3.2 GW en la sexta ventana de licitación, pero pospuso 1.8 GW debido a limitaciones de la red. Nigeria desplegó 450 MW de minirredes en 2025, extendiendo el servicio a 2.8 millones de personas.

América del Norte representó el 12.8% de la capacidad del mercado solar fotovoltaico en 2025. Estados Unidos añadió 32 GW, con Texas superando a California en adiciones anuales. El crédito fiscal del 30% para electricidad limpia de Canadá estimuló 2.5 GW en Alberta y Ontario. El despliegue de techos en México se ralentizó en medio de la incertidumbre de la medición neta. Europa capturó una participación del 9.4%; Alemania instaló 8.5 GW y España 6.2 GW bajo presiones de precios del carbono cercanos a los 90 euros por tonelada de CO₂. La base de generación distribuida de Brasil alcanzó los 18 GW en 2025, manteniendo el crédito minorista completo para exportaciones.

Panorama regulatorio

Las políticas y los estándares siguen influyendo en la localización de la oferta y la demanda en las principales regiones de energía solar fotovoltaica. En Estados Unidos, el marco de la Ley de Reducción de la Inflación (que incluye los créditos fiscales a la producción de la Sección 45X) apoya la economía de la fabricación nacional, mientras que la evolución de las condiciones de elegibilidad (como los crecientes requisitos de contenido nacional y las restricciones relacionadas con entidades extranjeras preocupantes) afecta las estrategias de adquisición y el enrutamiento de la cadena de suministro tanto para proyectos de servicios públicos como para proyectos distribuidos.

En Europa, la Directiva de Energías Renovables III (RED III) establece un marco de implementación al exigir a los Estados miembros que designen zonas prioritarias para las energías renovables y agilicen la concesión de permisos, con plazos de referencia de 12 meses para los proyectos en dichas zonas. En todos los mercados, la viabilidad financiera y el cumplimiento de las normas de seguridad siguen vinculados a las normas IEC para módulos (IEC 61215 e IEC 61730), y el enfoque político más reciente se centra en la integración a la red, la gestión de la limitación de la producción y las normas de hibridación que respaldan la energía solar con almacenamiento y un control más estricto del sistema para la energía fotovoltaica distribuida.