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

Tendencias y perspectivas del mercado de energía solar fotovoltaica (FV) en los Emiratos Árabes Unidos

Caída de las tarifas de energía solar fotovoltaica

Las pujas récord en Al Ajban redujeron el precio de referencia a 1.413 centavos por kWh en 2024, eclipsando el mínimo mundial anterior de Al Dhafra. El exceso de capacidad de módulos en China ha forzado los precios del polisilicio por debajo de los 7 USD/kg, un nivel que ha reducido los costos de capital a escala de servicios públicos en un 15 % en comparación con 2022. El resultado es un costo nivelado inferior al de las unidades de gas de ciclo combinado, lo que impulsa el retiro anticipado de turbinas antiguas. Los desarrolladores ahora especifican rutinariamente módulos TOPCon bifaciales con una eficiencia del 23.3 %, combinándolos con seguidores para obtener un rendimiento adicional del 10 % al 15 %.^{[ 1 ]Astronergy, "Ficha técnica del módulo ASTRO N5", astronergy.com} Se espera que los precios de los inversores y del equilibrio del sistema caigan entre un 8% y un 12% anualmente, por lo que las tarifas inferiores a 1.4 centavos se mantengan hasta 2026.

Políticas y objetivos gubernamentales en ascenso

La Estrategia Energética de los EAU 2050 exige un 44 % de energía limpia y 14.2 GW de renovables para 2030, lo que respalda un proceso de contratación multimillonario. La Estrategia de Energía Limpia 2030 de Dubái aspira a un 75 % de energía limpia para 2050, acelerando el Parque Solar MBR hacia su objetivo de 5 GW. El Departamento de Energía de Abu Dabi exige a la Compañía de Agua y Electricidad de los Emiratos (EWEC) que adquiera 1.4 GW de renovables anualmente a partir de 2027, consolidando así los contratos de compra financiables. La medición neta a 0.28 AED/kWh sustenta la rentabilidad de las instalaciones en tejados, aunque la reciente reducción del límite a 1 MW genera cautela entre los grandes usuarios comerciales.

Proyectos fotovoltaicos de servicios públicos a escala de megavatios

Los parques emblemáticos concentran capital y tecnología. El Parque Solar MBR superó los 2,860 MW en 2024 y aspira a alcanzar los 5,000 MW, incorporando 1,000 MW de almacenamiento integrado para 2029. La planta de 2 GW de Al Dhafra abastece a 160,000 hogares y ha demostrado un rendimiento bifacial comprobado en condiciones de fuertes vientos desérticos. El proyecto de energía solar de 22 millones de AED y 5.2 GW con almacenamiento de 19 GWh, liderado por Masdar, G42 y ADQ, generará 1 GW de producción despachable durante 19 horas diarias a partir de 2027. Las licitaciones simplificadas ahora pasan de la solicitud de propuestas al cierre financiero en menos de 12 meses, lo que reduce los gastos generales de los promotores.

Híbrido solar y almacenamiento para suministro 24/7

El costo de las baterías se desplomó de USD 300/kWh en 2020 a aproximadamente USD 120/kWh en 2024. Los diseños acoplados a CC comparten inversores, lo que reduce el gasto de equilibrio del sistema hasta en un 15 % y eleva la eficiencia de ida y vuelta al 92 %. La microrred Sir Bani Yas de Masdar redujo el consumo de diésel en 1.5 millones de litros al año y demostró resiliencia insular. La política D33 de DEWA ahora ofrece a los usuarios industriales un descuento del 25 % en la tarifa de conexión cuando el almacenamiento se combina con energía solar, lo que reduce el período de recuperación a aproximadamente cinco años.

Integración de la red y riesgo de reducción

La carga base de 5.6 GW de Barakah ocupa aproximadamente el 40% de la demanda de Abu Dhabi, lo que deja un espacio limitado para la energía solar diurna.^{[ 2 ]Asociación Nuclear Mundial, "Unidad 4 de Barakal conectada a la red", worldnuclear.org} Se estima que la reducción alcanzó entre el 3% y el 5% en 2024, lo que redujo los ingresos de los promotores a pesar de los contratos de compra obligatoria. Los inversores de red, como FusionSolar de Huawei, introducen inercia sintética en cuestión de milisegundos, lo que suaviza las fluctuaciones de frecuencia cuando la cuota de mercado solar se dispara. El enlace HVDC de EWEC, de 1.5 millones de AED, entre Abu Dabi y Dubái, aumentará la capacidad de transferencia; sin embargo, hasta su finalización, la reducción amenaza los márgenes.

Carga de operación y mantenimiento por escasez de agua y polvo/suciedad

Los datos de Sharjah Sustainable City indican una pérdida de producción diaria del 0.21 % debido al polvo, lo que equivale al 24 % anual sin limpieza regular.^{[ 3 ]M. Al-harthy et al., "Cuantificación de las pérdidas por suciedad en Sharjah", ieeexplore.ieee.org} El lavado manual consume hasta 0.5 litros por metro cuadrado por ciclo, lo cual resulta costoso en un país que depende de la desalinización. Los sistemas robóticos de cepillado en seco en Al Dhafra reducen el consumo de agua en un 80 %, pero suponen una inversión de capital de aproximadamente 20 USD/kW. Los nanorrecubrimientos antisuciedad de Trina Solar reducen la deposición en aproximadamente un tercio, ampliando los intervalos de lavado a tres semanas. Un estudio de un emplazamiento de 200 MW reveló que la limpieza robótica aumentó el valor actual neto en 12 millones de USD a lo largo de 25 años, lo que valida la viabilidad económica.

Análisis de segmento

Por tipo de red: la escala dentro de la red continúa, la escala fuera de la red se acelera

Los sistemas conectados a la red representaron el 94.82 % de la capacidad del mercado solar fotovoltaico (FV) de los EAU en 2025, impulsados ​​principalmente por acuerdos de compra de energía a largo plazo con DEWA y EWEC. Los parques de servicios públicos, como el Parque Solar MBR y el próximo proyecto de energía solar y almacenamiento de 5.2 GW, representarán aproximadamente 40.8 GW del aumento neto de 47.13 GW previsto para 2031. Por lo tanto, el tamaño del mercado solar fotovoltaico (FV) de los EAU para las ampliaciones a la red está en vías de duplicarse con creces para finales de la década. Los modelos de licitación estandarizados y las concesiones de terrenos favorables minimizan el riesgo de desarrollo, mientras que las mejoras de la red se alinean con el aumento de la capacidad. Sin embargo, la creciente restricción durante los meses de baja demanda impulsa a los operadores a integrar el almacenamiento e invertir en inversores que formen parte de la red.

Se prevé que las instalaciones aisladas de la red, aunque partiendo de una base pequeña, registren una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 18.45 % hasta 2031, superando a todos los demás segmentos. Las islas remotas, las plantas de desalinización y las torres de telecomunicaciones ahora prefieren la energía solar con almacenamiento al diésel, con el sistema de 4.5 MW y el sistema de baterías de 3 MW/6 MWh de la isla Sir Bani Yas eliminando 1.5 millones de litros de diésel al año. ^{[ 4 ]Masdar, "Ficha técnica del proyecto de baterías solares Sir Bani Yas", masdar.ae} El mercado solar fotovoltaico (FV) de los EAU se beneficia de la economía de las microrredes, donde los costes de ampliación de la red superan los 500,000 USD/km. Los proyectos en los Emiratos del Norte, respaldados por la solarización de la Fase 2 de la estación de ADNOC Distribution, ilustran la lógica comercial emergente. La energía solar flotante para desalinización en Hassyan ampliará el parque solar direccionable fuera de la red una vez que entre en funcionamiento en 2027.

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

Por el usuario final: el impulso residencial desafía el dominio de los servicios públicos

Las plantas a gran escala representaron el 71.85 % de la capacidad en 2025, respaldadas por contratos de compra de energía (PPA) plurianuales y ratios de apalancamiento de deuda cercanos al 80 %. Las tarifas inferiores a 1.5 céntimos por kWh mantienen la competitividad de estos activos frente a las centrales de gas en pico. Se prevé que el mercado solar fotovoltaico (FV) de los EAU, dominado por las plantas a gran escala, mantenga un liderazgo absoluto; sin embargo, su CAGR se queda atrás de la de los formatos más pequeños. Los promotores están respondiendo a las restricciones y al desplazamiento de la energía nuclear mediante la coubicación de almacenamiento de 4 horas, lo que aumenta los factores de capacidad y protege los ingresos.

Se prevé que los tejados residenciales crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 15.35 %, el triple de la tasa a escala de servicios públicos. Shams Dubai superó los 10 000 participantes y los 280 MW de capacidad distribuida en 2024. Los costes de los sistemas llave en mano oscilan ahora entre 0.90 y 1.10 USD/W, lo que permite una recuperación de la inversión en seis años, incluso tras la reducción del límite de medición neta a 1 MW. Empresas de energía solar como servicio, como Yellow Door Energy y SirajPower, financian instalaciones sin necesidad de inversión inicial, ampliando así el acceso. La cuota de mercado de la energía solar fotovoltaica (FV) en los EAU, perteneciente a sistemas residenciales, podría alcanzar cifras de dos dígitos para 2031, siempre que otros emiratos repliquen los incentivos de Dubai. Los tejados comerciales e industriales conectan ambos extremos, con la financiación de CleanMax de 99 millones de AED para desplegar 69 MWp en 92 emplazamientos, lo que demuestra la confianza de las entidades crediticias.

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

Análisis geográfico

Abu Dabi y Dubái albergan más del 84 % de la capacidad nacional de energía solar fotovoltaica (FV), consolidando su liderazgo en el mercado solar fotovoltaico de los EAU. Abu Dabi lidera en volumen absoluto, con la planta Al Dhafra de 2 GW, el proyecto Al Ajban de 1.5 GW y el megaproyecto de energía solar de 5.2 GW más 19 GWh de almacenamiento, previsto para 2027. El compromiso de EWEC de adquirir 1.4 GW anuales a partir de 2027 mantiene una cartera predecible y facilita la localización de la cadena de suministro. Los robustos corredores de transmisión y la presencia de la carga base de Barakah fundamentan un enfoque de planificación integrado que reduce las restricciones. ^{[ 5 ]EWEC, "Perspectivas futuras de adquisición de capacidad", ewec.ae}

Dubái ha adoptado una estrategia de emplazamiento único en el Parque Solar MBR, que alcanzó los 2,860 MW en 2024 y aspira a alcanzar los 5 GW para 2029. Como complemento del parque insignia, el proyecto Shams Dubai, ubicado en azoteas, integra generación distribuida en distritos comerciales y residenciales, modificando ligeramente las curvas de carga y proporcionando capacidad auxiliar durante las horas punta de la tarde. Las inversiones en la red, como transformadores de cambio de fase e instalaciones STATCOM, garantizan la estabilidad del voltaje a medida que aumenta la proporción de energía solar.

Sharjah, Ajmán, Ras Al Khaimah, Fujairah y Umm Al Quwain representan en conjunto menos del 9% de la capacidad actual; sin embargo, ofrecen oportunidades de crecimiento específicas. La Ciudad Sostenible de Sharjah funciona como banco de pruebas para estudios bifaciales y antisuciedad, difundiendo las mejores prácticas de operación y mantenimiento a nivel nacional. El despliegue de sistemas aislados de red por parte de ADNOC Distribution en más de 100 estaciones de servicio en los Emiratos del Norte ilustra el interés comercial incluso en centros de carga más pequeños. La zona costera de Fujairah está preparada para la desalinización con energía solar, mientras que Ajmán está explorando proyectos piloto de hidrógeno verde. En conjunto, los emiratos menos poblados podrían asegurar entre el 5% y el 7% de la capacidad incremental para 2031, principalmente mediante sistemas distribuidos que mitiguen el riesgo de reducción y aprovechen la alta radiación.