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) | 20.85 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 32.5 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 9.28% 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 del Reino Unido por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del mercado de energía solar del Reino Unido en términos de base instalada crezca de 20.85 gigavatios en 2026 a 32.5 gigavatios en 2031, a una CAGR del 9.28 % durante el período de pronóstico (2026-2031).
La economía de paridad de red ahora favorece los proyectos comerciales a escala de servicios públicos, mientras que la demanda de energía en tejados se acelera gracias a tarifas y códigos de construcción favorables. Las normas de conexión flexibles, el aumento de los acuerdos corporativos de compra de energía y el almacenamiento competitivo en costos están dirigiendo la capacidad hacia regiones con irradiación favorable y capacidad de distribución disponible. Los compromisos políticos con un sistema eléctrico limpio para 2030, junto con la inversión en instalaciones de energía en tejados del sector público, han ampliado las oportunidades para los desarrolladores en todos los ámbitos. La diversificación de la cadena de suministro, los proyectos piloto de agrovoltaica y los conceptos de energía solar flotante emergen como vías estratégicas de crecimiento a medida que se reducen las restricciones del uso del suelo y de la red.
Conclusiones clave del informe
- Por tecnología, los módulos fotovoltaicos mantuvieron el 100% de la participación en el mercado de energía solar del Reino Unido en 2025; los productos fotovoltaicos impulsan una CAGR del segmento del 9.28% hasta 2031.
- Por tipo de red, los activos conectados a la red representaron el 97.1 % del tamaño del mercado de energía solar del Reino Unido en 2025; se proyecta que los sistemas fuera de la red crecerán a una CAGR del 15.4 % entre 2026 y 2031.
- Por usuario final, las plantas a escala de servicios públicos capturaron el 72.9% del tamaño del mercado de energía solar del Reino Unido en 2025, mientras que se espera que las instalaciones residenciales crezcan a una CAGR del 20.6% hasta 2031.
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 del Reino Unido
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Extensión de los Certificados de Obligación de Energía Renovable (ROC) y PPA corporativos | + 1.8% | Inglaterra, Escocia (grupos industriales) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Logro de la paridad de red en proyectos a escala de servicios públicos | + 2.1% | Inglaterra (Sureste, Suroeste, Este), Gales | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Reforma de National Grid ESO a favor de la energía solar distribuida | + 1.4% | Inglaterra (regiones con restricciones de distribución), Escocia | Mediano plazo (2-4 años) |
| La economía de la energía solar acoplada a baterías se ve mejorada gracias al código de conexión flexible de Ofgem | + 1.9% | Inglaterra, Escocia, Gales | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Creciente demanda de energía fotovoltaica agrícola para descarbonizar el sector agrícola del Reino Unido | + 0.7% | Inglaterra (Este, Suroeste), Gales, Escocia | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Incentivos para la localización de la cadena de suministro de OEM en el marco de la estrategia de cero emisiones netas del Reino Unido | + 0.5% | Inglaterra (centros de fabricación), Escocia | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
La prórroga de los Certificados de Obligación de Energía Renovable impulsa los PPA corporativos
La ventana ROC hasta marzo de 2027 respalda los PPA corporativos a 10-15 años, lo que permite a fabricantes y centros de datos cubrir la volatilidad de los precios mayoristas y, al mismo tiempo, cumplir con los requisitos de divulgación. Los clústeres de demanda industrial en Escocia e Inglaterra absorben la generación al mediodía, lo que reduce los riesgos de reducción. El límite mínimo de ROC reduce el riesgo de flujos de caja iniciales, desbloqueando la financiación bancaria para promotores de mediana escala; sin embargo, se espera un aumento repentino de las operaciones de puesta en marcha antes de que finalice el mecanismo. Sin rondas de CFD más grandes, la actividad posterior a 2027 podría disminuir.[ 1 ]DESNZ, “Plan de Acción de Energía Limpia 2030”, DESNZ.gov.uk
El logro de la paridad de red en proyectos a escala de servicios públicos acelera la energía solar comercial
Los costos nivelados por debajo de 0.045 GBP por kWh en 2024 permiten que los proyectos del sur de Inglaterra dependan de los ingresos mayoristas, de beneficios integrados y de servicios auxiliares. Los módulos bifaciales y los seguidores de un solo eje mejoran la producción, como lo demuestra la planta de GRIDSERVE en York, que integra 27 MW de almacenamiento para captar múltiples flujos de valor.[ 2 ]Noticias sobre almacenamiento de energía, “GRIDSERVE completa el sistema de energía solar y almacenamiento sin subsidios”, energystoragenews.com La viabilidad comercial concentra los oleoductos en condados de alta irradiación, atrayendo capital institucional y reduciendo el riesgo de las políticas.
La reforma de la ESO de National Grid favorece la participación distribuida
Las subastas de capacidad local priorizan ahora la energía solar conectada a la red de distribución, lo que reduce las colas y las tarifas para los sistemas de 10 a 50 MW que alivian la demanda local. Los promotores están rediseñando los planos del emplazamiento para ajustarse a los umbrales de 11 kV o 33 kV y combinando el almacenamiento para optar a acuerdos flexibles. El próximo Plan de Energía Espacial podría codificar esta tendencia hacia la energía solar distribuida urbana y periurbana.
La economía de los sistemas solares acoplados a baterías se ve mejorada por un código de conexión flexible.
Compartir los límites de exportación permite sobredimensionar la energía solar y almacenar el excedente para los picos nocturnos, cuando los precios suben entre un 40 % y un 60 %. La capacidad solar combinada con baterías aumentó un 122 % en los primeros nueve meses de 2025, gracias a la acumulación de proyectos de ingresos por ventas al por mayor, respuesta de frecuencia y mercado de capacidad. Los sofisticados sistemas de gestión energética se han convertido en estándar para cumplir con los límites de exportación en tiempo real.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Restricciones de la planificación del uso del suelo en el marco de la política de planificación nacional de Inglaterra | -1.2% | Inglaterra (condados agrícolas) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Congestión de la red y largos tiempos de espera para conexiones en el norte de Inglaterra | -1.5% | Norte de Inglaterra, Escocia | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Riesgo de dependencia de las importaciones en la cadena de suministro de módulos de silicio de Xinjiang | -0.6% | Todo el Reino Unido | Mediano plazo (2-4 años) |
| Los precios de ejercicio volátiles de los CFD limitan la rentabilidad de los proyectos a pequeña escala | -0.8% | Inglaterra, Gales, Escocia | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Las limitaciones en la planificación del uso del suelo dificultan la expansión
La clasificación de terrenos agrícolas dificulta la instalación de energía solar en suelos de grado 1 a 3a, lo que extiende las aprobaciones a 18-24 meses. Los proyectos en Somerset y North Yorkshire se enfrentan al rechazo a menos que se demuestre que son de doble uso o que se ubican en zonas industriales abandonadas. Los elevados costes de remediación de los vertederos reducen aún más los márgenes de beneficio, lo que desplaza a los promotores hacia Gales y Escocia.[ 3 ]DESNZ, “Revisión del Marco Nacional de Política de Planificación 2024”, DESNZ.gov.uk
Riesgo de dependencia de las importaciones de silicio de Xinjiang
Las normas de trazabilidad de la Ley Uigur de EE. UU. se extienden a las compras europeas, lo que lleva a los compradores del Reino Unido a auditar a los proveedores de primer nivel. Los costes de los módulos podrían aumentar entre un 3 % y un 5 % si se exigen fuentes alternativas de polisilicio, lo que reduciría los contratos de compra de energía a precio fijo. La diversificación del abastecimiento o el ensamblaje nacional mitigarían la exposición.[ 4 ]Ofgem, “Resultado de la consulta sobre la reforma de las conexiones”, Ofgem.gov.uk
Análisis de segmento
Por tecnología: la energía solar fotovoltaica domina el clima templado
La tecnología solar fotovoltaica captó el 100% del mercado de energía solar del Reino Unido en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 9.3% hasta 2031, manteniendo el mercado solar británico totalmente impulsado por la energía fotovoltaica. Pruebas de campo en North Yorkshire muestran que los módulos bifaciales generan entre un 15% y un 17% más de energía que los monofaciales de referencia, lo que confirma su rápida adopción. Los diseños de media celda y multibarra aumentan aún más el rendimiento en condiciones de poca luz, en consonancia con el perfil de irradiancia difusa del país.
Las innovaciones en módulos encajan con las tendencias de los inversores: los inversores de cadena dominan los sistemas de energía eléctrica por su rentabilidad, mientras que los microinversores prosperan en los tejados al mitigar el sombreado de chimeneas y árboles. El seguimiento sigue siendo un nicho, pero los ensayos de la Universidad de Southampton podrían cuantificar el valor de doble eje en latitudes altas entre 2026 y 2028. En conjunto, estos avances refuerzan la consolidación de la tecnología en el mercado solar del Reino Unido.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por tipo de red: beneficios fuera de la red en aplicaciones remotas
Los activos conectados a la red representaron el 97.1 % del tamaño del mercado solar del Reino Unido en 2025, respaldados por la Garantía de Exportación Inteligente, que pagó 56.97 millones de libras esterlinas a los prosumidores ese año. Las tarifas SEG, que oscilan entre 0.04 y 0.25 libras esterlinas por kWh, impulsan la adopción de baterías para la exportación.
Los sistemas aislados, con un crecimiento anual compuesto (CAGR) del 15.4%, respaldan ahora las microrredes en las Hébridas y las Orcadas, donde los cables submarinos cuestan 500,000 libras esterlinas por kilómetro. El almacenamiento de iones de litio por debajo de 150 libras esterlinas por kWh y la energía solar portátil para obras de construcción amplían la base de clientes. La cuota de mercado de la energía solar aislada en el Reino Unido sigue siendo pequeña, pero estratégica para la resiliencia y la electrificación rural.
Por el usuario final: El segmento residencial crece gracias a las políticas impuestas
Los proyectos a gran escala representaron el 72.9 % de la capacidad de 2025, beneficiándose de costes de instalación de entre 0.50 y 0.70 GBP por vatio y de la agrupación de 50 MW para las economías. Múltiples parques comerciales y respaldados por CFD, como Larks Green, alcanzaron el cierre financiero en 2024, lo que reforzó su dominio a gran escala.
El auge residencial, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 20.6 %, refleja las 206,682 certificaciones de tejados en 2025 y el mandato del Estándar de Viviendas del Futuro para la energía solar de nueva construcción. La agrupación de baterías y la flexibilidad en los aranceles de exportación impulsan el autoconsumo. Los tejados comerciales e industriales ocupan un lugar intermedio, compensando los costes de la demanda con sistemas de 100 a 500 kW. En conjunto, estas tendencias diversifican la demanda de los usuarios finales en el mercado de energía solar del Reino Unido.
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Análisis geográfico
Inglaterra controla el 86% de la capacidad instalada y añadió 1.8 GW en 2024, siendo las regiones sureste, suroeste y este las que presentan la mayor densidad de proyectos. La irradiación del suroeste, superior a 1,100 kWh/m², atrae parques de 50 MW como el de Litchardon Cross. Cornualles lidera la adopción de instalaciones sobre tejado con 3,726 en 2025, lo que demuestra políticas locales favorables. Sin embargo, las pruebas de uso del suelo del NPPF ralentizan las aprobaciones de nuevas instalaciones, lo que impulsa a los promotores hacia terrenos industriales abandonados y conexiones a nivel de distribución.
Escocia se encuentra a la zaga en energía fotovoltaica, pero ofrece normas de uso del suelo flexibles y potencial para proyectos híbridos. Las islas que dependen del diésel están implementando microrredes de almacenamiento solar, lo que reduce los costos de generación de 0.40 GBP a 0.20 GBP por kWh. La congestión del transporte hacia Inglaterra limita las exportaciones, lo que impulsa la instalación de baterías coubicadas que desplazan el exceso de energía.
Gales registra el mejor factor de carga del Reino Unido para 2025, con un 10%, gracias a la irradiación de la costa sur y a las políticas de beneficio comunitario. La capacidad está aumentando en Pembrokeshire, mientras que la menor demanda industrial limita el potencial de los tejados. Irlanda del Norte sigue siendo un nicho, con una contribución inferior al 2% de la capacidad, aunque la agrovoltaica podría impulsar la diversificación agrícola. La dinámica regional sugiere que Inglaterra seguirá captando entre el 80% y el 85% de la nueva capacidad, mientras que Escocia busca sistemas híbridos y Gales muestra un crecimiento moderado.
Panorama competitivo
La fragmentación del mercado es moderada. Lightsource bp, EDF Renewables y Octopus Energy Generation lideran el desarrollo a escala de servicios públicos, aprovechando la financiación comercial y los contratos de compraventa de energía (PPA) corporativos. Foresight Solar Fund y NextEnergy Capital se centran en adquisiciones operativas, optimizando la rentabilidad mediante la repotenciación. JinkoSolar, Canadian Solar y Trina Solar suministran conjuntamente más del 60 % de los módulos de servicios públicos, mientras que First Solar presta servicios a nichos de adquisición de bajas emisiones de carbono.
La instalación residencial está fragmentada entre más de 500 empresas con certificación MCS, lo que impulsa la competencia de precios y la consolidación. Pioneros en agrovoltaica como Low Carbon Farming y Winch Energy prueban diseños para el pastoreo de ovejas, mientras que especialistas en energía solar flotante exploran la instalación de embalses en instalaciones de suministro de agua. El programa de Great British Energy para tejados de edificios públicos, con un presupuesto de 180 millones de libras, ofrece constantemente adjudicaciones de EPC. La modernización de baterías y las iniciativas híbridas de energía solar y eólica representan un espacio en blanco para nuevos participantes. El cumplimiento de las normas MIS 3002 y G98/G99 sigue siendo una barrera, favoreciendo a las empresas ya establecidas con certificación y vínculos con DNO.
Líderes de la industria de la energía solar en el Reino Unido
Lightsource bp Inversiones en Energías Renovables Ltd
EDF Renewables Reino Unido (Electricité de France SA)
Generación de energía de pulpo
Previsión Solar Fund Ltd
ScottishPower Renewables (Iberdrola SA)
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Desarrollos recientes de la industria
- Abril de 2025: Las reformas aprobadas por Ofgem tienen como objetivo reducir los retrasos en la conexión a la red y desbloquear 40 mil millones de libras esterlinas por año para actualizaciones de la red.
- Abril de 2025: El segmento de energía solar fotovoltaica en azoteas del Reino Unido registró su primer trimestre más fuerte desde 2012, estableciendo nuevos récords mensuales de generación.
- Marzo de 2025: AlphaReal compró cinco parques solares por 160 millones de libras esterlinas, lo que demuestra el continuo apetito institucional por los activos operativos.
- Febrero de 2025: Quinbrook se adjudicó el proyecto Mallard Pass de 350 MW, uno de los parques eólicos planificados más grandes del país.
Marco metodológico de investigación y alcance del informe
Definiciones de mercado y cobertura clave
Nuestro estudio considera el mercado de energía solar del Reino Unido como la capacidad fotovoltaica total, tanto conectada a la red como aislada, instalada físicamente dentro de sus fronteras, incluyendo módulos de silicio cristalino, de película delgada y los emergentes módulos tándem que abastecen la demanda residencial, comercial-industrial y de servicios públicos. La energía generada exclusivamente para aplicaciones térmicas in situ o para sistemas híbridos eólicos-solares flotantes queda fuera de este análisis, centrando así la atención en la electricidad fotovoltaica.
Exclusión del ámbito de aplicación: Los proyectos de energía solar concentrada y las ventas de exportación de componentes quedan excluidos intencionadamente.
Descripción general de la segmentación
- por Tecnología
- Energía solar fotovoltaica (FV)
- Energía solar concentrada (CSP)
- 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 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
Metodología de investigación detallada y validación de datos
Investigación primaria
Los analistas de Mordor entrevistaron a contratistas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), proveedores de inversores, gestores de activos y operadores de redes de distribución en Inglaterra, Escocia y Gales. Estas conversaciones validaron los rangos de costes de instalación, las penalizaciones por reducción de potencia y las tasas de despliegue realistas, y posteriormente pusieron en tela de juicio las hipótesis iniciales sobre la adopción de sistemas acoplados a baterías.
Investigación documental
Comenzamos con las estadísticas energéticas de acceso público publicadas por el Departamento de Seguridad Energética y Cero Emisiones Netas, los Escenarios Energéticos Futuros de National Grid y los registros de despliegue mantenidos por Ofgem, que proporcionan fechas de puesta en marcha detalladas y tamaños de sistemas acreditados. Obtuvimos información complementaria de la Base de Datos de Capacidad Renovable de IRENA y de informes de asociaciones comerciales como Solar Energy UK, mientras que artículos revisados por pares en revistas como Renewable Energy analizan las mejoras en la eficiencia y las curvas de aprendizaje. Para completar la información financiera y sobre los desarrolladores, los analistas consultaron las bases de datos de D&B Hoovers y Dow Jones Factiva para obtener información sobre los costos de los proyectos, los PPA y los anuncios de cartera. Esta lista es solo ilustrativa; se evaluaron muchas otras referencias públicas y de pago para verificar las cifras y la información disponible.
Dimensionamiento y pronóstico del mercado
La reconstrucción, de arriba hacia abajo, comienza con datos anuales de capacidad instalada provenientes de registros gubernamentales, cuyas tendencias se proyectan utilizando la visibilidad de los proyectos en desarrollo y los plazos de aprobación de los planes. Los resultados se corroboran con verificaciones de abajo hacia arriba, envíos de módulos muestreados y costos promedio del sistema para comprobar la coherencia entre volumen y valor. Las variables clave del modelo incluyen las tasas de éxito en la aprobación de planes, el interés de las empresas en los PPA, los períodos de amortización residenciales, las tasas de conexión de baterías, la longitud de las listas de espera para la conexión a la red y las disminuciones reales del precio promedio de venta de los módulos. La regresión multivariante, basada en estos factores, proyecta la capacidad y el valor hasta 2030, mientras que el análisis de escenarios somete a prueba de resistencia los impactos en las políticas o los precios. Las posibles discrepancias en el análisis de abajo hacia arriba se subsanan ponderando la información divulgada por los desarrolladores con factores históricos de realización.
Ciclo de validación y actualización de datos
Los resultados superan controles de detección de anomalías que identifican desviaciones con respecto a las proyecciones de demanda de National Grid y los precios de BloombergNEF. Revisores sénior aprueban el informe tras una revisión por pares. Los informes se actualizan anualmente; si se producen cambios en las políticas o las subvenciones, se realiza una revisión provisional antes de que los clientes reciban la información más reciente.
¿Por qué nuestra línea base de energía solar en el Reino Unido exige fiabilidad?
Las estimaciones publicadas sobre energía solar en el Reino Unido a menudo divergen porque las empresas eligen diferentes unidades de medida, bases monetarias o frecuencias de actualización.
Entre los principales factores que generan discrepancias se encuentran las diferencias en el alcance (algunas incorporan el CSP térmico), las conversiones de divisas que no tienen en cuenta las fluctuaciones de la libra esterlina en 2025 o las suposiciones de ASP de una sola fuente que las comprobaciones de doble fuente de Mordor corrigen. Otros se actualizan cada dos años, mientras que nosotros revisamos los datos de entrada trimestralmente cuando se produce un aumento repentino de los permisos de planificación.
Comparación de referencia
| Tamaño de mercado | Fuente anónima | Principal causante de la brecha |
|---|---|---|
| 19.28 GW (capacidad instalada en 2025) | Mordor Intelligence | - |
| USD 8.24 millones (ingresos de mercado en 2024) | Consultoría Global A | Combina ingresos con capacidad y fija el tipo de cambio a las tarifas de 2022. |
| 23.50 GW (capacidad instalada en 2024) | Asociación de la Industria B | Excluye sistemas en azoteas de menos de 5 kW |
| 20.2 GW (capacidad instalada en 2024) | Revista comercial C | Proyectos de oleoductos contabilizados antes de la conexión final a la red |
La comparación demuestra que cuando el alcance, la moneda y el estado de la comisión difieren, los valores principales varían. Las rigurosas verificaciones cruzadas y la actualización trimestral de Mordor proporcionan a los ejecutivos un punto de partida fiable y transparente para la estrategia.
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tamaño tendrá el mercado de energía solar del Reino Unido en 2026?
La capacidad instalada alcanzará los 20.85 GW en 2026, creciendo hacia los 32.50 GW en 2031.
¿Qué está impulsando la adopción de techos altos entre los propietarios de viviendas?
El mandato del Estándar de Viviendas del Futuro, los pagos de la Garantía de Exportación Inteligente y la caída de los costos de las baterías impulsan una CAGR del 20.6 % en las instalaciones residenciales.
¿Qué regiones del Reino Unido añaden más capacidad solar nueva?
Las regiones Sudeste, Sudoeste y Este de Inglaterra representan juntas alrededor del 86% de las incorporaciones recientes, gracias a una mayor irradiación y disponibilidad de la red.
¿Por qué los paneles bifaciales están ganando cuota de mercado?
Los datos de campo muestran un rendimiento entre un 15 % y un 17 % mayor en comparación con los paneles monofaciales en las condiciones del Reino Unido, lo que mejora la economía del proyecto incluso con tasas de degradación ligeramente superiores.
¿Cómo se está abordando la congestión de la red?
Las reformas de energía solar distribuida de National Grid ESO y el código de conexión flexible de Ofgem priorizan los proyectos listos y permiten que los sitios de energía solar más almacenamiento compartan los límites de exportación.
