La solar mundial supera los 3 TW de capacidad, pero el reto se traslada a la integración en red: los recortes de producción se disparan en los mercados maduros
La capacidad fotovoltaica mundial alcanzó aproximadamente 2.974 GW a finales de 2025, tras sumar unos 698 GW nuevos durante el año, según el 13º informe anual Snapshot of Global PV Markets del programa PVPS de la Agencia Internacional de la Energía (IEA). La cifra confirma que el sector cruzó el umbral de los 3 teravatios (TW) a comienzos de 2026, apenas dos años después de alcanzar los 2 TW y menos de cuatro tras superar el primer terawatt.
Desaceleración del crecimiento y giro hacia la integración
El propio informe advierte de que el crecimiento se está desacelerando: fue del 16% en 2025, frente al 28% de 2024 y el 93% de 2023. Para la IEA-PVPS, la pregunta relevante para la industria ya no es cuánta capacidad se instala, sino en qué condiciones puede integrarse en redes eléctricas fiables y económicamente sostenibles.
Ese giro hacia los problemas de integración queda reflejado en los datos de penetración: la fotovoltaica cubrió en 2025 en torno al 10,5% de la demanda eléctrica mundial, y ya son 35 los países que superan el 10% de penetración teórica, frente a 27 en 2024 y solo 18 en 2023. España y Grecia lideran ese ranking, ambas por encima del 31%, aunque en el caso griego los recortes de producción (curtailment) hacen que la penetración real efectiva sea bastante menor.
España, epicentro del curtailment: 2,5 TWh recortados en el primer semestre
El informe de la IEA-PVPS se complementa con un análisis de Aurora Energy Research que constata que los recortes de producción se desbocan en España tras sumar 20 GW solares en los dos últimos años. Entre enero y junio se registraron 2,5 TWh de generación eléctrica renovable que no pudo ser integrada en la red, una cifra que supera en un 50% el volumen contabilizado en todo 2024.
China, pese a ser el mayor mercado del mundo, ya supera el 13% de penetración, y la Unión Europea se acerca al 15%; en ambos casos, fenómenos antes excepcionales como los precios negativos o las restricciones de voltaje empiezan a ser rutina operativa. Pakistán podría rozar el 28%, aunque con un volumen significativo de energía recortada por inestabilidad de red.
La paradoja de la cadena de suministro: precios hundidos y márgenes mínimos
El informe detecta una paradoja creciente en la cadena de suministro: los precios de los módulos chinos han caído más de un 60% desde 2023, lo que ha abaratado el despliegue en prácticamente todos los mercados, pero ha hundido los márgenes de los fabricantes, con pérdidas acumuladas de unos 5.000 millones de dólares desde principios de 2024.
La consecuencia práctica, señala la IEA-PVPS, es que los cuellos de botella del sector ya no están tanto en el coste de los paneles como en la tramitación de permisos, la conexión a la red, la congestión y el riesgo de curtailment, factores que empiezan a condicionar la bancabilidad de los proyectos y generan dudas sobre si los fabricantes con márgenes mínimos podrán sostener garantías de 25 años.
Políticas y contratos se rediseñan: almacenamiento obligatorio y PPA flexibles
Esta transición está reescribiendo también el diseño de políticas y contratos. China ha trasladado la solar a gran escala a un sistema de precios de mercado; India exige ya que las nuevas licitaciones de gran escala incluyan almacenamiento obligatorio; las nuevas normas chinas para solar distribuida exigen que los proyectos sean "monitorizables, medibles, ajustables y controlables"; y Austria exime de peajes de red al almacenamiento que demuestre aportar estabilidad al sistema.
En paralelo, los contratos de compraventa de energía (PPA) evolucionan de simples coberturas de precio a instrumentos que deben reflejar el riesgo de contraparte y el valor de flexibilidad: en 2025, grandes tecnológicas firmaron importantes PPA solares en Norteamérica, y Arabia Saudí cerró cinco acuerdos por un total de 12 GW, en un contexto donde los centros de datos emergen como un motor relevante de la demanda contratada.
Perspectivas 2026: caída puntual y recuperación posterior
El propio sector arrastra además un problema metodológico: a medida que los proyectos de solar-más-almacenamiento elevan la relación entre capacidad DC instalada y capacidad AC declarada (por encima de 1,7 en muchos casos), la brecha entre lo que reportan distintas fuentes (IEA, IRENA, PVPS, BNEF) puede alcanzar decenas de gigavatios, complicando las comparaciones internacionales.
De cara a 2026, la IEA-PVPS y otros análisis del sector, como el de SolarQuarter, coinciden en anticipar una desaceleración puntual, con caídas de instalaciones de hasta un 8% a escala global, provocada sobre todo por el fin de las tarifas reguladas fijas en China, que llevará a una contracción de su mercado doméstico de hasta 93 GW. Se trataría, no obstante, de un ajuste temporal: los pronósticos apuntan a una recuperación en 2027 y a una capacidad acumulada mundial superior a los 6,6 TW hacia 2030, más del doble de la actual, con el almacenamiento en baterías como condición necesaria, no solo deseable, para que ese crecimiento no choque contra sus propios límites técnicos.
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