- El mercado solar global supera los USD 250.000 millones y proyecta una CAGR ~6% hasta 2032, con PV como tecnología dominante.
- Asia-Pacífico lidera la expansión de capacidad; Norteamérica concentra gran valor y MEA apunta a la mayor tasa de crecimiento.
- Europa añade 65,5 GW en 2024, enfrenta cuellos de red y prevé crecimientos del 3%-7% (2025-2028) con foco en almacenamiento y red.
- España (2020-2025) combina megaparques y autoconsumo, apoyada por reformas (acceso, hibridación, ambiental) y PPAs competitivos.
La energía solar ha pasado de promesa a motor real de la transición energética, con mercados que crecen en volumen, valor y complejidad regulatoria. A escala global, el negocio fotovoltaico y termosolar está viviendo un momento decisivo: caen los costes, aumenta la capacidad instalada y se afianza la competitividad frente a los combustibles fósiles, al tiempo que surgen nuevos retos de red, financiación y cadena de suministro.
Este análisis integra cifras de mercado, tendencias tecnológicas, dinámica regional, hitos regulatorios y movimientos corporativos clave. Encontrarás datos de crecimiento mundial, detalles sobre la hegemonía fotovoltaica (PV), el papel del CSP en almacenamiento térmico, objetivos país, impacto de la COVID-19, noticias recientes y un foco profundo en España y Europa. El objetivo es ofrecer una panorámica clara y accionable del “mercado solar” con lenguaje directo y de España, sin perder rigor.
Tamaño del mercado y previsiones: fotovoltaica al mando
En valor, el mercado global de energía solar se situó alrededor de USD 253,69 mil millones en 2023, con proyección a USD 273 mil millones en 2024 y horizonte de USD 436,36 mil millones en 2032; hablamos de una CAGR cercana al 6% (2024-2032). En términos de potencia, distintas fuentes estiman que la base instalada podría pasar de ~1,84 TW en 2024 a ~5,08 TW en 2029, lo que implica un ritmo medio anual muy abultado en capacidad (en torno al 28,8% de crecimiento compuesto), especialmente impulsado por Asia-Pacífico.
La fotovoltaica (PV) es la columna vertebral del mercado: a finales de 2021 sumaba ~842 GW a nivel global y, desde entonces, la expansión ha continuado con fuerza. La termosolar de concentración (CSP) mantiene su nicho, especialmente por su ventaja en almacenamiento térmico, aunque representa una porción menor de las nuevas instalaciones anuales frente a PV.
En cuota geográfica, América del Norte lideró el valor de mercado en 2023 con un 41,30%, y se prevé un avance relevante de Estados Unidos hasta unos USD 103,96 mil millones en 2032, impulsado por políticas públicas (créditos fiscales e incentivos estatales) y programas tipo feed-in tariff. Asia-Pacífico concentra la mayor expansión de potencia (China e India a la cabeza), mientras que Medio Oriente y África apuntan a la tasa de crecimiento más alta por la necesidad de reducir dependencia de gas y petróleo y electrificar zonas remotas.
COVID-19, oferta y fabricación: lecciones de resiliencia
La pandemia dejó señales mixtas. En los primeros compases, se ralentizó la emisión de permisos y se alteró la fabricación (China paró o bajó producción en varias provincias clave en 2020), pero a medio plazo el estímulo económico y la prioridad de la energía limpia reforzaron el despliegue. En Estados Unidos, la semana del 30 de marzo de 2020 se tramitaron un 32% menos permisos solares frente a la primera de febrero, reflejando el efecto directo de las restricciones. Aun así, el sector volvió al crecimiento con rapidez.
En cadena de suministro, cerca de 7 de cada 10 paneles se fabrican en China y entre un 10%-15% adicional proviene de empresas chinas con plantas en el Sudeste Asiático. Este patrón ha permitido reducciones de precio históricas, si bien también expone a riesgos comerciales (aranceles en EEUU, ajustes AD/CVD) y a episodios de disrupción logística. El abaratamiento medio de los módulos rondó el 35% en 2024, llevando el CAPEX a mínimos (especialmente en proyectos sobre suelo, con caídas de hasta el 28%).
Impulsores y tendencias: tecnología, políticas y demanda
El gran catalizador es la transición energética: limitar el calentamiento exige descarbonizar electricidad y usos finales. Gobiernos de todo el mundo empujan con objetivos y apoyo financiero. Brasil aspiraba a 42,5% de energía primaria renovable a finales de 2023; y organismos como OLADE destacan el crecimiento de las energías limpias en Latinoamérica. El Reino Unido quiere rondar el 50% de electricidad renovable para 2025; Alemania apunta al 65% en 2030; China planea cumplir sus cuotas de renovables en el mix para 2030; y EEUU anunció inversiones de casi un billón de dólares en energía limpia a lo largo de la década, más de USD 5.000 millones en nuevas fábricas solares (47 plantas) y capacidad para abastecer a 7 millones de hogares adicionales.
En el frente tecnológico, la inteligencia artificial, el IoT, el big data y la tecnología de registro distribuido ya se aplican a pronóstico, operación, mantenimiento y gestión de activos. En 2021, el DOE estadounidense financió con USD 750.000 (a tres años) proyectos de diagnóstico con IA en solar, dentro de un paquete de USD 7,3 millones orientado a IA y aprendizaje automático para mejorar el rendimiento. Estas herramientas están elevando la disponibilidad y recortando OPEX en plantas a gran escala.
La demanda eléctrica crece por urbanización, digitalización y electrificación (transporte, calor industrial). Las renovables suponen ya ~29% de la generación global y se espera que suba de forma significativa, con la fotovoltaica como gran protagonista. Según estimaciones sectoriales, PV y una electrificación profunda podrían aportar alrededor del 21% de las reducciones de CO₂ necesarias a 2050, si la capacidad supera los 8.000 GW en dicho horizonte.
Retos: inversión inicial, infraestructuras y tramitación
Persisten barreras. La inversión inicial todavía pesa, especialmente en residencial y pymes. Un ejemplo ilustrativo: 15 paneles de 300 W montados en suelo alcanzaban los USD 14.625, y añadir estructuras podía sumar unos USD 500 por módulo. Aunque los costes han caído, esta barrera no ha desaparecido para todos los perfiles de consumidor.
La infraestructura de red no siempre acompaña. En áreas rurales faltan conexiones y líneas de transmisión suficientes para integrar generación distribuida y utility-scale. En Europa, además, la burocracia sigue siendo un cuello de botella en ciertos países. Congestiones crecientes elevan el curtailment y presionan los ingresos; de aquí que el acoplamiento con almacenamiento (baterías) y la gestión activa de la demanda tomen protagonismo.
Segmentación: tecnologías y aplicaciones
Por tecnología, el mercado se divide en fotovoltaica (PV) y solar de concentración (CSP). En PV, destacan mono-Si, multi-Si y película fina; en CSP, los diseños más comunes son colector parabólico, torre central y Fresnel lineal. PV domina por coste, modularidad y rapidez de despliegue, y se usa desde electrónica de consumo (mini-PV) hasta plantas de cientos de MW.
El CSP, con almacenamiento térmico (TES), aporta valor en gestionabilidad: puede suministrar electricidad cuando el recurso solar no está disponible. PV no almacena calor —convierte luz directamente—, por lo que el papel del CSP en flexibilidad y cobertura nocturna es diferenciado y con potencial al alza en sistemas que buscan firmeza renovable.
Por aplicación, se distinguen residencial, no residencial (comercial/industrial) y utility. El segmento de servicios públicos lidera por objetivos de instalación, economías de escala y ejecución rápida (una planta PV puede montarse y conectarse con plazos sensiblemente menores que una central convencional). El autoconsumo residencial y corporativo avanza con fuerza, impulsado por ahorro, sostenibilidad y marcos de compensación de excedentes.
Panorama regional: Asia-Pacífico, Norteamérica y MEA
Asia-Pacífico es el gran epicentro. China anunció la construcción de 450 GW de eólica y solar en el desierto del Gobi y zonas adyacentes, y suma además gigantescas granjas, manufactura y desarrollo de supply chain. India acelera con megaproyectos (como Bhadla) y marcos competitivos de subastas. Japón impulsa soluciones en tejados y flotantes, con avances en perovskita. En paralelo, Cainiao (Alibaba) desplegó 100.000 m² de PV en cubiertas para autoabastecer almacenes y verter excedentes a red, y prevé llegar a 500.000 m².
En América del Norte, el empuje de incentivos federales y estatales se combina con la integración de almacenamiento y PPAs corporativos. Medio Oriente y África proyectan el mayor ritmo de crecimiento por su potencial solar, redes más débiles que requieren soluciones a medida e interés por diversificar economías dependientes de hidrocarburos.
Competidores y operaciones: actores clave y novedades
El sector está fragmentado pero con líderes reconocibles: Trina Solar, JinkoSolar, Canadian Solar, LONGi, SunPower, junto a fabricantes y desarrolladores como First Solar, JA Solar, Abengoa, Acciona, BrightSource, GE, Waaree, Tata Power Solar, Convert Italia, Urja Global o eSolar. La combinación de manufactura a gran escala, innovación y acceso a capital marca el ritmo competitivo.
En movimientos recientes: Solaria presentó el panel PowerXT 430R-PL (430 W) optimizado para MLPE (microinversores/optimizadores); Canadian Solar firmó PPAs a 10 años con Axpo Italia (~84 MWp en desarrollo) y acordó con Appalachian Power la venta del proyecto Firefly (Virginia); el consorcio Solliance alcanzó el 29,2% de eficiencia en célula tándem perovskita-silicio; y FTC Solar lanzó Voyager+, su nueva generación de seguidores de un eje para módulos de gran formato.
En licitaciones y OM: la SECI india licitó ~1 GW con PPAs a 25 años, y en Reino Unido BELECTRIC y NextEnergy Solar Fund cerraron un marco de OM de 150 MWp para una decena de parques. Estas operaciones evidencian el foco en servicios y la madurez del ecosistema más allá de la pura venta de equipos.
Qué cubren los informes sectoriales: periodos y métricas
Los análisis habituales consideran periodos 2019-2032 (histórico 2019-2022; base 2023; estimado 2024; previsión 2024-2032) y reportan valor (USD) y volumen (GW). Suelen incluir cadena de suministro, políticas públicas, drivers, frenos, cinco fuerzas de Porter, precios promedio de módulos (USD/W), envíos anuales por tecnología y segmentación por tecnología, aplicación y geografía. Esta estructura facilita comparar mercados (EEUU, Canadá, Europa, Asia-Pacífico, Latinoamérica, MEA) y distinguir perfiles de riesgo/regulación.
España 2020-2025: despliegue, rentabilidad y normas clave
España ha vivido un salto histórico. La potencia PV conectada pasó de ~11 GW a finales de 2019 a más de 25 GW a finales de 2023. Solo en 2023 se añadieron 5.594 MW (+28% interanual), elevando la cuota de la solar al 13,6% de la generación eléctrica. El impulso procede de dos motores: grandes plantas en suelo (utility-scale) y autoconsumo en cubiertas (industrial, comercial y residencial).
En utility-scale, en 2023 se instalaron ~5.783 MW (≈77% del total anual), con hubs en Extremadura, Andalucía y Castilla-La Mancha. La mayoría se financió sin subvenciones, vía PPAs y mercado, lo que ha consolidado a España como uno de los mayores mercados solares merchant/contratado de Europa.
El autoconsumo despegó tras el cambio regulatorio de 2019. De 596 MW en 2020 se saltó a 1.203 MW en 2021 y 2.507 MW en 2022; en 2023 se añadieron otros 1.706 MW, rozando los 7 GW acumulados. El sector industrial lidera (≈60% del nuevo autoconsumo en 2023), seguido de comercial/servicios y un residencial que gana tracción por la bajada de precios y trámites simplificados.
¿Es rentable? Con picos de precio mayorista en 2022 (~167,5 €/MWh de media) y normalización posterior (≈87 €/MWh en 2023), la PV ofrece ahorros relevantes (hasta ~40% de la factura, según caso) y paybacks típicos de 6-10 años, TIR de doble dígito y opciones de ingreso por excedentes o PPAs. Bonificaciones locales (IBI, ICIO) y ayudas autonómicas/nacionales redondean el caso de negocio.
Desde el punto de vista legal, el marco se ha modernizado: el RDL 23/2020 fijó hitos temporales exigentes para permisos de acceso/conexión (y elevó garantías a 40 €/kW), y el RD 1183/2020 ordenó procedimientos con concursos de capacidad en nudos saturados. El RD 960/2020 lanzó el REER (subastas con precio fijo) —la primera de 2021 adjudicó 2.034 MW FV con precios medios ~24,5 €/MWh— y el RD 244/2019 asentó autoconsumo (compensación de excedentes y autoconsumo compartido).
En 2022, el RDL 18/2022 amplió el radio de autoconsumo colectivo de 500 m a 1.000 m, y posteriormente se extendió a 2.000 m, acercándolo a prácticas de países vecinos. También se habilitó la hibridación (PV+eólica+baterías) compartiendo punto de conexión, desarrollada técnicamente por la CNMC (Circular 1/2021). Para agilizar, el RDL 6/2022 introdujo evaluación ambiental simplificada (PV hasta 150 MW en zonas de baja/moderada sensibilidad). La fecha del 25 de enero de 2023 se fijó para resolver DIAs pendientes, desbloqueando cientos de expedientes.
Todo ello convive con el PNIEC revisado al alza (objetivo fotovoltaico reforzado) y particularidades autonómicas. El acompañamiento de despachos expertos en derecho fotovoltaico —como Puentes de Muras Legal— ayuda a asegurar permisos, contratos (PPAs, arrendamientos), autoconsumo colectivo, acceso a ayudas y seguridad jurídica en cada fase.
Europa 2024 y trayectoria 2025-2028: crecimiento más pausado
Europa añadió 65,5 GW de nueva solar en 2024 (ligeramente por encima del récord 62,8 GW en 2023) y roza los 340 GW acumulados. Pese al hito, se percibe una moderación natural tras el sprint post-crisis energética. La red no ha escalado al ritmo de la generación y se observan más congestiones, curtailment y episodios de precios negativos, lo que erosiona la percepción de rentabilidad en ciertos nodos.
SolarPower Europe prevé crecimientos anuales del 3%-7% entre 2025 y 2028, suficientes para aspirar a ~750 GW en 2030 si se mantienen ambición política y mejora de redes. El éxito pasa por acelerar la electrificación (del ~23% al 35% en 5 años) para absorber la nueva generación verde, evitando canibalización. La caída de precios de módulos en 2024 redujo la inversión total (~-13%) pese a CAPEX en mínimos, efecto del ajuste de mercado y exceso de oferta manufacturera.
Proyecciones del gremio: ~70 GW en 2025 (+7%), ~72,3 GW en 2026, ~76,5 GW en 2027 y ~81,5 GW en 2028 (escenario medio). El impulso vendrá de proyectos comerciales iniciados en 2023-2024 que aprovecharon módulos baratos, mientras que limitaciones de red e incertidumbres podrían frenar algo el ritmo en 2026.
Líderes mundiales y ranking 2021: quién tira del carro
Los cinco grandes productores por capacidad acumulada reciente son China (~300 GW), EEUU (~100 GW), India (~80 GW), Japón (~70 GW) y Alemania (~60 GW). España superó los 25 GW y conserva un potencial enorme por recurso solar, disponibilidad de suelo y dinamismo del autoconsumo.
En el top-10 de nuevas instalaciones de 2021 destacaron: China (54,9 GW, +14%), EEUU (27,3 GW, +42%), India (recuperación con +265% interanual), Japón (en transición tras años de bajadas), Australia (fuerte residencial), Alemania (impulso en tejados), Brasil (récord +74%), España (4,8 GW, +37%, mercado PPA sin subsidio), Corea del Sur (RPS como palanca) y Polonia (fuerte régimen de net metering en pequeños tejados, con incertidumbre posterior).
Módulos e inversores: mercado, regiones y políticas comerciales
Según GlobalData, el mercado combinado de módulos e inversores PV podría alcanzar ~USD 115.800 millones en 2030 (≈USD 80.700 millones en módulos y ≈USD 35.000 millones en inversores). APAC lidera por objetivos ambiciosos, manufactura, urbanización e inversión: el mercado de módulos en la región habría sido de ~USD 38.800 millones en 2024 y escalaría hasta ~USD 46.200 millones en 2030.
En América, especialmente en EEUU, los ajustes arancelarios y medidas AD/CVD reconfiguran cadenas de suministro y empujan a la relocalización parcial, elevando precios domésticos en el corto plazo. EMEA pone el acento en calidad, capacidad industrial y compra estratégica, con Oriente Medio como foco emergente para grandes plantas y exigencias de inversores de alta capacidad y preparados para almacenamiento. El valor del mercado de inversores estaría encabezado por APAC (~USD 19,8 mil millones), seguida por América (~USD 7,7 mil millones) y EMEA (~USD 7,6 mil millones).
La tendencia transversal es clara: mayor integración de solar + almacenamiento, requisitos de cumplimiento de red y ciberseguridad más estrictos y optimización digital de la operación. Todo ello empuja a nuevos diseños de inversores, controles y soluciones híbridas.
Aplicaciones, casos y servicios: de la utilidad al tejado
Las plantas utility-scale seguirán marcando el paso por coste nivelado y escalabilidad. A la vez, el tejado comercial e industrial crece por ahorro directo, gestión de picos y objetivos ESG, con modelos de PPA on-site y autoconsumo compartido. En residencial, la bajada de precios, subvenciones locales y la posibilidad de compensar excedentes hacen que la adopción sea más accesible que nunca.
Los servicios anexos (OM, repotenciación, agregación, gestión de energía con IA) cobran protagonismo, creando valor más allá del kW instalado. También veremos más hibridación con eólica y el despliegue de baterías tanto a nivel planta como detrás del contador, clave para mitigar curtailment y capturar precios fuera de las horas solares.
Para quienes operan en España, conocer la regulación estatal y autonómica, optimizar la tramitación ambiental, asegurar la conexión a red y estructurar contratos robustos (PPAs, arrendamientos) es diferencial. La experiencia de equipos legales especializados en renovables reduce riesgos y acelera el time-to-market en un entorno con gran competencia y ventanas temporales exigentes.
El pujante mercado global de la energía solar avanza sobre bases sólidas: caídas de coste, metas públicas ambiciosas, innovación acelerada y adopción transversal desde gigantes utility hasta pymes y hogares. Los retos de red, burocracia e ingresos en mercados saturados son reales, pero la respuesta —electrificación, almacenamiento, digitalización y mejor planificación— ya está en marcha. En este contexto, la ventana de oportunidad sigue abierta para quienes combinen ejecución técnica, finanzas creativas y excelencia regulatoria.
