La capacidad fotovoltaica mundial acumulada alcanzó los 2.974 gigavatios (GW) a cierre de 2025, con 698 GW nuevos añadidos durante el ejercicio, según el informe ‘Snapshot of Global PV Markets 2025’ del programa PVPS de la Agencia Internacional de la Energía. El dato sitúa al sector por encima de los 3 teravatios (TW) de capacidad instalada a comienzos de 2026, apenas dos años después de superar los 2 TW y menos de cuatro tras el primer teravatio.
Pero la euforia de la cifra esconde una realidad incómoda: el ritmo de crecimiento se desacelera con claridad. En 2025 la expansión fue del 16%, muy por debajo del 28% de 2024 y del 93% de 2023. La pregunta ya no es cuánto se instala, sino en qué condiciones puede la red digerir ese volumen. La propia IEA-PVPS advierte de que la integración se ha convertido en el verdadero desafío del sector.
La penetración que enciende las alarmas
La fotovoltaica cubrió en 2025 el 10,5% de la demanda eléctrica mundial, y un total de 35 países ya superan el 10% de penetración teórica. En la Unión Europea, esa cuota se acerca al 15%, con España y Grecia liderando el ranking, ambas por encima del 31%. Pero el dato de Grecia es un espejismo: los recortes de producción (curtailment) que aplica su operador de red restan varios puntos porcentuales a la penetración real. En China, el mayor mercado, la penetración rebasa el 13%, y tanto allí como en la UE los precios negativos y las restricciones de voltaje han dejado de ser anomalías para convertirse en rutina operativa.
El informe del PVPS constata que los fenómenos de curtailment se están generalizando en los mercados maduros. Pakistán, con una penetración que podría rozar el 28%, sufre además cortes por inestabilidad de la red. Esa es la nueva frontera: la instalación masiva de capacidad no garantiza mayor generación útil si no va acompañada de flexibilidad y almacenamiento.
La paradoja del módulo barato
En paralelo, la cadena de suministro vive una paradoja creciente. Los precios de los paneles chinos han caído más del 60% desde 2023, lo que ha abaratado el despliegue en todos los mercados, pero ha hundido los márgenes de los fabricantes. Las pérdidas acumuladas por esa guerra de precios alcanzan ya unos 5.000 millones de dólares desde principios de 2024. La IEA-PVPS apunta que este hundimiento pone en riesgo la capacidad de los productores para sostener garantías a 25 años.
El abaratamiento extremo ha desplazado los cuellos de botella del sector: ya no están en el coste de los paneles, sino en la tramitación de permisos, la congestión de la red y el riesgo de curtailment, que empieza a condicionar la bancabilidad de los proyectos. De hecho, la relación DC/AC de los nuevos parques se ha disparado por encima de 1,7, lo que genera discrepancias de decenas de gigavatios entre las mediciones de distintas fuentes y complica las comparativas internacionales.
La brecha entre lo que se instala y lo que realmente se aprovecha está redefiniendo el valor de la energía solar en los mercados más avanzados.
Señales de ajuste en las políticas
La reacción de los reguladores no se ha hecho esperar. China ha trasladado la fotovoltaica a gran escala a un sistema de precios de mercado; India exige almacenamiento obligatorio en las nuevas licitaciones de gran tamaño; las nuevas normas chinas para solar distribuida obligan a que los proyectos sean “monitorizables, medibles, ajustables y controlables”; y Austria exime de peajes de red al almacenamiento que demuestre aportar estabilidad al sistema.
También los contratos de compraventa de energía (PPA) están evolucionando. En 2025, grandes tecnológicas firmaron importantes acuerdos solares en Norteamérica, y Arabia Saudí cerró cinco contratos por un total de 12 GW. Estos acuerdos reflejan una nueva realidad: el valor de un PPA ya no es solo el precio, sino también la capacidad de gestionar el riesgo de contraparte y la flexibilidad del suministro.
El PVPS advierte, no obstante, de que el sector afronta un ajuste temporal en 2026. Se espera una caída global de las instalaciones de hasta el 8%, motivada sobre todo por el fin de las tarifas reguladas fijas en China, que podría restar al mercado doméstico chino hasta 93 GW. No es un frenazo estructural, sino una pausa antes de que el almacenamiento en baterías y las nuevas políticas de flexibilidad permitan otro salto.
Análisis: El dilema de crecer sin red
La fotovoltaica se enfrenta a una contradicción profunda. Nunca ha sido tan barato producir un panel, pero tampoco tan complicado rentabilizarlo en muchos mercados si el operador de la red tiene que recortar la generación en las horas centrales. Ese desacople entre el coste de instalación y el valor de la energía generada plantea un riesgo sistémico: si los ingresos de los proyectos caen por el curtailment o por los precios negativos, se resiente la bancabilidad y, con ella, la capacidad de financiar nuevas instalaciones.
España, con más de 20 GW solares añadidos en los dos últimos años, es un caso de libro. Los recortes de producción se han desbocado, según datos del propio operador del sistema, y reflejan la urgencia de inversiones en almacenamiento y en refuerzo de la red. El problema es que esas inversiones requieren marcos retributivos que aún no están completamente definidos. Mientras tanto, el excedente solar se convierte en un lastre económico más que en una oportunidad.
La IEA-PVPS proyecta una capacidad acumulada mundial superior a los 6,6 TW hacia 2030, más del doble de la actual. Pero ese camino solo será viable si el almacenamiento en baterías escala en paralelo. De lo contrario, los GW instalados corren el riesgo de ser un número hueco: capacidad que no se transforma en electricidad consumida porque la red no puede absorberla. La industria solar ha ganado la batalla de los costes; ahora debe librar la batalla de la integración.
