Las instalaciones solares en China sumaron 110,83 GW entre enero y septiembre de 2026, un 53,9% menos interanual, según la Administración Nacional de Energía (NEA): el mercado se estabiliza tras el cambio de retribución que sacudió al sector.
El desplome del 53,9% tiene culpable y fecha: el 1 de junio de 2025
Vamos a los datos. En el mismo periodo de 2025, China había conectado 240,27 GW; este año, 110,83 GW. La diferencia no responde a un colapso de la demanda, sino a un efecto base excepcional: en febrero de 2025 Pekín anunció que la electricidad de los nuevos proyectos eólicos y solares quedaría sujeta a precios de mercado, con liquidaciones distintas para las plantas conectadas antes y después del 1 de junio. El plazo desató una carrera por engancharse a la red.
La prueba está en el calendario. Solo en mayo de 2025 se instalaron cerca de 93 GW en un mes. El primer semestre del año pasado cerró con 212,21 GW; el de 2026, con 72,07 GW, un 66% menos. Comparar ambos ejercicios sin esa anomalía es engañoso, y quien lo haga venderá una crisis que los datos mensuales no sostienen.
Lo que sí ha cambiado de fondo es el marco. Con la retribución por mercado, el promotor asume el riesgo de precio y el atractivo de las plantas utility-scale en provincias con buena radiación pero mucha competencia se resiente. La patronal del sector, la China Photovoltaic Industry Association (CPIA), señala tres frenos concretos: la caída de los precios mayoristas de la electricidad, los vertidos (curtailment) en zonas con exceso de generación, y el encarecimiento de los costes de proyecto.
Ahí está la letra pequeña que no aparece en los titulares de récord. China no ha dejado de instalar: ha dejado de instalar a cualquier precio y en cualquier punto de la red. Ese matiz, para el mercado fotovoltaico mundial, lo cambia casi todo.
Un mercado que crecía por obligación administrativa ahora crece por cuenta de resultado: el promotor chino mira el precio de la electricidad antes de firmar el proyecto.
El tercer trimestre cambia el signo: 38,76 GW y un rebote del 38%
La segunda mitad del año cuenta otra historia. Entre julio y septiembre se añadieron 38,76 GW, un 38% más que los 28,06 GW del mismo trimestre de 2025. Septiembre aportó 13,64 GW, un 23,6% por encima de agosto y un 41,2% más que un año antes.
El stock acumulado lo confirma: la capacidad solar China instalada alcanza 1,313 TW, un 16,5% más interanual. La eólica suma unos 700 GW (+20,4%) y, juntas, ambas tecnologías superan los 2,01 TW, casi el 48,7% de toda la potencia eléctrica del país, que ya llega a 4,13 TW. La transición eléctrica china se mide hoy más por el mix que por el récord anual.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad acumulada: 1,313 TW solares al cierre de septiembre, un 16,5% más que un año antes.
- Nueva potencia: 110,83 GW en nueve meses, frente a los 240,27 GW del mismo periodo de 2025.
- Mix eléctrico: solar y eólica suman 2,01 TW, el 48,7% de los 4,13 TW instalados en el país.
- Utilización: 2.174 horas medias por equipo en nueve meses, 194 horas menos que en 2025.
La letra pequeña: precios de mercado, vertidos y los 69 GW que faltan
La CPIA mantiene su previsión de entre 180 y 240 GW nuevos en todo 2026. Para tocar el suelo de esa horquilla faltan unos 69,17 GW en el cuarto trimestre, es decir, una media de 23,06 GW al mes, frente a los 12,92 GW mensuales del tercer trimestre. No es imposible; tampoco está hecho.
Hay un dato que mide el otro lado de la moneda: las horas medias de utilización de todo el parque eléctrico cayeron 194 horas, hasta 2.174 horas en los nueve primeros meses. Más capacidad instalada con menos horas de funcionamiento significa que una parte de la nueva generación se queda sin hueco en la red, y que el vertido deja de ser una anécdota provincial.
Ese es el cuello de botella real de la transición china, más que la cifra bruta de gigavatios. Red, almacenamiento y demanda flexible son la asignatura pendiente, y son también el siguiente mercado de 100.000 millones de dólares. Ojo con el dato: el panel ya es barato; la conexión, no.
Análisis: China deja de instalar a cualquier precio y pasa a marcar el precio del módulo
El precedente importa. En 2025, el mercado fotovoltaico chino batió todos los registros y arrastró al resto del mundo: la sobrecapacidad de producción hundió el precio de los módulos solares y abarató los proyectos de medio planeta, incluidos los que Iberdrola o Acciona desarrollan en España. Un año después, el freno chino devuelve la pelota: menos demanda interna presiona aún más el precio del módulo y estrecha el margen de unos fabricantes ya exhaustos, mientras la Comisión Europea sigue midiendo qué parte de esa cadena entra bajo el paraguas de la Taxonomía Verde y qué parte queda expuesta al CBAM por su huella de carbono. Los datos primarios de capacidad están en la web de la NEA.
Para el inversor, la lectura es incómoda pero clara: el crecimiento del mercado ya no es lineal y depende del diseño regulatorio, no de la abundancia de sol. Quien compre capacidad china como si fuera un dato estructural se equivoca de modelo, igual que se equivocó quien leyó el desplome del 53,9% como una retirada del negocio verde. Y para Europa, la oportunidad es doble: módulos más baratos para acelerar los objetivos de Fit for 55 y una razón más para no desmontar su propia cadena industrial. La duda sobre el concepto de fondo se resuelve en la entrada sobre energía solar fotovoltaica.
El test de los 69 GW del cuarto trimestre dirá si el ajuste era una pausa o un cambio de régimen. Si China cierra 2026 en el rango bajo de su propia previsión, el mundo instalará menos potencia que en 2025 por primera vez en una década. Y eso, en un planeta que necesita triplicar la renovable antes de 2030 para cumplir el Acuerdo de París, no es un detalle estadístico: es una factura que se traslada a la siguiente generación.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 1,313 TW solares acumulados y 2,01 TW entre sol y viento, el 48,7% de la potencia eléctrica china, según la NEA.
- Modelo que cambia: El despliegue por objetivo administrativo deja paso a un mercado con precio por hora, vertidos y riesgo asumido por el promotor.
- Para las próximas generaciones: Las 2.174 horas de utilización señalan dónde va la próxima inversión: red, almacenamiento y demanda flexible, no solo paneles.
