La financiación del sector solar alcanzó los 25.100 millones de dólares entre enero y septiembre de 2026, un 45% más que en el mismo periodo del año anterior, según el recuento de Mercom Capital Group sobre 170 operaciones cerradas.
El dato no es menor. Son 7.800 millones más que los 17.300 millones contabilizados en los nueve primeros meses de 2025, cuando se firmaron 127 operaciones. Traducido: entra más dinero y se cierra con más contrapartes.
Y la clave está en la composición. El grueso no procede de fondos de capital riesgo ilusionados con la próxima tecnología disruptiva, sino de deuda: bancos y mercados de crédito dispuestos a financiar activos que ya producen electricidad y ya cobran por ella, el modelo clásico de la energía solar a gran escala.
La deuda manda: 20.400 millones y un 61% más
La deuda verde solar, que incluye financiación de proyectos, líneas corporativas y titulizaciones, sumó 20.400 millones de dólares en 80 operaciones hasta septiembre, frente a los 12.700 millones de 60 operaciones del mismo tramo de 2025. Un 61% de crecimiento que explica por sí solo el buen año del sector.
El mercado público de capital acompañó: 2.700 millones en 32 colocaciones, por encima de los 1.700 millones de 12 operaciones de 2025. Ahí se nota el deshielo de las ampliaciones y las salidas a bolsa, un canal que llevaba dos ejercicios casi cerrado por el coste del dinero.
El capital ya no pregunta si el solar es rentable: pregunta a qué tipo se financia una cartera que lleva una década produciendo.
El contraste llega con el capital riesgo, que retrocedió un 31%: 2.000 millones en 60 operaciones frente a 2.900 millones en 55. La parte destinada a empresas de la cadena de valor final se quedó en 1.300 millones repartidos en 39 operaciones.
Los mayores cheques de venture capital del periodo fueron para Inox Clean Energy (343 millones), Nexamp (180), Clean Max Enviro Energy Solutions (165), Amarenco (150) y Erco (129). Son nombres de plataforma, no de laboratorio: el dinero innovador se concentra en quien instala, opera y vende energía.
Quién compra y quién vende: 34,4 GW cambian de manos
La otra pata del informe es la consolidación. Se registraron 88 operaciones de fusión y adquisición corporativa frente a 76 un año antes, y 205 compras de proyectos frente a 166. En capacidad, cambiaron de propietario 34,4 GW, por encima de los 29 GW de 2025.
Los compradores del tercer trimestre dibujan el mapa: promotores y productores independientes se llevaron 6,7 GW; las firmas de inversión, 1,2 GW; distribuidoras y empresas de ingeniería y construcción, 852 MW; y las utilities, 362 MW. Quien tiene balance y conocimiento operativo compra; quien tiene capital paciente, también.
Entre las operaciones destacadas del periodo figuran la compra de Boviet Solar por Inox Solar Americas (750 millones), la de Bluefield Solar Income Fund por Drax (737 millones), la de Zimmermann PV-Steel Group por NextPower (378 millones) y el 59,14% de Dasolar que adquirió Greenbacker por 375 millones. TCL Solar cerró además adquisiciones estratégicas.
La letra pequeña: hay capital, pero el acceso es desigual
Raj Prabhu, consejero delegado de Mercom Capital Group, lo resumió sin adornos: los cambios en la política fiscal de Estados Unidos, las restricciones comerciales, el encarecimiento de los equipos y la incertidumbre sobre la economía de los proyectos complicaron las decisiones de inversión. Había capital; el acceso al capital, en cambio, no era igual para todos.
Ese es el detalle que el titular agregado esconde. Un crecimiento del 45% no significa que cualquier promotor encuentre dinero: significa que los activos con contrato firmado, curva de producción conocida y jurisdicción predecible se financian a tipos razonables, mientras el resto sigue pagando prima de riesgo. El contexto encaja con el escenario de despliegue que proyecta la Agencia Internacional de la Energía para esta década.
En Europa el marco regulatorio empuja en la misma dirección. La Taxonomía Verde y la directiva CSRD obligan a justificar qué parte del negocio es realmente sostenible y a reportar con criterios homogéneos, lo que abarata la due diligence del inversor. Fit for 55 y el mecanismo CBAM añaden demanda estructural de electricidad limpia. Menos fricción administrativa, más deuda colocable. Los grandes desarrolladores del continente —Iberdrola, Acciona, Solaria— compiten por ese pasivo a precio competitivo.
Y el efecto dominó llega hasta el último eslabón. Un promotor que refinancia su cartera a menor coste puede firmar contratos de compraventa de energía más baratos, y esos acuerdos acaban fijando el precio que paga una fábrica o una comercializadora por su electricidad. La financiación del sector solar no se queda en el balance del desarrollador: se traslada al kilovatio hora.
Queda la pregunta de fondo. Con 20.400 millones en deuda y 34,4 GW transferidos, el sector está haciendo lo que tocaba: reciclar capital, consolidar carteras, y profesionalizar la propiedad de los activos. El riesgo no es la falta de dinero. Es la prisa por colocarlo antes de que cambien las reglas del juego.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 34,4 GW de proyectos solares cambian de manos y pasan a gestores con capacidad de ejecutarlos, lo que acelera su entrada en operación.
- Modelo que cambia: La promoción con balance propio cede terreno a la financiación estructurada y al reciclaje de capital mediante la venta de activos.
- Para las próximas generaciones: 20.400 millones de deuda dirigidos a infraestructura que produce energía durante décadas, no a promesas sin contrato detrás.
