Las claves

El mundo ha necesitado casi siete décadas para instalar su primer teravatio solar, menos de tres años para el segundo y apenas 19 meses para el tercero. Pero el verdadero hito no es solo la velocidad. La solar ha dejado de ser una tecnología promovida principalmente por las políticas climáticas de los países ricos para convertirse en una respuesta económica y descentralizada frente a la energía cara y las redes poco fiables. China domina la fabricación y el despliegue, mientras Pakistán, Nigeria, Filipinas o Cuba anticipan la siguiente oleada. El panel ya no es el principal límite: ahora lo son las redes, el almacenamiento, la financiación y la capacidad de trasladar la electricidad desde las horas en las que abunda hacia aquellas en las que realmente tiene valor.

Resumen ejecutivo

• El mundo superó en marzo de 2026 los 3 TW de capacidad solar instalada. BloombergNEF prevé más de 9 TW en 2036.
• La solar aportó 647 GW de nueva capacidad en 2025 y representará cerca del 80% del crecimiento renovable mundial hasta 2030.
• La expansión está cambiando de geografía: 74 países ya superan 1 GW solar, frente a 42 en 2020. En 2036, los países en desarrollo podrían concentrar más del 25% de la capacidad mundial, excluida China.
• Ya no se trata únicamente de descarbonización. En numerosos países, instalar solar permite protegerse de combustibles importados, tarifas elevadas y cortes de suministro.
• La energía solar fotovoltaica de nueva construcción fue, en promedio, un 41% más barata que la alternativa fósil más competitiva en 2024. El coste de las baterías ha descendido un 93% desde 2010.
• La nueva escasez está en el sistema: más de 2.500 GW de proyectos de generación, almacenamiento y grandes consumos esperan conexión a la red.
• China ha ganado la primera batalla —escala, coste y fabricación—, pero la siguiente se decidirá en almacenamiento, redes, electrónica de potencia, flexibilidad, gestión de la demanda y diseño de mercados.

El récord que casi nadie vio llegar

En marzo de 2026, el mundo cruzó el umbral de los tres teravatios de energía solar instalada. La fecha exacta admite cierto margen estadístico —el autoconsumo resulta difícil de contabilizar y no todas las fuentes utilizan la misma metodología—, pero la trayectoria es inequívoca.

La célula solar de silicio fue desarrollada en 1954. El primer teravatio no llegó hasta 2022. El segundo se alcanzó en 2024 y el tercero, menos de dos años después. BloombergNEF espera que la capacidad vuelva a triplicarse y supere los 9 TW en 2036.

Conviene precisar qué significa el dato. Los tres teravatios representan potencia nominal —generalmente expresada en corriente continua—, no tres teravatios disponibles durante las 24 horas. Comparar esa cifra con el consumo de un país sirve para visualizar su escala, pero no sustituye el análisis de producción, estacionalidad, localización o disponibilidad.

Esta cautela no reduce la relevancia del hito. La refuerza: el mundo ya es capaz de fabricar e instalar activos eléctricos a una velocidad extraordinaria. El problema ha dejado de ser exclusivamente cuánto podemos construir y ha pasado a ser cuánto podemos aprovechar.

De política climática a decisión económica

La historia de los tres teravatios puede dividirse en tres etapas.

El primero fue impulsado principalmente por Alemania, Japón, Estados Unidos, España y otros países desarrollados mediante tarifas reguladas, subvenciones, objetivos climáticos y contratos de largo plazo. La solar era todavía una tecnología cara que necesitaba un mercado protegido para ganar escala.

En el segundo teravatio, China tomó el relevo. Construyó una cadena industrial completa, aumentó exponencialmente la producción y convirtió el módulo fotovoltaico en un producto estandarizado, abundante y barato.

El tercero comienza a contar otra historia. La solar ya no se instala únicamente porque un Gobierno la subvencione, sino porque hogares y empresas la consideran una protección frente al coste y la inseguridad del suministro.

Bloomberg señala que el número de países con al menos 1 GW instalado aumentó de 42 en 2020 a 74 en 2025. Su previsión es que, en 2036, los países en desarrollo concentren más del 25% de la capacidad solar mundial, frente a aproximadamente un 20% en las economías ricas, dejando a China fuera de ambos grupos.

La principal barrera en estos mercados ya no es el precio del panel. Lara Hayim, responsable de investigación solar de BloombergNEF, identifica como mayor obstáculo la dificultad para acceder a financiación asequible. El hardware se ha globalizado mucho más deprisa que el capital.

Pakistán: cuando la transición energética ocurre desde abajo

Pakistán es posiblemente el ejemplo más revelador. El país ha sufrido electricidad cara, interrupciones de suministro, devaluación monetaria y una fuerte dependencia de combustibles importados. La respuesta no ha llegado únicamente mediante grandes planes públicos: millones de decisiones privadas están creando un sistema energético parcialmente paralelo.

Según Ember, China había exportado acumulativamente 47 GW de paneles a Pakistán hasta junio de 2025. Las importaciones no equivalen automáticamente a capacidad instalada y conectada, pero muestran la magnitud de una transformación difícil de capturar mediante las estadísticas tradicionales.

Durante los cuatro primeros meses de 2025, la solar llegó a aportar el 25,3% de la electricidad registrada en la red pakistaní. Al mismo tiempo, hogares y empresas comenzaron a comprar baterías para prolongar el uso de esa generación y reducir su dependencia de la red.

No estamos ante el modelo clásico de transición dirigido desde arriba. Es una “solarización defensiva”: consumidores que sustituyen electricidad cara o poco fiable por activos propios. Nigeria, Líbano, Cuba, Sudáfrica y Filipinas muestran señales similares.

El fenómeno contiene también una advertencia. Cuando los clientes más solventes abandonan parcialmente la red, los costes fijos se reparten entre menos usuarios. La solar distribuida puede aliviar una crisis energética individual y, al mismo tiempo, agravar el problema financiero de la empresa eléctrica si la regulación no evoluciona.

La solar domina el crecimiento renovable, pero la capacidad no basta

En 2025 se añadieron alrededor de 647 GW solares, frente a 582 GW en 2024. Sumadas la solar y la eólica, el mundo incorporó un récord de 814 GW.

La Agencia Internacional de la Energía prevé que la capacidad renovable mundial aumente en 4.600 GW entre 2025 y 2030, el doble que durante los cinco años anteriores. Casi el 80% de esa expansión procederá de la solar fotovoltaica y un 42% del crecimiento solar corresponderá a instalaciones distribuidas, comerciales, industriales, residenciales o aisladas de la red.

El crecimiento de la capacidad ya está llegando a la generación. En 2025, la producción solar mundial aumentó alrededor de un 30% y cubrió tres cuartas partes del incremento de la demanda eléctrica. Solar y eólica, conjuntamente, atendieron el 99% de ese crecimiento. Las renovables alcanzaron el 33,8% del mix eléctrico global y superaron al carbón por primera vez.

Sin embargo, la solar todavía representa una fracción mucho menor del consumo energético total, que incluye transporte, calor industrial y edificios. El tercer teravatio es un hito eléctrico, no la culminación de la transición energética.

La paradoja del éxito: cuanto más sol, menos vale al mediodía

La energía solar presenta una singularidad económica: todas las instalaciones de una región producen aproximadamente a las mismas horas. A medida que aumenta su penetración, reducen el precio precisamente cuando están generando.

Es el denominado efecto de canibalización. En mercados como California, Australia, España, Chile o Países Bajos aparecen con mayor frecuencia precios muy bajos o negativos durante las horas centrales. Una nueva planta puede tener un coste de generación excelente y, sin embargo, recibir un precio medio cada vez menor.

Esta distinción entre coste de producción y valor para el sistema será determinante.

Según IRENA, el 91% de los nuevos proyectos renovables de gran escala construidos en 2024 fue más competitivo que las alternativas fósiles. La solar fotovoltaica resultó, en promedio, un 41% más barata que la alternativa fósil de menor coste. Paralelamente, el coste de los sistemas de baterías ha descendido un 93% desde 2010.

Pero una electricidad muy barata a las doce del mediodía no resuelve por sí sola la demanda de las ocho de la tarde. La batería deja entonces de ser un complemento del parque solar: se convierte en parte de su modelo económico.

China lo ha entendido. En 2025 instaló 189,5 GWh de nuevo almacenamiento energético y duplicó su capacidad acumulada. Su último Plan Quinquenal pone menos énfasis en añadir generación de forma indiscriminada y más en aumentar el consumo efectivo de renovables.

El panel ya no es el cuello de botella

La solar puede proyectarse y construirse en meses. Una línea de transmisión puede necesitar entre cinco y quince años. Esa diferencia de velocidades está convirtiendo la red en la verdadera restricción de la transición.

La IEA calcula que más de 2.500 GW de proyectos renovables, almacenamiento y grandes nuevos consumos están detenidos en colas de conexión. La cifra equivale a una parte muy significativa de toda la potencia eléctrica actualmente instalada en el mundo.

No todo requiere construir nuevas líneas. La IEA estima que conexiones flexibles, digitalización, tecnologías de mejora de red y reformas regulatorias podrían liberar capacidad suficiente para conectar entre 1.200 y 1.600 GW de proyectos avanzados.

Aquí aparece la siguiente gran oportunidad industrial:

• almacenamiento y sistemas de gestión energética;
• inversores, transformadores, cables y electrónica de potencia;
• redes digitales y predicción de producción;
• agregación de activos distribuidos;
• respuesta flexible de la demanda;
• recarga inteligente de vehículos;
• generación híbrida solar, eólica y batería;
• contratos capaces de convertir una producción variable en un suministro útil.

El valor comienza a desplazarse desde el módulo —cada vez más parecido a una commodity— hacia la arquitectura que lo integra.

¿Dónde quedan Europa y Estados Unidos?

La pregunta planteada por el profesor Peter Strachan es pertinente. La respuesta incómoda es que China ha ganado claramente la batalla de la escala industrial. Instala más de la mitad de la nueva capacidad solar y domina los principales eslabones de la fabricación. La IEA advierte de que la concentración china en segmentos críticos de la cadena solar seguirá superando el 90% hasta 2030.

Europa mantiene un mercado relevante, conocimiento tecnológico, operadores sofisticados y una industria potente en redes y gestión energética, pero ha perdido buena parte de la fabricación de módulos. Además, la retirada gradual de incentivos al autoconsumo provocó que el mercado europeo se estancara en torno a 64 GW en 2025, su primer retroceso en una década.

Estados Unidos consiguió aumentar con rapidez su capacidad de ensamblaje, pero los cambios regulatorios y la retirada anticipada de incentivos llevaron a la IEA a recortar casi a la mitad su previsión de crecimiento renovable estadounidense hasta 2030. Reuters

Sin embargo, la carrera no ha terminado; está cambiando de terreno. Europa y Estados Unidos difícilmente recuperarán el liderazgo compitiendo únicamente por producir el panel más barato. Su oportunidad está en capturar las capas de mayor valor: integración, almacenamiento, software, financiación, redes, flexibilidad, reciclaje y electrificación industrial.

Europa, en particular, debe decidir si utiliza la energía solar barata como una simple importación tecnológica o como la base de una nueva competitividad industrial. Disponer de más paneles no servirá de mucho si la electricidad no puede conectarse, almacenarse o llegar a las fábricas a un precio estable.

Una nueva lógica para la compra de energía

Para las empresas, esta transformación también modifica la forma de comprar electricidad. Un PPA solar convencional puede asegurar energía barata, pero no necesariamente cubrir el perfil real de consumo ni proteger frente a los precios altos de las horas sin sol.

La pregunta profesional ya no debería ser únicamente «¿a qué precio compro el megavatio hora?», sino:

• ¿En qué horas se entrega?
• ¿Quién asume el riesgo de desvío y de vertido?
• ¿Cómo evoluciona el precio capturado por la planta?
• ¿Incluye almacenamiento o capacidad de modulación?
• ¿Qué sucede cuando aparecen precios negativos?
• ¿La demanda puede desplazarse hacia las horas solares?
• ¿El contrato cubre energía, potencia firme o ambas?

La siguiente generación de contratos combinará producción renovable, baterías, gestión horaria y flexibilidad del consumo. La ventaja competitiva no estará solo en adquirir electricidad barata, sino en adaptar procesos industriales para consumirla cuando el sistema dispone de abundancia.

Del teravatio físico al teravatio útil

El tercer teravatio demuestra que la energía solar ha superado definitivamente la fase experimental. Su crecimiento ya no depende exclusivamente del consenso climático occidental: responde a costes, seguridad energética, modularidad y rapidez de instalación.

Pero su propio éxito eleva el nivel de exigencia. El cuarto teravatio será relativamente fácil de fabricar. Lo difícil será conectarlo sin congestionar la red, almacenarlo sin destruir su rentabilidad, financiarlo en los países que más lo necesitan y convertir su producción intermitente en energía útil para hogares e industrias.

El gran cambio no es que tengamos tres teravatios de paneles. Es que, a partir de ahora, el progreso energético se medirá menos por los paneles instalados y más por lo que el sistema sea capaz de hacer con ellos.

Fuentes: Bloomberg: The World Crossed a Major Solar Milestone. No One Noticed, Yale Environment 360: The World Adds a Third Terawatt of Solar Power, IEA: Renewables 2025, IEA: Electricity 2026 — Grids, IRENA: costes de generación renovable en 2024, Ember: solarización de Pakistán,  almacenamiento energético en China, crecimiento solar y eólico mundial en 2025

Foto: sungrow-emea-ceTSHQ0qars-unsplash