I. Mercado global de la energía fotovoltaica en cubiertas: crecimiento transfronterizo y reconfiguración de la estructura del sector

En 2024, la industria de la energía fotovoltaica distribuida en techos se expandió a un ritmo sin precedentes, convirtiéndose en una piedra angular de la transición energética mundial. Según la Asociación China de la Industria Fotovoltaica (CPIA), la capacidad fotovoltaica instalada acumulada a nivel global superó por primera vez en 2024 la marca de 2 teravatios, alcanzando 2.076 GW, con una nueva capacidad añadida de 530 GW, lo que representa un aumento interanual del 35,9%. Esta evaluación se ve reforzada por el informe del IEA‑PVPS, que señala que las adiciones mundiales de energía fotovoltaica en 2024 alcanzaron aproximadamente entre 553 y 601 GW, un incremento del 29% respecto al año anterior, siendo la fotovoltaica distribuida en techos responsable de cerca del 60% de la nueva capacidad instalada. China siguió siendo el mayor mercado fotovoltaico del mundo, con 277,57 GW adicionales, manteniendo su liderazgo global por duodécimo año consecutivo desde 2013. Los datos de Rystad Energy indican que las nuevas instalaciones de fotovoltaica en techos en 2024 alcanzaron casi 190 GWdc, destacando la participación más importante de la fotovoltaica residencial (~108 GWdc) y, en menor medida, la fotovoltaica en techos para el sector comercial e industrial (C&I), con unos 78 GWdc. Sumadas a aproximadamente 275 GWdc de energía fotovoltaica a gran escala, el total de las adiciones fotovoltaicas a nivel mundial llegó a cerca de 462 GWdc.

Desde una perspectiva a escala industrial, el mercado mundial de instalaciones de energía solar fotovoltaica en techos se valoró en aproximadamente US $128.72𝑏𝑖𝑙𝑙𝑖𝑜𝑛𝑖𝑛2024𝑎𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑𝑡𝑜𝑔𝑟𝑜𝑤𝑡𝑜𝑈𝑆$ bi ll ionina andispro j Seleccionado para g fila a U S 425,25 mil millones para 2033, lo que representa una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) de alrededor del 14,2%. El mercado mundial de la energía solar fotovoltaica en techos para generación distribuida fue valorado en aproximadamente US $8.531𝑏𝑖𝑙𝑙𝑖𝑜𝑛𝑎𝑛𝑑𝑖𝑠𝑒𝑥𝑝𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑𝑡𝑜𝑟𝑒𝑎𝑐ℎ𝑈𝑆$ bi ll ionandisexpectedtoreach U S 13,61 mil millones para 2031. Este rápido crecimiento se debe a múltiples factores: el apoyo continuo de las políticas de neutralidad de carbono en diversos países, la mejora constante de la eficiencia de los módulos fotovoltaicos y la reducción de los costos de generación, así como la importante disminución de los costos de adquisición y construcción de sistemas fotovoltaicos en cubiertas a nivel mundial, impulsada por la cadena industrial completa de China.

A nivel de la cadena de suministro, China mantiene una posición dominante en la fabricación. Para finales de 2024, se prevé que China concentre el 96 % de la capacidad mundial de producción de polisilicio, lingotes y obleas; el 90 % de la capacidad de fabricación de células; y el 81 % de la capacidad de fabricación de módulos. Aunque la fabricación localizada está avanzando en regiones como Estados Unidos, India y Europa, el resto del mundo sigue dependiendo en gran medida de los productos fotovoltaicos chinos. Esta estructura industrial altamente concentrada, si bien favorece la paridad de red a escala global, también pone de manifiesto profundos desafíos en el comercio internacional y en la seguridad energética.

II. La energía fotovoltaica distribuida en China: 118 GW de nueva capacidad y el “desplazamiento hacia el sur”

Como el mayor mercado fotovoltaico del mundo, China añadió 277,57 GW de nueva capacidad fotovoltaica en 2024, un 28 % más que el año anterior; de este total, la energía fotovoltaica distribuida aportó 118,18 GW, lo que representa aproximadamente el 43 %. Dentro del segmento de la fotovoltaica distribuida, la instalación sobre cubiertas en el sector comercial e industrial registró un desempeño especialmente sólido, sumando 88,63 GW en el año, lo que supone un aumento interanual del 68 %. En contraste, la fotovoltaica distribuida residencial añadió 29,55 GW, lo que representa una caída interanual de alrededor del 32 %. El elevado crecimiento de la fotovoltaica comercial e industrial indica que la rentabilidad del autoconsumo aprovechando los espacios existentes en las cubiertas ha obtenido pleno reconocimiento en el mercado, y que la fotovoltaica distribuida está pasando gradualmente de un modelo impulsado por políticas públicas a uno liderado por la demanda del mercado.

Cabe destacar que el centro de gravedad del mercado chino de la energía fotovoltaica distribuida experimentó un cambio estructural. Las tres provincias económicamente más dinámicas —Jiangsu, Zhejiang y Guangdong— sustituyeron a los tradicionales líderes, Shandong, Henan y Hebei, como las tres primeras en cuanto a la capacidad fotovoltaica distribuida añadida. Jiangsu encabezó el país con 17,97 GW de nueva capacidad fotovoltaica distribuida, seguida por Zhejiang, con 12,04 GW, y Guangdong, con 11,16 GW. Este desplazamiento marca una transición de un modelo “liderado por el sector residencial” a uno “liderado por el autoconsumo en el ámbito comercial e industrial”, y refleja la difusión masiva de la tecnología fotovoltaica en cubiertas de edificios comerciales e industriales. A finales de 2024, la capacidad instalada acumulada de energía fotovoltaica distribuida en China alcanzó 375 GW, lo que representa alrededor del 42 % de la capacidad fotovoltaica total del país, mientras que la penetración de la energía fotovoltaica distribuida sigue aumentando de manera sostenida en el sistema de suministro energético.

A nivel local, el plan de “promoción a escala de condado” se ha integrado plenamente con la estrategia de revitalización rural. Desde el inicio del programa piloto de energía fotovoltaica distribuida en cubiertas a escala de condado en Taixing, provincia de Jiangsu, un total acumulado de 21.000 hogares nuevos han instalado sistemas con una capacidad total de 412 MW, lo que ha generado ingresos patrimoniales por valor de 26,679 millones de yuanes para los agricultores (un promedio de 1.270,4 yuanes por hogar). Entre enero y agosto de 2024, la ciudad sumó 9.187 nuevos hogares con instalaciones fotovoltaicas residenciales, lo que representa un aumento interanual del 161,38%. El condado de Yizhang, en la provincia de Hunan, fijó como objetivo añadir en 2024 no menos de 80 MW de capacidad fotovoltaica distribuida de diversos tipos, con una meta mínima de 140 MW, otorgando prioridad a los proyectos fotovoltaicos en cubiertas de edificios comerciales e industriales. El condado de Langxi, en la ciudad de Xuancheng, provincia de Anhui, incorporó durante todo el año 210 proyectos de energía fotovoltaica distribuida, con una capacidad instalada total de 192,11 MW, incluidos 100 proyectos distribuidos para el sector comercial e industrial (145,39 MW). Por su parte, el distrito de Meixian conectó en 2024 103,6 MW de energía fotovoltaica distribuida a la red, generando anualmente alrededor de 398 millones de kWh de electricidad, lo que equivale a reducir las emisiones de CO₂ en aproximadamente 398.000 toneladas.

En los mercados globales, el mercado fotovoltaico de Estados Unidos mantuvo una sólida demanda en 2024, con inversiones en energía solar que alcanzaron un récord de 41,05 mil millones de dólares, sumando alrededor de 50 GW de nueva capacidad, lo que representa un aumento interanual del 21%, aunque las instalaciones solares residenciales disminuyeron un 31% respecto al año anterior. La Unión Europea añadió 65,5 GW de capacidad fotovoltaica en 2024, un incremento del 4,4% interanual. Alemania siguió liderando con 16,1 GW, mientras que Italia incorporó 6,79 GW, un aumento superior al 30%. Entre los mercados emergentes, India agregó aproximadamente 24,5 GW, casi el doble de su cifra de 2023; Turquía instaló 7,9 GW, un 243% más que el año anterior, cumpliendo anticipadamente su objetivo para 2025; y Arabia Saudita avanzó en la quinta ronda de licitaciones fotovoltaicas por 3,7 GW y lanzó una sexta ronda de megaproyectos por un total de 5,5 GW. Rystad Energy prevé que el crecimiento anual de la capacidad fotovoltaica mundial se mantenga en torno al 17% en 2025.

III. Reconfiguración de la política: La energía fotovoltaica distribuida pasa de un “crecimiento aleatorio” a un “desarrollo estandarizado”

El año 2024 fue un período de profundos ajustes en la política del sector fotovoltaico distribuido de China. El 9 de octubre de 2024, la Administración Nacional de Energía (NEA) publicó las “Medidas de Gestión para el Desarrollo y la Construcción de la Generación Fotovoltaica Distribuida (Proyecto para Consulta)”, que, por primera vez, clasificó la energía fotovoltaica distribuida en cuatro categorías: residencial (persona física), residencial (persona jurídica), comercial e industrial general (inferior a 6 MW) y comercial e industrial a gran escala (superior a 6 MW).

El cambio de política más notable es la exigencia de que los sistemas fotovoltaicos de gran escala para el sector comercial e industrial, de más de 6 MW, operen bajo un modelo de “autoconsumo al 100 %”, sin permitir ya la venta del excedente de energía a la red. Al mismo tiempo, la generación distribuida fotovoltaica para el sector comercial e industrial ha perdido la opción de “inyección total a la red”, pero mantiene el modelo de “autoconsumo con inyección del excedente”. Por ahora, la generación fotovoltaica residencial no se ve afectada y sigue pudiendo elegir entre los tres modelos. Asimismo, la normativa establece expresamente que, cuando la energía fotovoltaica distribuida suministre electricidad a usuarios dedicados mediante líneas exclusivas, deberá “asumir de manera justa las correspondientes contribuciones y recargos gubernamentales, las tarifas de respaldo del sistema y las subvenciones cruzadas previstas por la política”; en cambio, la energía generada y consumida en el propio sitio (autoconsumo) queda exenta de los recargos por energías renovables y de otras contribuciones y gravámenes gubernamentales. Las nuevas reglas también exigen que los nuevos proyectos cuenten con capacidades “observables, medibles, ajustables y controlables”; salvo los proyectos residenciales de personas físicas, los demás tipos de proyectos podrán participar en el comercio del mercado eléctrico de forma independiente o a través de microrredes.

Las señales de política que transmiten estos ajustes son claras: la lógica de desarrollo de la energía fotovoltaica distribuida está cambiando, pasando de un enfoque exclusivo en la capacidad instalada a priorizar el consumo in situ y la viabilidad económica. En un contexto de creciente presión sobre la capacidad de las redes de distribución en algunas regiones, elevar la tasa de autoconsumo se ha convertido en una opción de política inevitable.

Al mismo tiempo, se siguieron implementando normas locales de aplicación y políticas de subsidios para los usuarios finales. Foshan establece que, en general, los módulos fotovoltaicos instalados sobre los tejados no deben sobresalir del área de proyección del techo, y queda estrictamente prohibido construir edificaciones ilegales bajo el pretexto de proyectos fotovoltaicos. El distrito de Xiaoshan emitió un aviso sobre la solicitud de fondos de subvención para proyectos de generación fotovoltaica en 2024, lo que refuerza aún más el desarrollo de la generación distribuida.

IV. Innovación tecnológica: el salto en eficiencia y los avances en la producción en masa avanzan en paralelo

El año 2024 fue un “año de avances en eficiencia” para la tecnología fotovoltaica. La eficiencia de las células basadas en silicio superó el 27 %, la eficiencia de las células tándem de perovskita‑silicio se disparó hasta el 34,6 %, y las células orgánicas también alcanzaron por primera vez la marca del 20 % de eficiencia.

En el plano de la industrialización, las tecnologías de tipo n, representadas por TOPCon, HJT y BC, han entrado en la producción en masa a gran escala. Las células de tipo n TOPCon de JinkoSolar alcanzaron una eficiencia promedio en producción en serie superior al 26,7%, mientras que su célula tándem TOPCon‑perovskita a escala de laboratorio logró una eficiencia del 34,22%. Los módulos de tercera generación Tiger Neo, basados en la plataforma tecnológica HOT4.0, alcanzaron una potencia máxima de 670 W con una eficiencia de conversión del 24,8%. En 2024, JinkoSolar se adjudicó su sexto título consecutivo mundial en envíos de módulos, con 92,87 GW despachados, de los cuales las ventas de módulos en el extranjero representaron cerca del 70%. Los módulos ABC de tipo n de Aiko Solar obtuvieron una eficiencia comercial del 24,6%, y su nuevo producto “Full Screen” logró avances en eficiencia a lo largo de todo el proceso, desde la oblea hasta el módulo. LONGi Green Energy alcanzó una eficiencia de célula del 27,3% gracias a la tecnología de contacto trasero de heterounión, mientras que su prototipo de dispositivo tándem perovskita‑silicio fue certificado con una eficiencia del 34,6%.

La capacidad de producción anual de células TOPCon de tipo n pasó de aproximadamente 110 GW en 2023 a 350 GW, mientras que la producción de células PERC convencionales cayó por debajo de 100 GW. La tecnología BC ganó protagonismo en el mercado masivo en 2024, y el módulo ABC Infinite de Aiko Solar fue galardonado por su eficiencia del 25 % y una potencia de salida de 680 W. Las células de perovskita también registraron avances significativos: la eficiencia certificada de las células de perovskita de unión simple y de pequeña superficie superó el 26 %, liderada por la Universidad de Ciencia y Tecnología de China con un 26,7 %; las células tandem de perovskita/orgánicas alcanzaron una eficiencia del 14,2 %; y las células tandem de perovskita/silicio lograron una eficiencia del 34,6 %. Por su parte, las células solares orgánicas, gracias a su ligereza y flexibilidad, ofrecen un potencial de aplicación diferenciado en escenarios especiales como techos curvos y automóviles.

V. Revolución de los costos: Se logra la viabilidad económica total para la energía fotovoltaica en el sector comercial e industrial

Gracias a la continua reducción de los precios de los módulos fotovoltaicos y a los beneficios derivados de la evolución tecnológica, el coste del sistema para la energía fotovoltaica distribuida en el segmento comercial e industrial (C&I) se situó en 2024 en 2,75 yuanes por vatio, lo que supone una disminución superior al 15 % respecto a 2023, y se prevé que siga bajando hasta alcanzar 2,57 yuanes por vatio en 2030. Tomando como ejemplo una planta fotovoltaica C&I de 1 MW, el coste inicial de inversión en 2024 ronda entre 2,1 y 2,7 millones de yuanes. Con un precio de la electricidad para autoconsumo industrial de 0,8 yuanes por kWh, los ingresos anuales ascienden aproximadamente a 625.000 yuanes, lo que representa una rentabilidad anual superior al 17 %. Los costes no técnicos se redujeron hasta representar alrededor del 19,6 % de la inversión total, la tasa de adopción de sistemas de 1500 V superó el 70 % y el costo nivelado de la energía (LCOE) descendió hasta alcanzar 0,136 yuanes por kWh.

En el sector de la BIPV, desde 2023 se han implementado más de 50 proyectos EPC de BIPV, con precios de adjudicación que han pasado de 5–6 RMB/W en 2023 a 3–4 RMB/W en 2024. A medida que los precios de los módulos fotovoltaicos siguen disminuyendo, las previsiones del sector apuntan a que, para 2025, el coste de inversión de la energía fotovoltaica integrada en edificios a nivel nacional podría reducirse hasta 3 RMB/W, con un periodo de recuperación de la inversión de los proyectos BIPV que podría acortarse a 4,67 años y una tasa interna de retorno superior al 20%. Casos reales de inversión muestran que el proyecto BIPV a escala de megavatios en Ordos, Mongolia Interior, abarca una superficie total de instalación de aproximadamente 10.049 metros cuadrados, con una potencia instalada de unos 1,36 MW y una generación anual de cerca de 1,6895 millones de kWh. No obstante, persiste el problema del sobrecoste de la BIPV: los módulos estándar de silicio monocristalino cuestan alrededor de 0,9 RMB/W, mientras que los componentes de energía fotovoltaica integrada en edificios superan en más de tres veces ese precio.