Estadísticas globales de instalaciones solares PV 2026: tasas de crecimiento…

Resumen

Las instalaciones solares PV globales superaron los 510 GW en 2025, la capacidad acumulada alcanzó aproximadamente 2.8 TW en los informes de 2026, y los cambios de política ahora canalizan alrededor del 60% de las renovables de escala utility mediante subastas.

Conclusiones clave

La estrategia de instalación solar PV en 2026 debe basarse en adiciones globales anuales de 510-600 GW, eficiencia de módulos comerciales del 22-25% y riesgo de acceso a red vinculado a políticas.

• Haga seguimiento de las reglas de subasta en China, Europa, India y MENA, porque la contratación competitiva ahora cubre casi el 60% de las adiciones renovables esperadas a escala utility entre 2025-2030.
• Priorice la energía solar distribuida C&I donde las tarifas minoristas superen USD 0.10/kWh, porque los sistemas de 50-500 kW a menudo pueden recuperar el capital en 3-7 años.
• Especifique módulos N-type TOPCon o HJT con eficiencia del 22-25% para proyectos en tejados y con limitación de terreno donde la productividad por área afecte el coste EPC.
• Añada almacenamiento para mercados con alta limitación de producción o redes débiles, porque la IEA espera que la limitación de solar y eólica aumente a medida que las cuotas de VRE se acerquen al 27% para 2030.
• Compare el riesgo de política regional antes de la adquisición, porque la IEA redujo su previsión de renovables de EE. UU. para 2025-2030 en casi 50% tras cambios fiscales y de permisos.
• Use documentos de cumplimiento IEC 61215, IEC 61730, IEC 62116 e IEEE 1547 para reducir el riesgo de due diligence técnica en licitaciones B2B financiables.
• Solicite precios FOB, CIF y EPC llave en mano por separado, porque la logística, los estudios de red, las obras civiles y la interconexión local pueden cambiar el coste entregado en un 15-45%.
• Modele la producción a 25-30 años con degradación anual de módulos del 0.4-0.6% y datos locales de irradiancia antes de firmar PPAs o contratos de suministro de equipos.

Línea base global de instalaciones solares PV 2026

La solar PV global entró en 2026 tras adiciones récord en 2025 de 510.3 GW según IRENA y más de 600 GW según estimaciones de la IEA, creando una base instalada de 2.8 TW.

Para los compradores B2B, la conclusión importante no es simplemente que la solar está creciendo; es que la solar se ha convertido en la opción de capacidad predeterminada en muchas licitaciones. Según IRENA (2026), la solar fotovoltaica representó 510.3 GW de los 511.2 GW de adiciones totales de energía solar en 2025, mientras que las adiciones renovables totales alcanzaron 692 GW. Según la IEA (2026), la solar PV superó los 600 GW de adiciones anuales por primera vez y la capacidad solar PV acumulada alcanzó alrededor de 2,800 GW.

La diferencia entre las cifras de IRENA e IEA refleja metodología y calendario. IRENA generalmente informa la capacidad conectada al cierre del año a partir de estadísticas nacionales, mientras que el IEA Global Energy Review incluye adiciones reales y estimadas cuando los datos finales aún no están disponibles. Por lo tanto, los equipos de adquisición deben tratar 510 GW como la línea base estadística conservadora y 600 GW como el techo de actividad de mercado para las instalaciones de 2025.

Según IRENA (2026), las renovables alcanzaron 5,149 GW de capacidad instalada total en 2025 tras un incremento anual del 15.5%. La solar aportó aproximadamente el 75% de las adiciones renovables, y solar más eólica representaron el 96.8% del crecimiento renovable neto. La señal práctica es clara: la disponibilidad de módulos, la competencia EPC y el suministro de inversores ahora están determinados por fabricación anual a escala de teravatios, no por programas de energía limpia de nicho.

BloombergNEF (2026) afirma que la inversión global en transición energética alcanzó USD 2.3 trillion en 2025, un 8% más que en 2024, con USD 690 billion destinados a energía renovable y USD 483 billion a redes. Albert Cheung de BloombergNEF afirma: "la transición energética global es resiliente", un resumen útil para compradores que evalúan si el ruido de políticas ha detenido el impulso de despliegue.

Indicador	2024	2025	Significado para adquisiciones en 2026
Adiciones anuales solares PV, IRENA	451.9 GW	510.3 GW	Use 510 GW como línea base estadística confirmada de 2025
Adiciones anuales solares PV, IEA	Aproximadamente 535 GW implícitos	Más de 600 GW	Use para impulso de mercado y planificación de suministro a corto plazo
Adiciones renovables totales, IRENA	585 GW	692 GW	Las renovables aún dominan la nueva capacidad eléctrica
Adiciones renovables totales, IEA	Aproximadamente 690 GW implícitos	800 GW	La solar representa más de tres cuartas partes de las adiciones renovables de la IEA
Capacidad solar PV acumulada, IEA	Aproximadamente 2.2-2.5 TW	Aproximadamente 2.8 TW	La PV es ahora la tecnología eléctrica instalada más grande por capacidad

Tasas de crecimiento regional e impacto de políticas

Asia lideró las adiciones renovables de 2025 con 513.3 GW y una cuota global del 74.2%, mientras Europa añadió casi 70 GW de solar PV e India añadió casi 50 GW.

Asia-Pacífico sigue siendo el centro de las estadísticas de instalación solar PV en 2026. Según IRENA (2026), Asia aportó el 74.2% de toda la nueva capacidad renovable en 2025 y añadió 513.3 GW de capacidad renovable, una tasa de crecimiento anual del 21.6%. China por sí sola puso en servicio casi 370 GW de solar PV según la IEA (2026), impulsada en parte por una carrera antes del cambio de junio de 2025 desde tarifas fijas hacia subastas competitivas.

Europa es más pequeña que Asia, pero sigue siendo crítica en políticas. Según la IEA (2026), la Unión Europea instaló casi 70 GW de solar PV en 2025 como parte de casi 85 GW de adiciones renovables. Alemania añadió 17 GW, alrededor de una cuarta parte de las adiciones solares de la UE, mientras que España añadió 14 GW, un 50% más que en 2024. Los PPAs corporativos, los contratos por diferencia y la simplificación de permisos son ahora centrales para la financiabilidad.

Norteamérica muestra la división de políticas más clara. SEIA y Wood Mackenzie informaron 43.2 GWdc de instalaciones solares en EE. UU. en 2025, un 14% menos que en 2024, mientras que la solar aún representó el 54% de la nueva capacidad de generación de EE. UU. La IEA (2025) revisó posteriormente a la baja su previsión renovable de EE. UU. para 2025-2030 en casi 50%, citando una eliminación más rápida de créditos fiscales, restricciones FEOC y limitaciones federales de permisos.

Oriente Medio y África están pasando de escala piloto a escala de adquisición. Según la IEA (2026), las adiciones de capacidad renovable se duplicaron tanto en África subsahariana como en MENA hasta alrededor de 12 GW cada una en 2025. Arabia Saudita instaló casi 7 GW de solar PV después de que las adiciones se cuadruplicaran, mientras que Sudáfrica instaló más de 3 GW de solar PV por primera vez.

América Latina sigue siendo fuerte para solar distribuida, pero está expuesta a restricciones de red. Según la IEA (2025), los mayores precios minoristas de electricidad apoyan el despliegue de PV distribuida en América Latina, mientras que los riesgos de limitación de producción en Brasil y Chile han reducido algunas previsiones a escala utility. Para compradores comerciales, la lección es evaluar la capacidad del nodo de red, los límites de exportación y la economía de baterías antes de asumir ingresos merchant.

Región	Datos solares/renovables de 2025	Principal impulsor de política	Implicación de adquisición B2B
Asia-Pacífico	513.3 GW de adiciones renovables en Asia; China casi 370 GW de solar PV	Subastas de China y exposición al mercado mayorista	Asegure el suministro de módulos temprano; espere competencia de precios y riesgo de cola de red
Europa	UE casi 70 GW de solar PV; Alemania 17 GW; España 14 GW	CfDs, PPAs corporativos, reforma de permisos	Fuerte financiabilidad, pero menores incentivos residenciales desplazan el foco hacia C&I
Norteamérica	EE. UU. 43.2 GWdc de solar en 2025; descenso interanual del 14%	Calendario de créditos fiscales, FEOC, colas de interconexión	Use documentación safe-harbor y revisión de contenido nacional
Oriente Medio/África	MENA y África subsahariana alrededor de 12 GW de adiciones renovables cada una	Subastas, seguridad energética, sustitución de diésel	Combine EPC solar con almacenamiento y estudios de estabilización de red
América Latina	PV distribuida respaldada por altas tarifas minoristas	Facturación neta, contratos bilaterales, controles de limitación	Priorice autoconsumo y diseño de inversor preparado para baterías

Tendencias interanuales y perspectivas 2030-2040

La solar PV creció desde aproximadamente 138 GW de adiciones anuales en 2020 hasta 510-600 GW en 2025, y la IEA proyecta que la PV impulsará casi el 80% de la expansión renovable hasta 2030.

La tendencia de cinco años es inusualmente pronunciada. Los datos de IRENA muestran que las adiciones de capacidad solar aumentaron de 451.9 GW en 2024 a 510.3 GW en 2025, mientras que la IEA estima que la solar superó los 600 GW en 2025 tras un crecimiento anual de aproximadamente 12%. Fraunhofer ISE (2026) informa un CAGR del mercado PV global de aproximadamente 27%, dominado por silicio cristalino y N-type TOPCon.

La perspectiva 2025-2030 sigue siendo sólida, pero más sensible a las políticas que el auge de 2021-2024. La IEA afirma: "Las adiciones de electricidad renovable para 2025-2030 suman 4 600 GW", y la solar PV representa casi el 80% de esa expansión. La solar distribuida representa el 42% de la expansión PV total, lo que importa para tejados comerciales, granjas, almacenes, sitios de telecomunicaciones y parques industriales.

Sin embargo, el crecimiento ya no está limitado principalmente por el coste de los módulos. Según la IEA (2025), la previsión renovable global para 2025-2030 fue revisada a la baja en 5%, o 248 GW, debido a cambios de política, regulatorios y de mercado desde octubre de 2024. La solar PV representa más del 70% de esa reducción absoluta, principalmente en proyectos a escala utility.

De 2030 a 2040, la evolución clave será una mayor eficiencia y una integración de sistemas más profunda. Fraunhofer ISE (2026) informa que la eficiencia de módulos comerciales de silicio mejoró de aproximadamente 17% a justo por debajo de 25% durante diez años, mientras que las células tándem de perovskita-silicio en laboratorio prometen hasta 35% de eficiencia. Wood Mackenzie (2026) espera que TOPCon siga siendo dominante al menos hasta 2028, pero la comercialización de tándem depende de la estabilidad frente al calor y la humedad.

Periodo	Tendencia de instalación	Tendencia tecnológica	Señal de política/mercado
2020-2023	Escalado rápido tras descensos de coste de módulos	Comienza la transición de PERC a TOPCon	Conviven tarifas feed-in y subastas tempranas
2024	Las adiciones solares de IRENA alcanzaron 451.9 GW	Los módulos N-type ganan cuota	Las renovables aportaron el 92.5% de la expansión de capacidad global
2025-2026	IRENA 510.3 GW de solar PV; IEA más de 600 GW	Los módulos TOPCon/HJT alcanzan comúnmente 22-25%	Las subastas y PPAs merchant determinan la financiabilidad
2027-2030	La IEA proyecta 4,600 GW de adiciones renovables	Se expanden el emparejamiento con almacenamiento y los inversores grid-forming	La solar representa casi el 80% del crecimiento de capacidad renovable
2030-2040	La solar de teravatios por año se vuelve plausible en escenarios de política alta	Los módulos tándem pueden superar 28-30% de eficiencia comercial	La flexibilidad de red, el reciclaje y la fabricación local se vuelven decisivos

Referencias de selección de tecnología, coste y EPC

La adquisición PV comercial en 2026 debe comparar eficiencia de módulos del 22-25%, garantías de 25-30 años, LCOE solar de USD 0.03-0.06/kWh y certificación de inversores conforme a red.

La selección técnica ahora trata menos sobre si la solar funciona y más sobre si el sistema instalado coincide con la carga, la tarifa y las restricciones de red del comprador. Para proyectos C&I de SOLARTODO, los bloques de sistema típicos incluyen tejados de invernadero de 50 kW, tejados comerciales de 100 kW, sistemas industriales de 500 kW y paquetes solar-plus-storage con baterías LFP. Un sistema comercial de 100 kW + 200 kWh puede generar aproximadamente 140-160 MWh/year en regiones solares fuertes, mientras que el almacenamiento LFP con 6,000+ ciclos admite peak shaving y operación de respaldo.

Según Fraunhofer ISE (2026), los módulos comerciales de silicio han mejorado de aproximadamente 17% a justo por debajo de 25% de eficiencia durante la última década, y el LCOE global típico para grandes plantas PV es de alrededor de 4 céntimos de euro/kWh. Según la metodología NREL PVWatts, el rendimiento energético específico del sitio depende de irradiancia, inclinación, acimut, temperatura, sombreado y pérdidas; los equipos de adquisición deben exigir un informe de rendimiento financiable en lugar de depender solo de la capacidad nominal.

SOLARTODO normalmente recomienda módulos N-type TOPCon o HJT para proyectos comerciales con espacio limitado, módulos bifaciales donde el albedo o la reflectancia del tejado respalden ganancia por la cara posterior, e inversores string para sistemas de 50-500 kW que requieren O&M modular. Para redes débiles, torres de telecomunicaciones, monitoreo agrícola y sistemas de seguridad, solar-plus-storage debe dimensionarse frente a cargas críticas, no solo al consumo diario promedio.

Arquitectura de producto	Eficiencia / especificación típica	Mejor ajuste	Riesgo a comprobar
PV PERC monofacial	Eficiencia de módulo del 20-22%	Proyectos de área abierta sensibles al coste	Menor financiabilidad futura frente a suministro N-type
PV bifacial N-type TOPCon	Eficiencia de módulo del 22-25%	Tejados C&I, cocheras, agrivoltaica	Evidencia de fiabilidad frente a humedad y UV por proveedor
PV bifacial HJT	Eficiencia de módulo del 22-24.5%	Climas cálidos y proyectos premium	Mayor precio de módulo y disponibilidad de proveedor
PV + batería LFP	Eficiencia de ida y vuelta del 95%; 6,000+ ciclos	Peak shaving, respaldo, redes débiles	Código contra incendios, controles EMS y términos de garantía
Inversor string conectado a red	Eficiencia pico del 98%+	PV distribuida de 50-500 kW	Cumplimiento anti-islanding y código de red local

Análisis de inversión EPC y estructura de precios

Un paquete solar EPC financiable separa suministro FOB, entrega CIF y construcción llave en mano, con descuentos por volumen de 50+ unidades y retorno de 3-8 años en mercados de alta tarifa.

EPC significa Engineering, Procurement, and Construction. Para un proyecto solar PV, la entrega EPC llave en mano normalmente incluye estudio del sitio, revisión estructural, diseño eléctrico, lista de materiales, adquisición de módulos e inversores, sistema de montaje, protección DC y AC, supervisión de instalación, puesta en marcha, configuración de monitoreo, documentación as-built y capacitación de entrega. La solicitud de conexión a red, obras civiles, despacho de aduanas y permisos locales pueden estar incluidos o cotizarse por separado según el país.

SOLARTODO es un fabricante y exportador B2B, no un marketplace en línea. El flujo de trabajo normal es consulta, dimensionamiento técnico, cotización offline, negociación comercial, producción, envío, soporte de instalación y servicio posventa. Los compradores pueden solicitar FOB Supply para equipos en puerta de fábrica, CIF Delivered para equipos desembarcados en el puerto de destino, o EPC Turnkey para entrega a nivel de proyecto con alcance de construcción y puesta en marcha.

La fijación de precios en tres niveles evita supuestos ocultos. FOB Supply suele ser mejor para distribuidores y contratistas EPC con equipos locales de instalación. CIF Delivered es útil cuando los compradores quieren que SOLARTODO gestione el flete marítimo y el seguro. EPC Turnkey es apropiado para propietarios comerciales, grupos agrícolas, operadores de telecomunicaciones y desarrolladores de infraestructura que necesitan un paquete de entrega con un único responsable.

La orientación indicativa de volumen puede aplicarse a pedidos repetidos de equipos: 50+ unidades o bloques de proyecto equivalentes pueden calificar para un descuento del 5%, 100+ para 10% y 250+ para 15%, sujeto a potencia de módulos, marca de inversor, capacidad de batería, incoterms y calendario de envío. Los términos estándar de pago son depósito 30% T/T más 70% contra conocimiento de embarque, o 100% L/C a la vista. La financiación de proyectos está disponible para grandes proyectos superiores a USD 1,000K tras revisión crediticia y del proyecto. Contacto: [email protected].

Modelo comercial	Qué incluye	Comprador típico	Impacto en coste/ROI
FOB Supply	Módulos, inversores, montaje, cables, dispositivos de protección	Distribuidor o EPC local	Menor precio de equipo; el comprador gestiona flete e instalación
CIF Delivered	Paquete FOB más flete marítimo y seguro	Importador o contratista regional	Reduce el riesgo logístico; coste desembarcado más claro antes de aduanas
EPC Turnkey	Ingeniería, adquisición, construcción, puesta en marcha	Propietario de activo o desarrollador de infraestructura	Mayor alcance inicial; menor riesgo de interfaces y puesta en marcha más rápida

Aplicación	Tamaño típico	Referencia de rendimiento anual	Impulsor de retorno
PV en tejado de invernadero	50 kW	72-85 MWh/year	Riego, ventiladores, cargas de fertirrigación a USD 0.10-0.18/kWh
PV en tejado C&I	100-500 kW	140-850 MWh/year	Autoconsumo y reducción de cargos por demanda
Solar + almacenamiento LFP	100 kW + 200 kWh	140-160 MWh/year más desplazamiento de picos	Peak shaving, respaldo, arbitraje por horario de uso
Sitio de telecomunicaciones o seguridad	5-50 kW	Específico del sitio	Sustitución de diésel y resiliencia ante cortes

Preguntas frecuentes

Los compradores de solar PV en 2026 preguntan con mayor frecuencia sobre estadísticas de instalación de 510-600 GW, riesgo de política, precios EPC, garantías y preparación para almacenamiento.

P: ¿Cuáles fueron las instalaciones solares PV globales en 2025 y por qué difieren los informes de 2026? R: IRENA informó 510.3 GW de adiciones solares PV en 2025, mientras que la IEA estimó que la solar superó 600 GW. La diferencia proviene de la metodología: IRENA usa reportes estadísticos conectados al cierre del año, mientras que la IEA incluye adiciones reales y estimadas cuando los datos finales están incompletos. Los compradores deben usar ambas cifras como un rango de mercado conservador a alto.

P: ¿Qué región instaló la mayor capacidad solar PV? R: Asia-Pacífico dominó el despliegue de 2025, liderada por China. IRENA informó que Asia aportó 513.3 GW de adiciones renovables, equivalente al 74.2% del total global. La IEA estimó que China por sí sola puso en servicio casi 370 GW de solar PV en 2025, muy por delante de Europa, India, Estados Unidos, América Latina y África.

P: ¿Cómo afectaron los cambios de política al crecimiento solar PV en la planificación de 2026? R: La política se convirtió en una restricción de instalación mayor que el suministro de módulos. La IEA revisó a la baja su previsión renovable de 2025-2030 en 5%, o 248 GW, tras cambios en créditos fiscales, subastas, permisos y reglas de mercado. Estados Unidos experimentó el mayor impacto, con su previsión renovable reducida en casi 50%.

P: ¿Por qué son importantes las subastas competitivas para la solar PV a escala utility? R: Las subastas competitivas se están convirtiendo en la principal vía de adquisición para renovables a escala utility. La IEA proyecta que las subastas representarán casi el 60% de las adiciones brutas renovables a escala utility entre 2025-2030, frente a menos del 25% en la previsión anterior. Las subastas pueden reducir precios, pero también comprimen márgenes y aumentan la disciplina de oferta.

P: ¿Qué tecnología de módulos deben especificar los compradores comerciales en 2026? R: La mayoría de los compradores comerciales deben especificar módulos N-type TOPCon o HJT con aproximadamente 22-25% de eficiencia. Fraunhofer ISE informa que la eficiencia de módulos comerciales de silicio aumentó de aproximadamente 17% a justo por debajo de 25% durante diez años. Los módulos bifaciales son especialmente útiles para tejados reflectantes, cocheras, agrivoltaica y arreglos montados en suelo.

P: ¿Cuál es el periodo de retorno típico para solar PV C&I? R: El retorno de solar C&I comúnmente oscila entre 3-8 años, según tarifa, autoconsumo, coste de financiación y alcance EPC. Un sistema de 50 kW en tejado de invernadero que genera 72-85 MWh/year puede ahorrar USD 7,200-15,300 anuales con precios de electricidad de USD 0.10-0.18/kWh antes de escalación e incentivos.

P: ¿Qué incluye la entrega EPC llave en mano para proyectos SOLARTODO? R: La entrega EPC llave en mano incluye ingeniería, adquisición, soporte de construcción, puesta en marcha, configuración de monitoreo, documentación y capacitación de entrega. SOLARTODO puede cotizar FOB Supply, CIF Delivered o EPC Turnkey según la responsabilidad del comprador. Los términos estándar son 30% T/T más 70% contra B/L, o 100% L/C a la vista.

P: ¿Cuándo debe un proyecto solar PV incluir almacenamiento en baterías? R: Se recomienda almacenamiento en baterías cuando el sitio tiene tarifas pico elevadas, fiabilidad de red débil, límites de exportación o cargas críticas. Un sistema de 100 kW + 200 kWh puede respaldar peak shaving, energía de respaldo y desplazamiento por horario de uso. Las baterías LFP con 6,000+ ciclos y eficiencia de ida y vuelta del 95% son comunes para proyectos C&I.

P: ¿Qué certificaciones importan para adquisiciones solares PV financiables? R: Los compradores deben exigir IEC 61215 para calificación de diseño de módulos, IEC 61730 para seguridad de módulos, IEC 62116 para anti-islanding de inversores e IEEE 1547 para interconexión de energía distribuida cuando corresponda. UL 9540 es importante para sistemas de almacenamiento de energía. Los documentos de certificación deben coincidir con los números de modelo exactos suministrados.

P: ¿Cómo deben los compradores comparar precios FOB, CIF y EPC? R: Compare precios FOB, CIF y EPC separando coste de equipos, flete, seguro, aduanas, obras civiles, instalación, estudios de red y puesta en marcha. FOB es el más bajo, pero transfiere el riesgo logístico al comprador. CIF aclara el coste del envío desembarcado. EPC llave en mano cuesta más al inicio, pero reduce el riesgo de interfaces y la incertidumbre de calendario.

Conclusión

Las decisiones de instalación solar PV en 2026 deben tratar el despliegue anual de 510-600 GW, la capacidad acumulada de 2.8 TW y el riesgo de política impulsado por subastas como la línea base central de planificación.

En síntesis: la solar PV global es ahora un mercado de infraestructura a escala de teravatios, y los compradores B2B deben adquirir mediante estructuras EPC financiables, módulos certificados del 22-25% y modelos de ROI específicos por región. Para instalaciones comerciales superiores a 50 kW, SOLARTODO puede proporcionar cotizaciones FOB, CIF o EPC llave en mano con revisión de financiación para proyectos superiores a USD 1,000K.

Referencias

• IEA Global Energy Review (2026): Informa adiciones renovables globales de 800 GW, adiciones solares PV superiores a 600 GW y capacidad solar PV acumulada alrededor de 2,800 GW. — https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024
• IEA Renewables (2025): Pronostica 4,600 GW de adiciones de capacidad renovable entre 2025-2030, con solar PV representando casi el 80% de la expansión global de electricidad renovable. — https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024
• IRENA Renewable Capacity Statistics (2026): Informa 692 GW de adiciones de capacidad renovable en 2025, incluidos 510.3 GW de solar fotovoltaica y 5,149 GW de capacidad renovable total. — https://www.irena.org/Data/View-data-by-topic/Capacity-and-Generation
• BloombergNEF Energy Transition Investment Trends (2026): Informa USD 2.3 trillion de inversión global en transición energética en 2025, incluidos USD 690 billion para energía renovable y USD 483 billion para redes. — https://about.bnef.com/
• Fraunhofer ISE Photovoltaics Report (2026): Proporciona datos de mercado PV, eficiencia, coste y tecnología, incluida eficiencia de módulos comerciales de silicio justo por debajo de 25% y CAGR PV de aproximadamente 27%. — https://www.ise.fraunhofer.de/en.html
• Wood Mackenzie Global Solar Outlook (2026): Evalúa la demanda solar de 2026, el riesgo tecnológico, el dominio de TOPCon al menos hasta 2028 y los impactos de política/geopolítica en el despliegue global. — https://www.woodmac.com/
• IEC 61215 e IEC 61730 (2021-2023): Normas internacionales de calificación de diseño y calificación de seguridad de módulos fotovoltaicos usadas para adquisición PV financiable. — https://webstore.iec.ch/
• IEEE 1547 e IEC 62116 (2018): Normas de interconexión de red y anti-islanding de inversores usadas para recursos energéticos distribuidos y sistemas PV conectados a red. — https://standards.ieee.org/ieee/1547/7382/ La línea base de datos solares PV de 2026 se extrae de 8 fuentes autorizadas que cubren estadísticas de capacidad, previsiones de políticas, desempeño tecnológico, inversión y normas de interconexión.

1. IEA (2026): Global Energy Review 2026, sección solar PV y eólica, que informa más de 600 GW de adiciones solares PV y aproximadamente 2,800 GW de capacidad PV acumulada. https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2026/technology-solar-pv-and-wind
2. IEA (2025): Renewables 2025, que pronostica 4,600 GW de adiciones renovables entre 2025-2030 y una contribución PV de casi 80% a la expansión. https://www.iea.org/reports/renewables-2025/renewable-electricity
3. IRENA (2026): Renewable Capacity Statistics 2026, que informa 692 GW de adiciones renovables y 510.3 GW de adiciones solares PV en 2025. https://www.irena.org/Publications/2026/Mar/Renewable-capacity-statistics-2026
4. BloombergNEF (2026): Energy Transition Investment Trends 2026, que informa USD 2.3 trillion de inversión global en transición y USD 690 billion de inversión en energía renovable en 2025. https://about.bnef.com/insights/clean-energy/bloombergnef-finds-global-energy-transition-investment-reached-record-2-3-trillion-in-2025-up-8-from-2024/
5. Fraunhofer ISE (2026): Photovoltaics Report, que resume el CAGR del mercado PV, mejoras de eficiencia de módulos comerciales y referencias globales de LCOE PV. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
6. Wood Mackenzie (2026): Global Solar 2026 Outlook, que identifica el dominio de TOPCon al menos hasta 2028 y la recalibración de mercado impulsada por políticas. https://www.woodmac.com/news/opinion/solar-2026-outlook-half-time/
7. IEC 61215 e IEC 61730 (2021-2023): Normas de calificación de diseño y calificación de seguridad de módulos fotovoltaicos para módulos de silicio cristalino.
8. IEEE 1547-2018 e IEC 62116 (2018): Normas de interconexión de energía distribuida y anti-islanding de inversores para sistemas PV conectados a red.

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Acerca de SOLARTODO

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