Comparación del LCOE de la energía solar fotovoltaica por región — Informe de datos 2026
SOLARTODO Editorial Team
Equipo de Expertos en Energía Solar e Infraestructura
El LCOE global de la energía solar fotovoltaica promedió 55 USD/MWh en 2023, una caída del 89% desde 2010 (IRENA 2024). Las mejores regiones (China, India, MENA) ahora alcanzan 14–24 USD/MWh (BNEF 2025), habilitadas por precios de módulos cerca de 0.10 USD/W (ITRPV 2024).
Comparación del LCOE de la energía solar fotovoltaica por región — Informe de datos 2026
TL;DR: Para 2026, se proyecta que el LCOE global de la energía solar fotovoltaica será de 5.5 US¢/kWh (55 USD/MWh), lo que representa una disminución del 89% desde 2010. Los mejores mercados como China e India pueden ver LCOE tan bajos como 14–24 USD/MWh, mientras que en EE. UU. varía de 30 a 45 USD/MWh. Los precios globales de los módulos han caído a 0.09–0.11 USD/W. Se espera que la capacidad solar alcance entre 5.5 y 6.0 TW para 2030, con contribuciones significativas de China y la UE.
Los costos de la energía solar fotovoltaica han caído por debajo de los combustibles fósiles en la mayoría de las regiones, con un LCOE a escala de utilidad en los mejores mercados ahora por debajo de 20 USD/MWh y precios globales de módulos cerca de 0.10 USD/W. Este informe evalúa el LCOE de la energía solar fotovoltaica para 2026 por región y segmento, y lo vincula a la tecnología, precios de módulos y despliegue.
Conclusiones clave
- Según IRENA (2024), el LCOE global ponderado a escala de utilidad de la energía solar fotovoltaica cayó a 5.5 US¢/kWh (55 USD/MWh) en 2023, una disminución del 89% desde 2010.
- BNEF (Q1 2025) estima que el LCOE de la energía solar a escala de utilidad de mejor clase está entre 14 y 24 USD/MWh en China, India y MENA, frente a 30–45 USD/MWh en EE. UU. y el sur de Europa.
- Lazard (2024, v17.0) informa que el LCOE de la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad en EE. UU. es de 24–96 USD/MWh (sin subsidios), con un rango central de alrededor de 30–45 USD/MWh para proyectos grandes.
- Los precios promedio globales de módulos de silicio cristalino cayeron de ~0.50 USD/W en 2015 a 0.09–0.11 USD/W en 2024–2025, según ITRPV (2024) y BNEF (2024).
- IRENA (2024) muestra adiciones globales de energía solar fotovoltaica de ~326 GW en 2023, con China representando ~216 GW y la UE ~56 GW.
- IEA (2024) proyecta que la capacidad global de energía solar fotovoltaica alcanzará entre 5.5 y 6.0 TW para 2030 y entre 11 y 14 TW para 2040 bajo escenarios acelerados.
- ITRPV (2024) espera que la participación de celdas PERC caiga por debajo del 20% para 2030, con TOPCon superando el 60% y HJT/BC/tándem ganando participación a medida que las eficiencias superen el 25%.
- Para compradores comerciales e industriales, SOLAR TODO ahora puede diseñar sistemas en muchos mercados emergentes con LCOE por debajo de 40 USD/MWh, competitivos con tarifas de red al por mayor.
1. Contexto global: LCOE de la energía solar fotovoltaica en 2026
Según el informe de IRENA "Costos de generación de energía renovable en 2023" (publicado en 2024), el LCOE global ponderado para la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad disminuyó a 0.055 USD/kWh en 2023, desde 0.061 USD/kWh en 2022 a pesar de tasas de interés más altas y cierta volatilidad en la cadena de suministro. IRENA (2024) señala que alrededor del 86% de la nueva capacidad de energía solar fotovoltaica a escala de utilidad añadida en 2023 entregó electricidad a un costo inferior al de la opción de combustible fósil más barata en el mismo año.
El Informe de Perspectivas del LCOE Global de BNEF (Q1 2025) indica que la caída adicional de los precios de los módulos y la mejora de los factores de capacidad impulsaron el LCOE de energía solar a escala de utilidad de mejor clase en 2024–2025 al rango de 14–24 USD/MWh en los mercados de menor costo (China, India, MENA), mientras que los costos de financiamiento más altos y las limitaciones de la red mantienen el LCOE en el rango de 30–60 USD/MWh en los mercados de la OCDE.
SOLAR TODO opera en estos mercados, suministrando equipos de energía solar fotovoltaica y sistemas llave en mano donde el LCOE ahora está estructuralmente por debajo del nuevo carbón y gas, particularmente en MENA, África subsahariana y el sudeste asiático.
1.1 Tendencia del LCOE de la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad global
| Año | LCOE global ponderado a escala de utilidad de la energía solar fotovoltaica (USD/MWh) | Reducción de costos vs 2010 | Fuente |
|---|---|---|---|
| 2010 | 445 | – | IRENA 2024 |
| 2015 | 125 | −72% | IRENA 2024 |
| 2020 | 57 | −87% | IRENA 2024 |
| 2022 | 61 | −86% | IRENA 2024 |
| 2023 | 55 | −89% | IRENA 2024 |
Según IRENA (2024), el LCOE promedio global de 2023 para la energía solar fotovoltaica ya está por debajo del costo operativo marginal de muchas plantas de carbón existentes en Asia y Europa, que típicamente varían de 60 a 120 USD/MWh dependiendo de los precios de combustible y carbono.
2. Comparación del LCOE de la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad por región (2024–2026)
El LCOE regional varía principalmente debido al recurso solar (factor de capacidad), capex, costos de financiamiento y riesgo regulatorio. BNEF (Q1 2025) e IRENA (2024) proporcionan rangos superpuestos que se pueden resumir para 2024–2025 de la siguiente manera (sin subsidios, USD reales de 2023):
2.1 LCOE de la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad por región
| Región / Mercado (escala de utilidad) | Rango típico de LCOE 2024–2025 (USD/MWh) | Notas (factor de capacidad, impulsores) | Fuente |
|---|---|---|---|
| China | 14–24 | Alto CF (20–25%), bajo capex | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| India | 18–28 | EPC muy bajo, CF en mejora | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| MENA (Golfo) | 14–22 | Tarifas récord mundiales, alto CF | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| Sudeste Asiático (SEA) | 28–45 | Buen recurso, WACC más alto | BNEF Q1 2025 |
| América Latina (LatAm) | 20–35 | Fuerte recurso, impulsado por subastas | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| África subsahariana | 30–55 | Alto WACC, limitaciones de infraestructura | IRENA 2024, IEA 2024 |
| EE. UU. (escala de utilidad) | 30–45 (núcleo), 24–96 (rango completo) | Créditos fiscales reducen el LCOE efectivo | Lazard 2024 v17.0 |
| Europa Sur (ES, IT, GR, PT) | 30–50 | Buen recurso, capex más alto | BNEF Q1 2025 |
| Europa Norte (DE, NL, Nórdicos) | 40–70 | Menor CF, costos de tierra/suaves más altos | BNEF Q1 2025 |
BNEF (Q1 2025) señala que el LCOE de referencia global para la energía solar a escala de utilidad cayó un 9% interanual en 2024, impulsado por el exceso de oferta de módulos y la caída de los precios del polisilicio. En MENA, se han reportado ofertas de subastas récord por debajo de 15 USD/MWh en los EAU y Arabia Saudita, aunque no todas están aún en operación.
SOLAR TODO aprovecha estos entornos de bajo costo en MENA, India y partes de África para entregar plantas solares fotovoltaicas llave en mano con LCOE a menudo por debajo de 30 USD/MWh, dependiendo de las condiciones de financiamiento.
3. Comparación de segmentos: LCOE residencial vs comercial vs a escala de utilidad
El tamaño del sistema y el segmento de clientes influyen fuertemente en el LCOE debido a economías de escala, costos suaves y financiamiento. Lazard (2024, v17.0) e IEA (2024) proporcionan rangos indicativos para los mercados de EE. UU. y OCDE, que son representativos de las relaciones de costos a nivel global.
3.1 LCOE por segmento (indicativo 2024–2025, mercados de OCDE)
| Segmento / Tamaño del sistema | Rango típico de LCOE (USD/MWh, sin subsidios) | Principales impulsores de costos | Fuente |
|---|---|---|---|
| Tejado residencial (5–10 kW) | 120–250 | Alto costo de adquisición de clientes, pequeña escala, financiamiento minorista | Lazard 2024 v17.0, IEA 2024 |
| Comercial e industrial (100 kW–5 MW) | 60–140 | Menores costos suaves, mejor utilización, crédito corporativo | Lazard 2024 v17.0, IEA 2024 |
| A escala de utilidad (20–500+ MW) | 24–96 (EE. UU.), 14–70 (global) | Escala, diseño optimizado, financiamiento de proyectos | Lazard 2024 v17.0, BNEF Q1 2025 |
Lazard (2024) muestra que en EE. UU., el LCOE de la energía solar residencial es típicamente de 3 a 5 veces más alto que el de la energía solar a gran escala. IEA (2024) señala relaciones similares en Europa y Australia, aunque los valores absolutos difieren.
Para clientes comerciales e industriales, SOLAR TODO se centra en el segmento de mediana escala (100 kW–20 MW), donde el LCOE a menudo puede estar por debajo de 60–80 USD/MWh en mercados emergentes, superando las tarifas de red que frecuentemente exceden los 100 USD/MWh.
4. Tendencia de precios de módulos (2015–2026)
Los precios de los módulos son el principal impulsor de las reducciones del LCOE. ITRPV (2024), CPIA (2024) y BNEF (2024) documentan una fuerte caída en los precios de los módulos de silicio cristalino en la última década.
Según ITRPV (2024), los precios de venta promedio (ASP) para módulos multicristalinos/silicio cristalino estándar cayeron de alrededor de 0.50 USD/W en 2015 a 0.11–0.13 USD/W en 2023. El Informe de Perspectivas del Mercado de PV de BNEF (2024) informa que los precios al contado para módulos mono PERC/TOPCon de Tier-1 chinos cayeron por debajo de 0.10 USD/W a finales de 2023 y se estabilizaron alrededor de 0.09–0.11 USD/W en 2024.
4.1 Tendencia de precios de módulos de silicio cristalino global
| Año | Precio promedio global de módulos (USD/W, c‑Si) | Notas | Fuente |
|---|---|---|---|
| 2015 | ~0.50 | Dominante multicristalino | ITRPV 2024 |
| 2018 | ~0.28 | Comienza el cambio a mono PERC | ITRPV 2024 |
| 2020 | ~0.21 | Disrupciones por COVID‑19, pero exceso de oferta | ITRPV 2024 |
| 2022 | ~0.24 | Aumento de precios del polisilicio | ITRPV 2024, BNEF 2023 |
| 2023 | 0.11–0.13 | Nueva capacidad, colapso de precios | ITRPV 2024, BNEF 2024 |
| 2024 | 0.09–0.11 | Tier‑1 mono PERC/TOPCon | BNEF 2024 |
| 2025e–2026e | 0.08–0.10 | Continuo exceso de oferta, cambio tecnológico | BNEF 2024, ITRPV 2024 |
ITRPV (2024) espera más caídas modestas de precios hasta 2026 a medida que TOPCon y formatos de obleas más grandes (M10, G12) mejoren la eficiencia de fabricación. Sin embargo, ITRPV advierte que precios extremadamente bajos pueden no ser sostenibles si socavan los márgenes de los fabricantes y la inversión en I+D.
Para la cartera de proyectos de SOLAR TODO, estos niveles de precios de módulos permiten un capex para plantas a escala de utilidad en el rango de 450–650 USD/kW en mercados de bajo costo, lo que se traduce en un LCOE en el rango de 20–35 USD/MWh donde el financiamiento es favorable.
5. Evolución de la tecnología de celdas y eficiencia
El rápido cambio de PERC a TOPCon y otras tecnologías de alta eficiencia es otro impulsor clave de las reducciones del LCOE, ya que una mayor eficiencia reduce los costos del balance del sistema (BOS) por vatio y aumenta el rendimiento energético por unidad de área.
Según la 13ª edición de la hoja de ruta de ITRPV (2024), PERC tuvo alrededor del 80–85% de la participación en la producción de celdas en 2022, pero se espera que pierda dominio rápidamente ante TOPCon para 2026–2027. ITRPV (2024) proyecta eficiencias de producción en masa para tecnologías convencionales de la siguiente manera.
5.1 Participación de mercado y eficiencia de la tecnología de celdas
| Tecnología | Aproximada participación de producción de celdas global 2023 (%) | Participación proyectada 2030 (%) | Eficiencia típica de producción en masa 2023 (%) | Eficiencia proyectada de producción en masa 2030 (%) | Fuente |
|---|---|---|---|---|---|
| PERC (mono) | ~80 | <20 | 22.5–23.0 | 23.5–24.0 | ITRPV 2024 |
| TOPCon | ~10–15 | >60 | 23.5–24.0 | 24.5–25.5 | ITRPV 2024 |
| HJT | ~3–5 | 10–15 | 24.0–24.5 | 25.0–26.0 | ITRPV 2024 |
| Contacto trasero (IBC/HPBC) | ~1–2 | 5–10 | 24.0–24.5 | 25.0–26.0 | ITRPV 2024 |
| Tándem (perovskita‑Si, otros) | <1 (piloto) | 3–5 | 25–27 (laboratorio) | 28–30 (objetivo de laboratorio) | ITRPV 2024 |
ITRPV (2024) señala que tecnologías de mayor eficiencia como TOPCon y HJT pueden reducir los costos de BOS en un 3–7% y el LCOE en un 2–5% en comparación con PERC al mismo precio de módulo, debido a un área más pequeña y menores costos de montaje y cableado.
SOLAR TODO especifica cada vez más módulos TOPCon y HJT para proyectos a escala de utilidad y C&I donde el área de terreno o tejado está restringida, mejorando el IRR del proyecto sin aumentar significativamente el capex.
6. Instalaciones anuales de energía solar fotovoltaica por región
Los volúmenes de despliegue influyen fuertemente en el LCOE local a través de efectos de aprendizaje, madurez de la cadena de suministro y familiaridad con el financiamiento. Las "Estadísticas de Capacidad Renovable 2024" de IRENA y el informe "Renovables 2024" de la IEA proporcionan desgloses regionales de las adiciones anuales de energía solar fotovoltaica.
Según IRENA (2024), las adiciones globales de energía solar fotovoltaica alcanzaron aproximadamente 326 GW en 2023, frente a 240 GW en 2022. China solo añadió alrededor de 216 GW en 2023, mientras que la UE añadió aproximadamente 56 GW y EE. UU. alrededor de 33 GW. IEA (2024) confirma que la energía solar fotovoltaica representó más del 75% de las adiciones globales de capacidad renovable en 2023.
6.1 Adiciones anuales de energía solar fotovoltaica por región (años seleccionados)
| Región | Adiciones 2020 (GW) | Adiciones 2022 (GW) | Adiciones 2023 (GW) | Notas | Fuente |
|---|---|---|---|---|---|
| China | ~48 | ~106 | ~216 | Masivo apoyo de fabricación y políticas | IRENA 2024, CPIA 2024 |
| Unión Europea | ~19 | ~41 | ~56 | Auge de tejados, REPowerEU | IRENA 2024, IEA 2024 |
| Estados Unidos | ~19 | ~21 | ~33 | Incentivos IRA, cuellos de botella de interconexión | IRENA 2024, IEA 2024 |
| India | ~4 | ~14 | ~18 | Subastas a escala de utilidad, crecimiento de C&I | IRENA 2024, IEA 2024 |
| América Latina | ~12 | ~18 | ~22 | DG de Brasil, a escala de utilidad en Chile/Colombia | IRENA 2024 |
| MENA | ~5 | ~8 | ~12 | Grandes licitaciones en el Golfo, Egipto, Marruecos | IRENA 2024 |
| Sudeste Asiático | ~8 | ~12 | ~15 | Vietnam, Tailandia, Filipinas, Indonesia | IEA 2024 |
| África subsahariana | ~3 | ~4 | ~6 | REIPPPP de Sudáfrica, C&I, mini‑redes | IRENA 2024 |
| Total mundial | ~138 | ~240 | ~326 | Solar > 75% de las adiciones de RE | IRENA 2024 |
Las regiones con adiciones anuales sostenidas y altas, como China, India y la UE, tienden a ver caídas más rápidas en el LCOE debido a las curvas de aprendizaje locales y cadenas de suministro competitivas. La presencia de SOLAR TODO en mercados de alto crecimiento como MENA, África subsahariana y el sudeste asiático le permite transferir aprendizajes de costos y diseño de mercados más maduros.
7. Impulsores y análisis del LCOE regional
7.1 MENA (Medio Oriente y África del Norte)
MENA alberga algunos de los LCOE solares más bajos del mundo debido a un recurso solar excepcional (factores de capacidad a menudo del 24–28%), bajos costos de tierra y mercados EPC competitivos.
Según IRENA (2024), varios proyectos de energía solar a escala de utilidad en MENA comisionados en 2022–2023 lograron LCOE por debajo de 20 USD/MWh. BNEF (Q1 2025) informa que las licitaciones recientes en los EAU y Arabia Saudita han visto ofertas ganadoras en el rango de 14–18 USD/MWh, aunque el LCOE real depende del financiamiento y la integración a la red.
SOLAR TODO suministra sistemas de energía solar fotovoltaica a escala de utilidad y sistemas híbridos a desarrolladores de MENA, donde combinar energía solar de bajo costo con almacenamiento aún puede entregar energía firme por debajo de 60 USD/MWh en algunos casos, según los puntos de referencia de LCOE de almacenamiento de Lazard (2024).
7.2 India
India combina bajos costos de EPC, mejora en la utilización de recursos solares y subastas a gran escala. Según IRENA (2024), el LCOE ponderado de la energía solar a escala de utilidad en India cayó a alrededor de 30–35 USD/MWh en 2022, con proyectos de mejor clase por debajo de 25 USD/MWh. BNEF (Q1 2025) estima que el LCOE actual de mejor clase está entre 18 y 28 USD/MWh para proyectos grandes.
Sin embargo, IEA (2024) señala que la congestión de la red y los riesgos de recortes en algunos estados pueden aumentar efectivamente el LCOE realizado. SOLAR TODO mitiga esto para clientes de C&I a través de sistemas detrás del medidor y hibridación con almacenamiento.
7.3 China
China sigue siendo el mercado solar más grande y uno de los más baratos. CPIA (2024) informa que el capex promedio de energía solar a escala de utilidad en China cayó por debajo de 500 USD/kW en 2023. BNEF (Q1 2025) estima que el LCOE para proyectos de energía solar a escala de utilidad de mejor clase está entre 14 y 24 USD/MWh, dependiendo de la región y el financiamiento.
IRENA (2024) señala que los grandes proyectos desérticos de China en Mongolia Interior, Gansu y Xinjiang logran altos factores de capacidad y bajos costos de BOS, reduciendo aún más el LCOE. Estas estructuras de costos establecen un punto de referencia global que influye en los precios de módulos y componentes en todo el mundo.
7.4 América Latina
América Latina se beneficia de excelentes recursos solares y subastas competitivas. Según IRENA (2024), el LCOE de energía solar a escala de utilidad en Chile, Brasil y México típicamente varía de 20 a 35 USD/MWh para proyectos recientes. BNEF (Q1 2025) destaca el floreciente mercado de generación distribuida en Brasil, donde los sistemas de C&I pueden alcanzar un LCOE de 40–70 USD/MWh, por debajo de muchas tarifas industriales.
SOLAR TODO apoya a socios latinoamericanos con módulos de alta eficiencia e inversores optimizados para condiciones de alta irradiancia, ayudando a mantener un LCOE bajo incluso a medida que crecen las limitaciones de la red.
7.5 Estados Unidos
EE. UU. tiene costos suaves más altos y desafíos de interconexión, pero un fuerte apoyo político a través de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA). Lazard (2024) informa que el LCOE de energía solar fotovoltaica a escala de utilidad en EE. UU. es de 24–96 USD/MWh, con un rango central de 30–45 USD/MWh para proyectos grandes. Con créditos fiscales federales e incentivos, el LCOE efectivo puede caer por debajo de 25 USD/MWh para algunos proyectos.
IEA (2024) señala que la energía solar residencial en EE. UU. sigue siendo cara, con LCOE a menudo por encima de 150 USD/MWh, pero tarifas minoristas altas y medición neta aún pueden hacerla atractiva para los hogares.
7.6 Europa (Sur vs Norte)
El sur de Europa (España, Portugal, Italia, Grecia) disfruta de un buen recurso solar y mercados maduros. BNEF (Q1 2025) estima que el LCOE a escala de utilidad es de 30–50 USD/MWh en estos mercados. El norte de Europa (Alemania, Países Bajos, Nórdicos) tiene menores factores de capacidad y mayores costos de tierra y suaves, lo que lleva a un LCOE en el rango de 40–70 USD/MWh.
IRENA (2024) señala que los PPA corporativos y los proyectos mercantiles son cada vez más comunes en Europa, con la energía solar a menudo superando los precios mayoristas que promediaron 80–150 EUR/MWh durante la crisis energética de 2022–2023.
7.7 Sudeste Asiático y África Subsahariana
El sudeste asiático tiene fuertes recursos solares pero enfrenta desafíos regulatorios y de red. BNEF (Q1 2025) estima que el LCOE a escala de utilidad es de 28–45 USD/MWh en mercados líderes como Vietnam y Tailandia. IEA (2024) señala que la incertidumbre política en algunos países aumenta los costos de financiamiento.
África subsahariana tiene algunos de los mejores recursos solares del mundo pero altos costos de financiamiento. IRENA (2024) estima que el LCOE a escala de utilidad típicamente es de 30–55 USD/MWh para proyectos de IPP en Sudáfrica, Kenia y otros mercados, pero las mini-redes y pequeños sistemas de C&I pueden tener un LCOE más alto debido a la escala.
SOLAR TODO está activa en ambas regiones, particularmente en segmentos de C&I y mini-redes, donde reemplazar la generación diésel (a menudo 150–300 USD/MWh solo en costos de combustible, según IEA 2023) con energía solar puede generar ahorros inmediatos incluso cuando el LCOE solar supera los 60 USD/MWh.
8. Capacidad acumulada y perspectivas del LCOE hasta 2040
8.1 Pronóstico de capacidad global de energía solar fotovoltaica
El "Informe de Perspectivas Energéticas Mundiales 2023" de la IEA y "Renovables 2024" proporcionan escenarios para la capacidad global de energía solar fotovoltaica. Bajo el Escenario de Políticas Establecidas (STEPS), la IEA (2023) proyecta que la capacidad global de energía solar fotovoltaica alcanzará alrededor de 5.5 TW para 2030 y aproximadamente 11 TW para 2040. Bajo el escenario de Emisiones Netas Cero para 2050 (NZE), la energía solar fotovoltaica podría superar los 7.5 TW para 2030 y 14 TW para 2040.
El "Informe de Transiciones Energéticas Mundiales 2023" de IRENA también prevé entre 5.4 y 5.8 TW para 2030 en su escenario de 1.5°C, con la energía solar fotovoltaica proporcionando más de un tercio de la electricidad global para 2050.
8.2 Capacidad acumulada global de energía solar fotovoltaica (histórica y pronosticada)
| Año | Capacidad global de energía solar fotovoltaica (TW, aproximada) | Escenario / estado | Fuente |
|---|---|---|---|
| 2020 | ~0.76 | Histórica | IRENA 2023 |
| 2023 | ~1.6 | Histórica | IRENA 2024 |
| 2030 | 5.5 (STEPS), 7.5 (NZE) | Pronóstico | IEA WEO 2023 |
| 2040 | 11 (STEPS), 14 (NZE) | Pronóstico | IEA WEO 2023 |
8.3 Perspectivas del LCOE hasta 2030–2040
La IEA (2024) y IRENA (2024) esperan continuas, aunque más lentas, caídas del LCOE a medida que la energía solar madura. IRENA (2024) sugiere que para 2030, el LCOE promedio global de energía solar a escala de utilidad podría caer a 30–45 USD/MWh, asumiendo mejoras moderadas en tecnología y financiamiento. La IEA (2023) indica que en regiones de alto recurso y bajo costo, el LCOE podría acercarse a 10–15 USD/MWh para proyectos de mejor clase.
BNEF (2024) señala que reducciones adicionales dependerán cada vez más de:
- Costos de financiamiento (tasas de interés, primas de riesgo)
- Integración a la red y gestión de recortes
- Soluciones de almacenamiento y flexibilidad
- Innovación continua en costos de módulos y BOS
SOLAR TODO está alineando su hoja de ruta de productos con esta perspectiva, integrando módulos de mayor eficiencia, diseños bifaciales y almacenamiento acoplado en CC para mantener el LCOE entregado competitivo a medida que los mercados se saturan.
9. Implicaciones para compradores y desarrolladores
- Desarrolladores a escala de utilidad en MENA, India, China y partes de América Latina ya pueden lograr LCOE por debajo de 25 USD/MWh, lo que convierte a la energía solar en la fuente de generación nueva más barata, según BNEF (Q1 2025) e IRENA (2024).
- Clientes de C&I en mercados emergentes a menudo pueden asegurar LCOE solar de 40–80 USD/MWh, superando tarifas de red que la IEA (2024) informa en 100–200 USD/MWh para muchos usuarios industriales en África y Asia del Sur.
- Clientes residenciales enfrentan un LCOE más alto pero se benefician de la paridad de tarifas minoristas y apoyo político; Lazard (2024) muestra que el LCOE de PV residencial a menudo está por encima de 120 USD/MWh, pero la medición neta y el autoconsumo aún pueden generar ahorros.
- Elecciones tecnológicas (TOPCon, HJT, bifacial) y diseño del sistema (seguimiento vs inclinación fija) pueden cambiar el LCOE en un 5–15%, según ITRPV (2024) e IEA (2024).
SOLAR TODO trabaja con EPCs, desarrolladores y compradores corporativos para optimizar estos parámetros, asegurando que el diseño del sistema, la selección de componentes y las estructuras de financiamiento estén alineadas con el LCOE más bajo alcanzable en cada región.
Preguntas Frecuentes
1. ¿Qué región tiene el LCOE solar fotovoltaico más bajo en 2026?
Según el Informe de Perspectivas del LCOE Global de BNEF (Q1 2025), el LCOE solar fotovoltaico a escala de utilidad más bajo se encuentra en China, India y MENA, con proyectos de mejor clase en el rango de 14–24 USD/MWh. IRENA (2024) confirma que los resultados recientes de subastas en MENA e India están consistentemente por debajo de 25 USD/MWh, convirtiendo a estas regiones en líderes de precios globales.
2. ¿Cómo se compara el LCOE solar residencial con el de escala de utilidad?
Lazard (2024, v17.0) estima que el LCOE de PV en tejados residenciales en EE. UU. es de 120–250 USD/MWh, mientras que el PV a escala de utilidad varía de 24 a 96 USD/MWh, con un rango central de 30–45 USD/MWh. IEA (2024) informa relaciones similares en Europa y Australia, lo que significa que el LCOE residencial es típicamente de 3 a 5 veces más alto que el de escala de utilidad debido a costos suaves y tamaños de sistema más pequeños.
3. ¿Cuál es el LCOE promedio global actual para la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad?
El informe de IRENA "Costos de generación de energía renovable en 2023" (2024) informa un LCOE global ponderado de 55 USD/MWh (0.055 USD/kWh) para la energía solar fotovoltaica a escala de utilidad comisionada en 2023. Esto representa una disminución del 89% desde los niveles de 2010 (445 USD/MWh) y una reducción del 10% desde 2022, a pesar de tasas de interés más altas y algunas interrupciones en la cadena de suministro.
4. ¿Cómo han cambiado los precios de los módulos de 2015 a 2026?
ITRPV (2024) muestra que los precios promedio globales de módulos de silicio cristalino cayeron de aproximadamente 0.50 USD/W en 2015 a 0.11–0.13 USD/W en 2023. BNEF (2024) informa que los módulos mono de Tier-1 chinos están en 0.09–0.11 USD/W en 2024, con expectativas de 0.08–0.10 USD/W para 2025–2026. Esta caída de más del 80% es un importante impulsor de las reducciones del LCOE en todo el mundo.
5. ¿Qué tecnologías de celdas dominarán para 2030?
Según ITRPV (2024), PERC tuvo alrededor del 80% de la producción de celdas en 2022, pero se espera que caiga por debajo del 20% para 2030. Se proyecta que TOPCon superará el 60% de participación de mercado para 2030, mientras que HJT y tecnologías de contacto trasero juntas podrían alcanzar del 15 al 25%. Las celdas tándem (perovskita-silicio) pueden ganar del 3 al 5% de participación para 2030 a medida que pasen de piloto a producción en masa temprana.
6. ¿Cuánta capacidad de energía solar fotovoltaica tendrá el mundo para 2030 y 2040?
El "Informe de Perspectivas Energéticas Mundiales 2023" de la IEA proyecta una capacidad global de energía solar fotovoltaica de aproximadamente 5.5 TW para 2030 y 11 TW para 2040 bajo su Escenario de Políticas Establecidas. Bajo el escenario más ambicioso de Emisiones Netas Cero, la capacidad podría alcanzar alrededor de 7.5 TW para 2030 y 14 TW para 2040. IRENA (2023) presenta cifras similares en su trayectoria de 1.5°C.
7. ¿Es la energía solar ya más barata que las plantas de carbón y gas existentes?
IRENA (2024) encuentra que en 2023, alrededor del 86% de la nueva capacidad de energía solar a escala de utilidad comisionada produjo electricidad a un costo inferior al de la opción de combustible fósil más barata. En muchos mercados, el LCOE solar (30–50 USD/MWh) también está por debajo del costo operativo marginal de las plantas de carbón existentes, que la IEA (2023) estima en 60–120 USD/MWh dependiendo de los precios de combustible y carbono.
8. ¿Cómo afecta el costo de financiamiento al LCOE solar?
IEA (2024) muestra que un aumento de 3 puntos porcentuales en el costo promedio ponderado de capital (WACC) puede aumentar el LCOE de la energía solar fotovoltaica en un 20–30%, especialmente en mercados intensivos en capital. IRENA (2024) destaca que los mercados de bajo riesgo con un WACC de 3–5% logran un LCOE mucho más bajo que los mercados emergentes con un WACC de 8–12%, incluso con capex y recursos similares.
9. ¿Qué papel juega SOLAR TODO en la reducción del LCOE?
SOLAR TODO suministra módulos de alta eficiencia, inversores y componentes de balance del sistema, y apoya el diseño optimizado del sistema. Al aprovechar la adquisición global y la estandarización, SOLAR TODO ayuda a desarrolladores y clientes de C&I a alcanzar niveles de capex alineados con los mercados de mejores prácticas, permitiendo LCOE tan bajos como 20–35 USD/MWh en proyectos a escala de utilidad y 40–80 USD/MWh en sistemas de C&I, dependiendo del financiamiento.
10. ¿Qué tan importante es el almacenamiento para la competitividad futura del LCOE solar?
Si bien la energía solar independiente tiene un LCOE muy bajo, los costos a nivel de sistema dependen de la flexibilidad. Lazard (2024) estima que el LCOE de almacenamiento de litio-ion independiente es de aproximadamente 100–200 USD/MWh para sistemas de 4 horas. IEA (2024) señala que combinar energía solar con almacenamiento puede aún entregar energía firme por debajo de 60–80 USD/MWh en regiones de alto recurso, manteniéndola competitiva con nuevos generadores de gas.
11. ¿Es probable que los precios de los módulos sigan cayendo después de 2026?
ITRPV (2024) y BNEF (2024) esperan más caídas modestas en los precios de los módulos más allá de 2026, impulsadas por mejoras tecnológicas y escala de fabricación. Sin embargo, ambos advierten que los precios cercanos a 0.08–0.10 USD/W pueden acercarse a los pisos de costo para las tecnologías actuales. Las reducciones futuras pueden provenir más de la optimización de BOS, O&M y financiamiento que de la ASP de módulos por sí sola.
12. ¿Cómo pueden beneficiarse ahora los clientes de C&I en mercados emergentes?
IEA (2024) informa que muchos clientes industriales y comerciales en África, Asia del Sur y partes de América Latina pagan tarifas de red de 100–200 USD/MWh o dependen de generación diésel que cuesta 150–300 USD/MWh. Al desplegar energía solar fotovoltaica en el sitio con LCOE de 40–80 USD/MWh, a menudo utilizando soluciones de SOLAR TODO, los clientes de C&I pueden reducir costos de energía y protegerse contra la volatilidad de los precios del combustible.
Referencias
- IRENA (2024): Costos de generación de energía renovable en 2023 – puntos de referencia globales de LCOE para energía solar fotovoltaica y otras renovables.
- IRENA (2024): Estadísticas de capacidad renovable 2024 – capacidad solar fotovoltaica global y regional y adiciones anuales.
- BloombergNEF (BNEF) (2025): Perspectivas del mercado global de LCOE Q1 2025 – rangos de LCOE regionales para energía solar fotovoltaica y otras tecnologías.
- Lazard (2024): Análisis del costo nivelado de energía – Versión 17.0 – LCOE para energía solar fotovoltaica y almacenamiento residencial, C&I y a escala de utilidad.
- ITRPV / VDMA (2024): 13ª Hoja de ruta internacional de tecnología para fotovoltaica – participaciones de tecnología, eficiencias y tendencias de precios de módulos.
- CPIA (Asociación de la Industria Fotovoltaica de China) (2024): Informe anual de la industria fotovoltaica de China – capacidad de fabricación, precios de módulos y despliegue en China.
- IEA (2024): Renovables 2024 – despliegue de energía solar fotovoltaica, costos y perspectivas políticas por región.
- IEA (2023): Informe de perspectivas energéticas mundiales 2023 – escenarios a largo plazo para la capacidad y costos de energía solar fotovoltaica.
Last verified: 2026-03-20
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SOLARTODO Editorial Team. (2026). Comparación del LCOE de la energía solar fotovoltaica por región — Informe de datos 2026. SOLARTODO. Retrieved from https://solartodo.com/es/knowledge/solar-pv-lcoe-comparison-by-region-2026
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