En 1977, un vatio de potencia solar costaba 76 dólares, sin embargo hoy sale por menos de 10 céntimos. Si el precio de la gasolina hubiera caído en la misma proporción, llenar el depósito te costaría menos que un caramelo [1].
Y no es una exageración, sino una realidad. Ha pasado, y cómo muchas cosas en nuestra sociedad, nos dejamos llevar por las noticias impactantes negativas de los telediarios y no nos enteramos de las importantes.
Yo soy de la opinión de que estamos viviendo en unos años con unos cambios increíbles que pasan desapercibidos debido a que vivimos en esta época, pero la humanidad esta sobrellevando los cambios tecnológicos más grandes de toda su historia (informática, internet, smartphones, genética, neurociencia, inteligencia artificial, energía..) comprimidos en el último lustro. Estos avances están modificando la forma de relacionarnos y los equilibrios de poder de forma increíble.
La curva del crecimiento solar
Con el nombre ley de Swanson (por Richard Swanson, fundador de SunPower), se describe el proceso por el cual cada vez que la producción acumulada de paneles solares se duplica, el precio cae alrededor de un 20 % [2]. Es la fuerza de la fabricación en masa, la ingeniería iterativa, la competencia entre empresas y economías de escala retroalimentándose entre sí. Cuantos más paneles produces, más baratos los haces; cuanto más baratos, más gente los compra; cuanta más gente los compra, más produces. Repite otra vez.
Gregory Nemet, profesor de la Universidad de Wisconsin-Madison, dedicó un libro entero a desmenuzar este proceso y demostró que la caída de costes de la fotovoltaica no se explica por un solo avance técnico, sino por la acumulación de cientos de pequeñas mejoras en fabricación, instalación, financiación y política pública, especialmente en Alemania, China y Estados Unidos entre 2000 y 2015 [3]. No hubo un «momento eureka». Hubo diez mil martes de ingenieros ajustando un horno de difusión de silicio un 0,3 % más eficiente.
Según IRENA, el coste nivelado de la generación de electricidad solar pasó de 0,417 dólares/kWh en 2010 a 0,043 dólares/kWh en 2024 [4]. Una caída del 90 % en catorce años. Y aquí va un dato que debería hacer saltar a cualquiera de la silla: el 91 % de los proyectos renovables puestos en marcha en 2024 eran más baratos que la alternativa fósil más barata disponible [4]. No el 51 %, no «la mayoría». Nueve de cada diez. En ese mismo periodo, la solar pasó de ser más cara que casi todo a ser más barata que el carbón y el gas en la mayoría de mercados del planeta, sin necesidad de subsidios.
Los récords que rompieron todas las previsiones
Aquí viene la parte que a mí me sigue volando la cabeza. En 2024 se conectaron a red 452 gigavatios de nueva capacidad solar fotovoltaica en el mundo, según las estadísticas oficiales que IRENA recopila país por país [5]. Para que te hagas una idea: eso es más potencia que toda la capacidad eléctrica instalada en España multiplicada por cuatro, añadida en un solo año. Y en 2025 la cifra subió a unos 511 GW, el 75 % de los 692 GW de renovables totales que se instalaron ese año [5]. Crecimiento año tras año, sin freno.
China sola conectó 315 GW de nueva capacidad solar en 2025, más de lo que el mundo entero instaló en 2022 [6]. India no se quedó atrás: instaló un récord de 45 GW en el año fiscal 2025-2026, casi el doble del año anterior [7]. Brasil, Alemania, Arabia Saudí y Estados Unidos batieron sus propios récords nacionales.
En 2026, aunque China ha ralentizado un poco el ritmo en el primer trimestre (41 GW en Q1 frente a 60 GW en Q1 de 2025, según la NEA china) [8], el panorama global sigue siendo de expansión masiva. La Agencia Internacional de la Energía proyecta que entre 2026 y 2030 se añadirán más de 400 GW netos de capacidad renovable al año.
Hay que tener en cuenta que la solar no crece porque sea «verde». Crece porque es la opción más barata, punto. En las subastas eléctricas de Arabia Saudí, India o Chile, las ofertas solares ganan a las de gas y carbón por puro precio, sin prima verde de por medio [4]. El motor de esta revolución no es la conciencia ecológica.
Un elemento clave en el futuro éxito solar son las baterías, la electricidad que no se usa durante el día, los excedentes, deben de almacenarse para no perderse. En los últimos años las baterías eléctricas están sufriendo una gran revolución debido al auge de la movilidad eléctrica, de cara a calcular los costes, en los últimos análisis se suelen incluir en los costes las baterías.
No solo de silicio vive la transición
La energía eólica terrestre también ha seguido una curva de aprendizaje respetable: su LCOE cayó un 70 % entre 2010 y 2023, situándose en torno a 0,033 dólares/kWh [4]. La eólica marina, más cara pero con más horas de viento constante, está en plena expansión en el Mar del Norte, la costa este de EE. UU., Corea del Sur y China.
Pero lo realmente interesante está en lo que viene. Las células solares de perovskita, un material cristalino barato y fácil de fabricar, han pasado de un 3,8 % de eficiencia en laboratorio en 2009 a superar el 34 % en configuración tándem (perovskita sobre silicio). LONGi Green Energy alcanzó un récord mundial certificado por NREL del 34,85 % en abril de 2025 [9]. La promesa: paneles más baratos, flexibles, semitransparentes, fabricables a baja temperatura. El problema pendiente es la durabilidad a largo plazo; las perovskitas se degradan con la humedad y el calor, y los ensayos acelerados de 25 años aún no están completos. Es un campo donde la eficiencia de laboratorio avanza más rápido que la industrialización, así que conviene leer los titulares con un poco de calma.
Otras líneas que están cogiendo tracción: la agrivoltaica (paneles elevados que permiten cultivar debajo, probada con éxito en viñedos franceses y arrozales japoneses; las estimaciones de mercado sitúan el sector en torno a 5.000 millones de dólares en 2026, aunque la cifra varía según la consultora) [10], la solar flotante en embalses (que además reduce evaporación de agua, relevante en India y el sudeste asiático), y el hidrógeno verde como vector de almacenamiento estacional y combustible industrial, aunque tiene que mejorar en eficiencia y solucionar problemas de almacenamiento y logistica.
Posibilidades futuras
Podría pasar que si el avance en la investigación de las baterías de estado sólido mantiene el ritmo actual, hacia 2030-2032 el almacenamiento estacional podría dejar de ser el cuello de botella de la transición. Esto se apoya en que los prototipos de Toyota, QuantumScape y CATL ya muestran densidades energéticas un 40-50 % superiores a las celdas actuales en condiciones de laboratorio.
Otra posible opción es que la combinación de solar ultrabarata + electrolizadores de alta eficiencia podría hacer que el hidrógeno verde sea competitivo con el hidrógeno gris (producido con gas natural) antes de 2030 en regiones con más de 2.000 horas de sol al año, básicamente todo el cinturón ecuatorial, norte de África, Oriente Medio, Australia y el sur de Europa. Actualmente, en 2026, el hidrógeno verde cuesta entre 4,50 y 6 dólares/kg en Europa, frente al hidrógeno gris a 1,50-2 dólares/kg [11]. Si los costes de electrólisis bajan como lo hicieron los de solar, la descarbonización de la industria pesada (acero, cemento, fertilizantes) deja de ser un problema técnico y pasa a ser solo un problema de inversión.
Lo que viene
Por una vez, una transición tecnológica masiva está ocurriendo no porque alguien obligue, sino porque los números salen. Eso no significa que no queden problemas enormes: minería de litio y cobalto, reciclaje de paneles al final de su vida útil, dependencia geopolítica de la fabricación china, integración en redes eléctricas diseñadas para centrales térmicas. Todo eso es real y requiere trabajo.
Sobre el reciclaje hay buenas noticias: empresas como ROSI están invirtiendo más de 20 millones de euros en plantas de reciclaje en Europa, incluyendo una instalación en Teruel (España) con capacidad para procesar 10.000 toneladas anuales de módulos [12]. La directiva europea WEEE exige tasas de recuperación del 85 % y reutilización del 80 %, y el mercado europeo de reciclaje solar, todavía pequeño (en torno a 180 millones de dólares en 2026), está creciendo a un ritmo de dos dígitos anuales impulsado por la ola de paneles que llegarán al final de su vida útil a partir de 2030 [13].
La pregunta ya no es «¿funcionará la energía solar?». Funciona. La pregunta es a qué velocidad la dejamos funcionar. Y esa, amigo, ya no es una pregunta de física. Es de voluntad politica y social, y parte del avance tecnológico actual puede depender de ello.
REFERENCIAS
[1] Nemet, G. F. (2019). How Solar Energy Became Cheap: A Model for Low-Carbon Innovation. Routledge. — Marco teórico. Compila datos históricos de coste desde 1977 y analiza el mecanismo de aprendizaje. El dato de 76 $/W procede de los registros del programa espacial y las primeras celdas comerciales de los años 70.
[2] Swanson, R. M. (2005). «A Vision for Crystalline Silicon Photovoltaics». Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 13(5), 443-453. — Fiable. Artículo fundacional de la llamada ley de Swanson. La tasa de aprendizaje del ~20 % ha sido confirmada repetidamente por datos de mercado posteriores.
[3] Nemet, G. F. (2019). Obra citada en [1]. Capítulos 3-5, análisis de las políticas de Alemania, Japón, China y EE. UU. — Marco teórico.
[4] IRENA (2025). Renewable Power Generation Costs in 2024. International Renewable Energy Agency, Abu Dabi. Publicado julio 2025. — Fiable. Informe anual basado en datos de subastas y contratos PPA de más de 150 países. Metodología: cálculo de LCOE con costes de capital, operación y mantenimiento, factor de capacidad y vida útil estandarizados. La cifra base de 0,417 $/kWh en 2010 y la caída del 90 % hasta 0,043 $/kWh en 2024 proceden de la serie histórica consolidada de IRENA. El dato del 91 % de proyectos renovables más baratos que la alternativa fósil es del mismo informe.
[5] IRENA (2026). Renewable Energy Statistics 2025 y Renewable Capacity Statistics 2026. International Renewable Energy Agency, Abu Dabi. — Fiable. Datos de capacidad conectada a red confirmados por estadísticas nacionales. Metodología: IRENA recopila cifras oficiales de gobiernos (NEA china, MNRE india, BNetzA alemana, EIA estadounidense, etc.) y las consolida. Cifras: ~452 GW de nueva solar en 2024; ~511 GW en 2025 (75 % de los 692 GW renovables totales). Se usa IRENA como fuente única para toda la serie de instalaciones anuales, evitando mezclar con estimaciones de mercado de Ember/BNEF que usan metodologías distintas (envíos de módulos, estimaciones de pipeline).
[6] NEA China (2026). Datos oficiales de la National Energy Administration, publicados enero 2026. Confirmado por PV Magazine (28/01/2026): «China adds 315 GW of solar in 2025». — Fiable. Datos oficiales del gobierno chino.
[7] JMK Research / PV Magazine India (2026). «India installs record 45 GW solar capacity in FY2026». Datos del MNRE (Ministry of New and Renewable Energy). — Fiable. Datos oficiales del gobierno indio verificados por múltiples fuentes.
[8] NEA China (2026). Datos Q1 2026 publicados por la National Energy Administration. Confirmado por PV Tech: «China’s new PV installations plunge 51% YoY in January-April». — Fiable. Datos oficiales trimestrales.
[9] LONGi Green Energy / NREL (2025). Récord de eficiencia en célula tándem perovskita-silicio: 34,85 %, certificado por NREL en abril de 2025. — Fiable. Certificación independiente del National Renewable Energy Laboratory (EE. UU.). Metodología: medición bajo condiciones estándar AM1.5G, área definida, verificación por laboratorio externo.
[10] Coherent Market Insights (2026). Agrivoltaics Market Size, Share & Opportunities, 2026-2033. — Con reservas. Estimación de mercado de una consultora privada basada en datos de proyectos activos y pipeline. La cifra exacta varía entre consultoras (Coherent, Mordor Intelligence, Grand View Research); el orden de magnitud (~5.000 M$) es consistente, pero no es un dato empírico ni oficial. Se incluye como indicación de escala, no como cifra cerrada.
[11] IEA (2026). Global Hydrogen Review 2026: Cost Acceptability. París. — Reciente. Sexta edición del informe anual. Datos de costes de hidrógeno verde (4,50-6 $/kg en Europa) y gris (1,50-2 $/kg). Publicado en 2026, con metodología transparente de la IEA.
[12] ROSI Solar (2026). «ROSI secures over €20 million to scale solar panel recycling across Europe». Confirmado por PV Tech y Mercom Capital. — Fiable. Comunicado oficial de la empresa verificado por múltiples fuentes del sector.
[13] Mordor Intelligence (2026). Europe Solar Panel Recycling Market Growth Report 2031. — Con reservas. Análisis de mercado de consultora privada. La cifra de ~180 M$ en 2026 es coherente con el tamaño actual del sector, pero las proyecciones a 2031-2034 (crecimiento a doble dígito) dependen de supuestos sobre el ritmo de retirada de paneles y la evolución regulatoria. Se incluye como indicación de tendencia, no como predicción cerrada.
Nota sobre [5]: se ha elegido IRENA como fuente única para toda la serie de instalaciones anuales (2024 y 2025) porque su metodología —capacidad conectada a red confirmada por estadísticas nacionales oficiales— es la más conservadora y verificable. Otras fuentes como Ember, BloombergNEF o SolarPower Europe usan metodologías distintas (estimaciones de envíos de módulos, capacidad en construcción, proyecciones de pipeline) que arrojan cifras más altas (~593 GW para 2024). Mezclar ambas metodologías en el mismo párrafo generaría una falsa impresión de desaceleración. Con IRENA, la serie es internamente coherente: 452 GW (2024) → 511 GW (2025), crecimiento del ~13 %.