Energía solar fotovoltaica

En unos quince años, la solar fotovoltaica (PV) ha pasado de ser un producto de nicho a la fuente de electricidad que más rápido ha crecido en la historia. La generación solar mundial subió de unos 250 TWh en 2015 a cerca de 2.800 TWh en 2025, casi el 9 % de la electricidad del planeta, y cada año se instala ya más potencia solar que de todas las demás tecnologías de generación juntas. Solo China produce más del 40 % de la electricidad solar del mundo, seguida de Estados Unidos e India. A continuación verás cómo funciona la tecnología, en qué se diferencian los principales tipos de célula y qué dicen los números sobre coste, suelo, materiales y emisiones.

Cómo funciona la energía solar fotovoltaica

Una célula solar es un diodo semiconductor, normalmente de silicio cristalino. Cuando un fotón con energía suficiente choca con el silicio, libera un electrón y deja detrás un «hueco» con carga positiva. Es el efecto fotovoltaico. Un campo eléctrico interno en la unión p-n empuja electrones y huecos en sentidos opuestos, y los contactos metálicos de las caras delantera y trasera los recogen en forma de corriente continua (CC). Una sola célula de silicio da unos 0,6-0,7 V, así que un módulo conecta en serie 60-144 células (o medias células) para alcanzar una tensión útil. Los diodos de bypass limitan las pérdidas por sombreado parcial.

La banda prohibida del silicio, de 1,12 eV, limita la eficiencia teórica de una célula de unión simple a un 29-33 % aproximadamente (el límite de Shockley-Queisser, algo más bajo en el silicio si se tiene en cuenta la recombinación Auger). Los fotones con energía inferior a la banda prohibida atraviesan la célula sin más, y la energía sobrante de los fotones más energéticos acaba convertida en calor. Los módulos reales pierden también energía por reflexión, por la resistencia de los contactos y, sobre todo, por la temperatura: el silicio cristalino pierde un 0,25-0,40 % de su producción por cada grado por encima de 25 °C, de modo que un módulo sobre un tejado caliente no llega a su potencia nominal.

Los módulos se clasifican en vatios pico en condiciones estándar de prueba (STC: irradiancia de 1.000 W/m², temperatura de célula de 25 °C). Los inversores convierten la CC en corriente alterna compatible con la red. También ejecutan algoritmos MPPT, que ajustan continuamente la tensión de funcionamiento para extraer la máxima potencia del generador a medida que cambian la luz y la temperatura.

Principales tipos de tecnología fotovoltaica

Células de silicio cristalino

El silicio cristalino supone más del 95 % de la producción mundial de módulos. Dentro del silicio, la industria ha cambiado varias veces de arquitectura de célula en una década:

• El silicio policristalino (multicristalino) dominó hasta 2017 más o menos. Era más barato de fundir, pero menos eficiente (módulos del 16-18 % normalmente), y hoy ha desaparecido casi por completo de la producción nueva.
• El monocristalino PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) añade una capa dieléctrica de pasivación en la cara trasera de la célula, que devuelve la luz no absorbida y reduce la recombinación. PERC dominó el mercado entre 2018 y 2023, con módulos de un 20-22 %.
• TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) usa una capa de óxido ultrafina y polisilicio dopado para pasivar el contacto trasero. Las fábricas pueden producirlo en líneas PERC adaptadas, así que desde 2024 se ha convertido en la tecnología principal de las plantas nuevas, con módulos de alrededor del 22-23,5 %.
• La heterounión (HJT) coloca una oblea cristalina entre finas capas de silicio amorfo. Tiene el mejor coeficiente de temperatura (de -0,24 a -0,26 %/°C aproximadamente), una bifacialidad alta y eficiencias de módulo del 22-24 %. La pega: necesita otros equipos y más plata, o contactos chapados en cobre.
• Las células de contacto trasero (IBC) llevan todos los contactos metálicos a la cara posterior, con lo que eliminan las sombras en la cara frontal y acercan los módulos comerciales al 23-25 %.

Módulos bifaciales

Un módulo bifacial usa una lámina trasera transparente o vidrio para que la parte posterior de las células capte la luz reflejada por el suelo. Suele producir un 5-15 % más que un módulo monofacial, y hasta un 20 % o más sobre superficies claras como arena, nieve o grava blanca (albedo de 0,3-0,8). En las grandes plantas en suelo, los módulos bifaciales vidrio-vidrio sobre seguidores de un eje son ya la opción por defecto.

Capa fina

Los módulos de capa fina depositan unos pocos micrómetros de material absorbente sobre vidrio. El telururo de cadmio (CdTe), que fabrica a gran escala sobre todo First Solar, alcanza eficiencias comerciales de un 19-20 % y tiene una huella de carbono menor que la mayoría de los módulos de silicio. El CIGS (seleniuro de cobre, indio y galio) llega al 15-18 % en producción; el silicio amorfo (6-9 %) ha desaparecido casi por completo de los mercados eléctricos. Las células de perovskita, sobre todo los tándem de perovskita sobre silicio, con eficiencias de laboratorio superiores al 33 %, son el siguiente paso que todo el sector sigue de cerca. Nadie sabe todavía cómo aguantarán a la intemperie durante décadas.

Tejados, plantas a escala de red y seguidores

Las instalaciones distribuidas en tejado (desde unos pocos kW en viviendas hasta varios MW en naves) no ocupan suelo adicional, evitan pérdidas de transporte y se amortizan sobre todo gracias al autoconsumo a precio de tarifa minorista. Las plantas a escala de red, de 50 MW a varios GW, consiguen costes por kWh mucho más bajos gracias al tamaño, la mejor orientación y los seguidores solares. Los seguidores de un eje, que giran las filas de este a oeste a lo largo del día, aumentan la producción anual en un 15-25 % aproximadamente frente a la inclinación fija en emplazamientos soleados de baja latitud, y ya equipan la mayoría de las plantas nuevas de América, Oriente Medio y Australia. La fotovoltaica flotante en embalses y la agrovoltaica sobre cultivos son nichos más pequeños, pero en crecimiento.

Inversores

Las instalaciones residenciales usan inversores de string, microinversores en cada módulo o inversores de string con optimizadores de potencia por módulo. Las plantas de red usan grandes inversores centrales (de varios MW cada uno) o muchos inversores de string distribuidos. Los proyectistas suelen instalar más potencia de módulos en CC que potencia de inversor en CA (un ratio CC/CA de 1,2-1,4). Aceptan algo de recorte a mediodía a cambio de producir más por la mañana, por la tarde y en invierno. Los inversores también ayudan ya a operar la red: los inversores formadores de red pueden aportar inercia sintética y soporte de tensión, algo que antes solo daban los generadores rotativos.

Eficiencia, producción y factor de capacidad

La eficiencia del módulo decide cuánta superficie necesita una instalación. La energía que produce depende del sol del lugar. La estimación estándar de la producción anual es:

Aquí H_poa es la irradiación anual sobre el plano de los módulos y PR es el rendimiento global o performance ratio, que en una instalación moderna bien diseñada suele estar entre 0,75 y 0,85. Recoge las pérdidas por temperatura, inversor, cableado, suciedad y dispersión entre módulos. Una instalación de 10 kWp en Madrid que recibe 2.000 kWh/m² en su plano inclinado, con un PR de 0,80, produce unos 16.000 kWh al año: una producción específica de 1.600 kWh/kWp y un factor de capacidad en CC del 18 %. La calculadora de paneles solares hace esta cuenta hora a hora con datos meteorológicos reales, y el mapa de potencial solar muestra cómo varía el recurso en el mundo.

El factor de capacidad de la solar es bajo comparado con el de las centrales térmicas, porque el sol se pone cada día y calienta menos en invierno. Esa variabilidad es el principal quebradero de cabeza de los operadores de red. Provoca el hundimiento de precios a mediodía conocido como curva de pato, y por eso la solar va cada vez más de la mano del almacenamiento en baterías. La calculadora de factor de capacidad convierte entre potencia, horas y producción.

Costes

Ninguna tecnología energética ha abaratado sus costes tan deprisa como la fotovoltaica. El precio de los módulos ha bajado alrededor de un 20-25 % por cada duplicación de la producción acumulada (la tasa de aprendizaje conocida como ley de Swanson), y en 2024 los precios al contado de los módulos estándar cayeron por debajo de 0,10-0,12 USD/W en plena sobrecapacidad de fabricación en China.

• IRENA (2024): el LCOE medio ponderado mundial de la fotovoltaica de red puesta en servicio fue de unos 0,044 USD/kWh en 2023, cerca de un 90 % menos que los 0,46 USD/kWh de 2010. El coste total de instalación medio ponderado mundial rondó los 750-800 USD/kW, con India y China muy por debajo y Japón y algunos mercados europeos muy por encima.
• Lazard LCOE+ (2024): fotovoltaica de red en EE. UU., sin subvenciones, a unos 29-92 USD/MWh; instalaciones comunitarias y comerciales en la zona media; tejados residenciales a unos 177-282 USD/MWh, reflejo de un coste por vatio instalado mucho más alto.
• NREL ATB prevé que el coste de inversión de la fotovoltaica de red siga bajando hasta 2035, con mucha distancia entre los escenarios conservadores y los avanzados.

Dos matices. El LCOE solar es muy sensible a la tasa de descuento: casi todo el coste se paga al principio, así que la financiación por sí sola puede duplicar el LCOE entre un mercado de la OCDE de bajo riesgo y un mercado emergente de alto riesgo. Y la electricidad solar pierde valor a medida que crece su cuota, porque todas las plantas producen en las mismas horas. En mercados con mucha penetración, los precios de mediodía son negativos con frecuencia y los vertidos aumentan, así que la referencia que cuenta es cada vez más el coste de «solar con almacenamiento». Usa la calculadora de LCOE para ver cómo interactúan el CAPEX, la producción y el WACC, y la comparación de tecnologías para enfrentar la solar a otras fuentes.

Suelo, agua y materiales

Suelo. La fotovoltaica de red necesita aproximadamente 1-2,5 hectáreas por MW de potencia, contando separación entre filas, caminos de acceso e inversores, según la latitud, el uso de seguidores y la eficiencia de los módulos. Por unidad de energía es más suelo que el de la nuclear o el gas, pero menos que el de la bioenergía, y el terreno no se sella: pueden pastar ovejas, crecer hábitats para polinizadores y cultivarse plantas bajo estructuras elevadas (agrovoltaica). Tejados, aparcamientos y embalses no necesitan ningún suelo adicional.

Agua. En funcionamiento, la fotovoltaica gasta muy poca agua, sobre todo para limpiar los módulos de vez en cuando: normalmente decenas de litros por MWh, muy por debajo de lo que necesitan las térmicas para refrigerarse. La fase que consume mucha agua es la fabricación del polisilicio y las obleas.

Materiales. Un módulo cristalino es sobre todo vidrio (cerca del 70 % del peso), marco de aluminio, encapsulante polimérico, cobre y silicio. Los insumos críticos son el polisilicio de alta pureza y la plata de los contactos de las células. La fotovoltaica ya se lleva una parte grande y creciente de la demanda mundial de plata, lo que empuja a los fabricantes hacia el chapado en cobre. El CdTe usa telurio, un subproducto del refino del cobre con oferta limitada. El informe de la IEA de 2022 sobre cadenas de suministro constató que China tenía más del 80 % de la capacidad mundial en todas las fases de fabricación, y más del 95 % en obleas. Esa concentración ha marcado la política industrial de EE. UU., India y la UE.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

La fotovoltaica no emite nada mientras funciona. Sus emisiones de ciclo de vida proceden de la minería, el refino del silicio (un proceso que consume mucha electricidad), la fabricación, el transporte, la instalación y el tratamiento al final de su vida útil.

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): mediana de 48 gCO2e/kWh para la fotovoltaica de red (rango 18-180) y de 41 g para la de tejado (rango 26-60). Estas cifras reflejan la fabricación anterior a 2012 y hoy se consideran conservadoras.
• UNECE (2021): 8-83 gCO2e/kWh según la tecnología y la región, con la capa fina de CdTe y los módulos fabricados con electricidad baja en carbono en el extremo inferior, y los módulos de polisilicio producidos con electricidad muy dependiente del carbón e instalados en lugares de baja irradiación en el superior.

Como comparación, esas mismas evaluaciones sitúan el carbón en unos 750-1.100 g y el ciclo combinado de gas en unos 400-500 g. Casi todas las emisiones vienen de la electricidad usada en la fabricación, así que la huella de un módulo depende mucho de dónde se fabricó, y se reduce a medida que esas redes se descarbonizan. El tiempo de retorno energético es ya de un año o menos en las regiones soleadas.

Seguridad e impacto ambiental

La fotovoltaica tiene una de las tasas de mortalidad por unidad de energía más bajas de todas las fuentes. El principal riesgo laboral es caerse de un tejado durante la instalación. El riesgo de incendio es bajo pero real, casi siempre por conectores de CC defectuosos o errores de montaje, y muchas normativas exigen ya electrónica de apagado rápido para que los bomberos puedan desenergizar las instalaciones en tejado. El cadmio de los módulos de CdTe está químicamente ligado y encapsulado en vidrio, y los fabricantes tienen programas de recogida.

El mayor problema a largo plazo es qué hacer con los paneles viejos. IRENA y el IEA PVPS proyectaron en 2016 que los residuos fotovoltaicos acumulados podrían llegar a unos 60-78 millones de toneladas en 2050. El vidrio, el aluminio y el cobre se reciclan con facilidad. Recuperar silicio y plata de alta pureza de forma rentable todavía no es posible. La Directiva RAEE (WEEE) de la UE ya hace responsables de la recogida a los productores. Las grandes plantas en suelo también pueden fragmentar hábitats si se ubican mal, aunque los emplazamientos bien gestionados suelen aumentar la biodiversidad en comparación con la agricultura intensiva.

Perspectivas

La solar es ya la mayor fuente de nueva potencia de generación en el mundo, con unos 600 GW añadidos en 2024 y una potencia acumulada que supera los 2 TW. Los escenarios de la IEA muestran una y otra vez que la solar se convertirá en la mayor fuente de electricidad por potencia instalada antes de 2030 y, en las trayectorias de cero emisiones netas, en la mayor por generación en la década de 2030. La tecnología avanza hacia las células tipo n (TOPCon, HJT, contacto trasero), los seguidores bifaciales como estándar de las plantas de red y los tándem de perovskita y silicio, que podrían acercar la eficiencia de los módulos al 30 %.

El cuello de botella ya no es el coste, sino la integración: las colas de conexión a la red, el transporte, la canibalización de precios a mediodía y la necesidad de flexibilidad. Por eso el crecimiento de la solar depende ahora del almacenamiento en baterías, de la flexibilidad de la demanda y del hidrógeno verde para absorber los excedentes. Si buscas solar gestionable con almacenamiento térmico, consulta la energía solar de concentración, y para dimensionar una instalación doméstica con batería prueba la calculadora de solar con baterías.