ITRPV 2026: la cuota de mercado de BC alcanzará el 28 % en diez años, la demanda de plata alcanzará su máximo y las células solares en tándem entrarán en producción en masa en 2027.

La recientemente publicada 17.ª edición de la Hoja de Ruta Internacional de Tecnología Fotovoltaica (ITRPV) de Intersolar Europe muestra que, a pesar de enfrentar múltiples desafíos como la sobrecapacidad y fluctuaciones significativas de precios, la industria fotovoltaica global continúa demostrando una fuerte resiliencia en la iteración tecnológica y la reducción de costos.

Este informe autorizado, elaborado conjuntamente por 38 empresas líderes e instituciones de investigación de toda la cadena global de la industria fotovoltaica de silicio cristalino, describe de forma integral la trayectoria de iteración tecnológica de la industria, mostrando claramente que el sector está cambiando por completo hacia una mayor eficiencia mientras continúa el patrón de décadas de la "curva de aprendizaje" de reducción de costos.

El informe señala que la curva de aprendizaje de la industria aumentará al 26% entre 1976 y 2025; células de tipo N sustituirán por completo a PERC de tipo P, el consumo de plata alcanzará un punto de inflexión histórico, y las células en tándem de silicio y perovskita lograrán producción en masa en 2027.

Indicador clave: la curva de aprendizaje de la industria sube al 26%

Una conclusión clave de esta edición es que la tasa de aprendizaje de la industria fotovoltaica aumentará al 26% entre 1976 y 2025, frente al 24,9% de la edición anterior.

Este indicador representa la disminución del costo unitario de los módulos por cada duplicación de la capacidad instalada acumulada en la industria. Confirma que, incluso con la sobrecapacidad y la intensa competencia de precios en los últimos dos años, la lógica subyacente de la fotovoltaica —basada en la innovación tecnológica para reducir continuamente los costos de producción— se mantiene sin cambios.

En 2023 y 2024, la industria experimentó una fuerte caída de los precios de los módulos debido a la sobrecapacidad. A finales de 2025, los precios se estabilizaron y repuntaron ligeramente, con un precio para el usuario final de aproximadamente 0,09 dólares por vatio, un aumento de 0,01 en comparación con finales de 2024. El principal impulsor de esta recuperación de precios fue la implementación de políticas de regulación energética nacional, que restringieron la expansión de nueva capacidad en todos los ámbitos, equilibrando el mercado gravemente sobreofertado.

Principales migraciones tecnológicas: N-type reemplaza completamente a P-type, la tecnología BC alcanza una cuota de mercado del 28% en diez años. La industria de la energía solar está experimentando un punto de inflexión fundamental en la iteración tecnológica. El informe confirma que en 2024 la cuota de mercado de N-type TOPCon superó oficialmente a la del tradicional P-type PERC, y el proceso de sustitución se aceleró de forma integral en 2025.

En términos de eficiencia: Las actuales paneles solares TOPCon producidos en masa alcanzan una eficiencia del 23,5%, al nivel de HJT; los módulos TOPCon de contacto trasero (TBC) lideran la industria con una eficiencia del 24,1%; los módulos tradicionales P-type PERC solo alcanzan el 21,7%. Mientras tanto, los módulos de alta potencia, bifaciales y de tipo N han dejado de ser atributos premium y se han convertido en la corriente principal del mercado.

Casi toda la nueva capacidad se está invirtiendo en rutas de tipo N como TOPCon, HJT e IBC de contacto trasero, y solo un pequeño número de nuevas líneas de producción fuera de China sigue eligiendo P-type PERC. El informe prevé que la cuota de mercado global de las células de contacto trasero (BC) alcanzará el 28% en los próximos diez años.

Obleas de silicio y crecimiento cristalino: las obleas de silicio más delgadas se convierten en una tendencia unificada

El informe muestra que a finales de 2025 la capacidad global total de polisilicio, lingotes de silicio y obleas de silicio superará los 1230 GW. El proceso Siemens sigue siendo la tecnología dominante de procesamiento de materiales de silicio, con una cuota de mercado del 85% en 2025; el silicio granular mediante reactor de lecho fluidizado (FBR) representa el 15% restante, y se espera que aumente al 28% en diez años.

La industria continúa reduciendo el consumo de material de silicio por vatio: el uso de material de silicio para obleas M10 disminuirá un 26% en los próximos diez años, y para G12 un 26,4%, logrado mediante tres vías principales: mejora del rendimiento del crecimiento cristalino, reducción de pérdidas de corte y obleas más delgadas. El objetivo de consumo de silicio para las obleas G12 es de 1,39 g/W en 2036, y para M10 disminuirá hasta 1,27 g/W.

Los lingotes de silicio Czochralski fuertemente dopados (RCz) han monopolizado durante mucho tiempo el mercado, manteniendo una cuota del 95%-100% después de 2025; el Czochralski continuo (CCz) y el Czochralski por magnetrón (MCz) están penetrando gradualmente en el mercado, con una cuota combinada superior al 5% en 2036; se espera que la tecnología de obleas sin corte esté disponible comercialmente a pequeña escala solo en 2033, con una cuota inferior al 1% antes de 2036, y el corte con hilo de diamante seguirá siendo la tecnología dominante. Las obleas M6 serán completamente eliminadas del mercado en 2025, y M10, G12 y las obleas rectangulares se convertirán en estándar en las nuevas líneas de producción. Se prevé que en 2036 las obleas G12 y rectangulares representen el 76% del mercado, y las de tamaños superiores a G12 se acerquen al 20%. En 2025, las obleas de silicio de tipo N tendrán una cuota del 82%, superando el 98% en diez años. Todos los tipos de obleas seguirán adelgazándose, con la ruta HJT mostrando el progreso más rápido. A largo plazo, el grosor de las obleas G12 IBC será de solo 110 μm, pero los desafíos de flexión y manipulación de obleas ultrafinas aún deben resolverse por la industria.

Fabricación de baterías: LECO y pasivación ALD ampliamente adoptadas

La capacidad global de producción de células alcanzará 1260 GW en 2025. El informe destaca las tecnologías cada vez más sofisticadas en la fabricación de células, con mejoras en el diseño de herramientas que optimizan la correspondencia de capacidad entre los procesos de la parte inicial y final. Esta optimización es crucial para respaldar futuros aumentos de capacidad manteniendo los estándares de calidad y eficiencia.

El informe señala una tendencia significativa: la introducción de la optimización de contactos mejorada por láser (LECO) en las líneas de producción de TOPCon, un paso de proceso que mejora la eficiencia de conversión de las células TOPCon.

Según los datos de ITRPV, los emisores uniformes que utilizan LECO representarán el 74% del mercado en 2025, y esta cuota se espera que aumente al 86% en 2036. En la próxima década, la proporción de emisores utilizados en células TOPCon de tipo N fabricadas mediante procesos no LECO será inferior al 5%.

El informe también indica que la pasivación de bordes mediante deposición de capas atómicas (ALD) o procesos de deposición química en fase de vapor asistida por plasma (PECVD) se espera que se vuelva importante en la próxima década para eliminar problemas de recombinación en los bordes en tecnologías como TOPCon o HJT que utilizan células de medio corte. Se proyecta que para 2036 la pasivación de bordes con ALD o PECVD representará el 80% de la cuota de mercado.

El consumo de plata está alcanzando un punto de inflexión, con la metalización de cobre reemplazando en gran medida a la pasta de plata.

Un desafío urgente en la fabricación de células es el alto consumo de plata durante el proceso de metalización. El informe ITRPV muestra que los 706 GW de módulos enviados en 2025 consumieron aproximadamente 7.244 toneladas de plata, lo que representa alrededor del 21,4% del suministro mundial total de plata. Esta cifra es significativamente superior al 17% reportado en el World Silver Survey 2026, lo que demuestra el profundo impacto de la industria fotovoltaica en la oferta y demanda global de plata.

El consumo de plata varía según el tipo de célula. En 2025, células bifaciales TOPCon consumieron aproximadamente 10 mg/W de plata, HJT 12 mg/W y TBC de contacto trasero 12,2 mg/W, todos superiores a los 8,9 mg/W de P-type PERC. Esto provocó importantes fluctuaciones en el precio de la plata, que alcanzó un máximo de 3.729 dólares/kg en 2026 antes de bajar a 2.452 en junio, mientras que el coste por vatio de la plata se mantuvo en 2,5 centavos.

Sin embargo, el informe señala que la industria se enfrenta a un gran punto de inflexión: con el mismo volumen de envíos de módulos, el consumo total de plata de la industria en 2025 disminuyó interanualmente, lo que demuestra la eficacia de las tecnologías de reducción de plata.

La hoja de ruta describe ambiciosos objetivos de reducción del consumo de plata: el consumo de plata en TOPCon bajará a 6,3 mg/W en diez años, y en HJT a solo 4,3 mg/W; la metalización por recubrimiento de cobre en células HJT acelerará la sustitución de la pasta de plata, con una metalización de plata pura que alcanzará solo el 8% en 2036, seguida de plata recubierta de cobre con un 62% y cobre puro con un 30%.

“Estamos viendo la primera reducción del consumo de plata en muchos años manteniendo el mismo número de módulos enviados”, dijo Markus Fischer, copresidente del comité directivo del ITRPV, en la presentación del informe en Múnich a principios de esta semana. “Por lo tanto, esto es realmente una buena noticia.”

Esto se debe principalmente a tecnologías de células eficientes y al diseño de las células, mientras vemos materiales basados en cobre aplicados específicamente a células HJT y que también se utilizarán en el futuro en células en tándem. Actualmente, estamos observando un pico en el consumo de plata. Tengo bastante confianza en que la plata no se convertirá en un material escaso en la fabricación fotovoltaica.

Encapsulación de módulos: el vidrio delgado y la película POE aceleran su penetración

A finales de 2025, la capacidad global de producción de módulos alcanzará aproximadamente 1460 GW, con el silicio cristalino representando el 98% y las tecnologías de película delgada solo el 2%.

Reducir los costos de materiales y mejorar el rendimiento son claves para disminuir el costo total de los módulos. En los últimos años, el vidrio se ha convertido en un tema clave en la industria, con vidrio de 2-3 mm actualmente como el estándar. El informe prevé que el vidrio más delgado (menos de 2 mm) representará el 10% del mercado en 2036, mientras que el de 2-3 mm se mantendrá en el 86%. Los respaldos de vidrio están sustituyendo gradualmente a los respaldos compuestos, y la proporción de soluciones de doble vidrio aumentará significativamente en diez años.

A nivel de módulo, los materiales de encapsulación y los materiales de respaldo también son áreas clave de reducción de costos, siendo ambos componentes de costo significativos. En cuanto a las películas de encapsulación, la EVA tradicional mantiene su cuota de mercado por coste, pero las películas de POE y las mezclas EVA/POE continúan aumentando su penetración debido a su fiabilidad.

Se espera que en los próximos años el vidrio se convierta en el material dominante de respaldo, mientras que la cuota de mercado de las combinaciones que utilizan vidrio en la parte frontal y un marco metálico en la parte trasera caerá por debajo del 16% en diez años.

Hoja de ruta tecnológica a largo plazo: producción en masa de células en tándem en 2027

De cara al futuro, la hoja de ruta prevé que la eficiencia de la tecnología de células de unión única seguirá mejorando, con una eficiencia de módulo que alcanzará el 26,3% en 2035. Sin embargo, el desarrollo más emocionante es la tecnología de células solares en tándem, que promete superar los límites de eficiencia de las células de unión única.

Según los resultados de la encuesta, se espera que las células y módulos solares en tándem entren en producción en masa alrededor de 2027, con una eficiencia de módulo de aproximadamente 27,4% en 2028. Estas tecnologías en tándem basadas en silicio representan la próxima frontera en eficiencia fotovoltaica y pueden lograr niveles de rendimiento aún mayores en los próximos años.

El informe también enfatiza que a medida que la escala de instalaciones de sistemas fotovoltaicos continúa expandiéndose, el reciclaje se está convirtiendo cada vez más en una oportunidad y un desafío empresarial importante. Se espera que los modelos de fábricas inteligentes y los conceptos de fabricación avanzada, incluidos sistemas más completos de transparencia de datos y seguimiento, desempeñen un papel cada vez más importante en el apoyo a la trayectoria de crecimiento de la industria.

El futuro a escala de teravatios

El informe ITRPV concluye con una evaluación optimista pero realista del futuro de la industria. Según un escenario amplio de electrificación propuesto por los investigadores Dmitrii Bogdanov y Christian Breyer en ITRPV, la industria fotovoltaica debe instalar aproximadamente 63,4 TW para 2050 para lograr sistemas energéticos de emisiones netas cero de gases de efecto invernadero, generando 104 PWh de electricidad, lo que representa alrededor del 69% de la demanda mundial de energía primaria en los sectores de electricidad, calor, transporte y desalinización.

Esto se traduce en un tamaño de mercado anual promedio de 4,5 TW para 2050. Aunque los envíos históricos han estado cerca de los niveles de demanda, los envíos no crecieron entre 2024 y 2025 a pesar de la amplia capacidad, lo que indica que el desarrollo del mercado debe acelerarse para mantenerse al ritmo de los objetivos climáticos.

A pesar de los desafíos actuales de sobrecapacidad, el informe destaca las perspectivas positivas para toda la industria fotovoltaica de silicio cristalino. Las mejoras continuas en la eficiencia, la reducción de los costos unitarios, los avances tecnológicos impulsados por las células en tándem y la tendencia inevitable hacia mercados a escala de teravatios sientan una base sólida para el éxito a largo plazo de la industria.