En 2025, la fotovoltaica volvió a confirmar su dominio sobre la expansión energética mundial, pero el informe de IRENA introduce un matiz decisivo: instalar más ya no equivale automáticamente a producir cada vez más barato.
La tecnología sumó un récord de 511 GW y llevó la capacidad acumulada global hasta unos 2392 GW. Al mismo tiempo, el coste total instalado de los proyectos utility-scale descendió un 6% interanual, hasta 667 USD/kW.
Sin embargo, el LCOE global permaneció estable en 44 USD/MWh.
La explicación está fuera del módulo. El abaratamiento de los equipos fue absorbido por mayores costes financieros y factores de capacidad ligeramente inferiores, una señal de que la competitividad renovable entra en una etapa menos dependiente de la fabricación y mucho más condicionada por la financiación, la red y el diseño del mercado.
Ese cambio también altera la jerarquía entre regiones, ya que China e India siguen convirtiendo la escala industrial en electricidad más barata, mientras Europa y Estados Unidos pierden parte de esa ventaja en permisos, conexión, obra, inflación y coste del capital.
¿El resultado? Un mercado mundial que comparte tecnología, pero no economía.
La solar lidera el despliegue, pero su coste deja de caer al mismo ritmo
La fotovoltaica volvió a ser la gran protagonista de la expansión eléctrica mundial.
Durante 2025 añadió un récord de 511 GW, elevando la capacidad acumulada global hasta aproximadamente 2392 GW. China concentró cerca de 315 GW, seguida por India, con 37 GW, y Estados Unidos, con 34 GW.
El coste total instalado de los proyectos utility-scale descendió un 6% interanual, hasta 667 USD/kW, y acumuló una reducción del 88% desde 2010.
Sin embargo, el LCOE global se mantuvo estable en 44 USD/MWh.
La caída de los precios de equipos y componentes fue compensada por un mayor coste del capital y factores de capacidad ligeramente inferiores. El mercado entra así en una fase de madurez en la que abaratar los módulos ya no garantiza, por sí solo, una reducción equivalente en el precio final de la electricidad.
Los proyectos puestos en marcha en China e India presentaron costes instalados medios de 533 y 545 USD/kW, respectivamente. Europa y Estados Unidos, en cambio, soportaron mayores costes de obra, financiación, permisos y balance de sistema.
Mismos módulos, economías muy distintas
China no solo lidera el volumen de instalaciones. También ejerce una influencia decisiva sobre el promedio mundial de costes.
Si se excluyen los proyectos chinos, el LCOE global de la solar aumenta de 44 a 55 USD/MWh, un salto del 23%. En la eólica terrestre, la diferencia es todavía mayor: el promedio pasa de 33 a 51 USD/MWh al retirar a China del cálculo.
El país mantiene una ventaja estructural basada en su capacidad manufacturera, la proximidad entre proveedores, el acceso a componentes más baratos y la escala de su mercado interno.
Europa se mueve en sentido contrario.
Las demoras en los permisos prolongan los calendarios y elevan los costes financieros. Los cuellos de botella en la red retrasan la entrada en operación de activos ya construidos o limitan la capacidad de nuevos proyectos. A ello se suman costes laborales, logísticos y de ingeniería superiores.
El resultado es que la reducción del precio internacional de los módulos se diluye antes de llegar al LCOE.
La divergencia ya no se explica principalmente por la calidad del recurso solar. Europa registró un coste medio de 59 USD/MWh, frente a los 36 USD/MWh de China, pese a que ambos mercados pueden acceder a tecnologías fotovoltaicas similares.
Las baterías se convierten en la nueva ventaja solar
En 2025, alrededor del 25% de la nueva capacidad solar a gran escala se instaló junto con baterías.
La co-ubicación responde a un problema creciente. Cuanta más fotovoltaica entra en el sistema, mayor es la concentración de producción durante las horas centrales del día. Esto incrementa los vertidos, reduce los precios mayoristas y deja infrautilizados los puntos de conexión durante muchas horas.
Las baterías permiten desplazar parte de esa producción hacia periodos con mayor demanda y precios más elevados. También ayudan a suavizar rampas, mejorar la previsibilidad y utilizar de forma más eficiente la infraestructura de red.
La economía de esta configuración dio un salto durante 2025.
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El coste instalado de una batería utility-scale de cuatro horas cayó casi un 30% en un solo año, hasta aproximadamente 140 USD/kWh. Desde 2010, la reducción acumulada alcanza alrededor del 95%.
En los mejores emplazamientos, el LCOE de los sistemas solares con almacenamiento capaces de ofrecer electricidad con un 95% de fiabilidad se situó por debajo de 85 USD/MWh.
La eólica terrestre conserva el liderazgo por precio
Aunque la solar dominó las nuevas incorporaciones de capacidad, la eólica terrestre siguió siendo la fuente de nueva generación más barata.
Su LCOE global descendió hasta 33 USD/MWh, frente a los 44 USD/MWh de la fotovoltaica y los 78 USD/MWh de la eólica marina.
La tecnología también registró un récord de despliegue, con cerca de 150 GW instalados, de los cuales aproximadamente 113 GW correspondieron a China.
El país volvió a fijar el mínimo mundial, con un LCOE eólico terrestre de 27 USD/MWh.
La concentración es contundente: China representó alrededor de tres cuartas partes de la nueva potencia eólica mundial. Sin ese mercado, el coste promedio global de la tecnología habría alcanzado 51 USD/MWh.
La eólica terrestre conserva así la corona del menor coste, pero su expansión depende cada vez más de un puñado de mercados capaces de combinar escala, red y financiación.
Las renovables gestionables suben, pero ganan valor sistémico
El comportamiento de las tecnologías despachables fue diferente.
El LCOE de la hidroeléctrica aumentó hasta 62 USD/MWh, el de la geotermia alcanzó 89 USD/MWh y el de la energía solar concentrada llegó a 115 USD/MWh.
IRENA atribuye estos incrementos principalmente a menores niveles de producción y factores de capacidad, no a un encarecimiento generalizado de la tecnología.
La bioenergía fue la excepción, con una reducción hasta 86 USD/MWh gracias a un mejor desempeño operativo.
Estos valores las sitúan por encima de la fotovoltaica y la eólica terrestre en una comparación estricta de costes. Sin embargo, su función en el sistema es distinta.
La hidroeléctrica, la geotermia y la CSP con almacenamiento pueden aportar generación controlable, estabilidad, respaldo y flexibilidad durante periodos sin sol o viento.
A medida que crece la participación de tecnologías variables, su valor deja de medirse únicamente por el precio medio del megavatio hora. También cuenta su capacidad para responder en horas críticas, sostener la frecuencia y reducir la necesidad de generación fósil de respaldo.
De fuente barata a escudo económico
El informe también coloca a las renovables en un terreno que excede la transición climática.
Durante 2025, la generación renovable evitó un gasto estimado de 480.000 millones de dólares en combustibles fósiles y alrededor de 8,4 gigatoneladas de emisiones de CO₂.
El ahorro corresponde a carbón y gas que no fue necesario comprar, transportar ni importar.
Ese efecto adquirió especial relevancia durante la crisis energética asociada al Estrecho de Ormuz a comienzos de 2026.
IRENA analiza el caso de Indonesia, Tailandia y Filipinas, tres economías muy expuestas a las importaciones. Su parque renovable evitó durante 2025 compras de carbón y gas por unos 5700 millones de dólares.
Valorados a los precios más altos registrados durante la crisis de Oriente Medio entre marzo y mayo de 2026, esos mismos volúmenes habrían representado un ahorro de 6500 millones de dólares.
Con el doble de generación renovable, la factura fósil evitada habría alcanzado 12900 millones.
La energía renovable funciona así como un amortiguador geopolítico.
Una vez construida, reduce la exposición a productores externos, rutas marítimas sensibles y variaciones abruptas de los mercados internacionales de combustibles.
Ese valor no aparece completamente reflejado en el LCOE, pero se traduce en menor vulnerabilidad económica, mayor estabilidad de precios y una balanza comercial más protegida.