La fotovoltaica instaló 10.105 MW de nueva potencia en España en 2025

La fotovoltaica instaló 10.105 MW de nueva potencia en España durante 2025, según el Informe Anual de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), elaborado con la colaboración de la Universidad de Castilla-La Mancha. El sector alcanzó así una aportación cercana al 23% del mix eléctrico y se consolidó como la tecnología con mayor peso en la generación eléctrica española. Al mismo tiempo, la reducción de los precios capturados por las instalaciones solares está aumentando la presión sobre los nuevos proyectos y desplazando el foco del crecimiento hacia la electrificación y el almacenamiento.

De los 10.105 MW instalados el pasado año, 8.966 MW correspondieron a plantas fotovoltaicas en suelo y 1.139 MW a autoconsumo. La nueva potencia en suelo aumentó un 31% respecto a 2024, lo que sitúa a España como el segundo mercado fotovoltaico de la Unión Europea, donde se instalaron 67,2 GWp. El autoconsumo, por su parte, se mantuvo en torno a 1,1 GW anuales, con un descenso del 4% respecto al año anterior.

La potencia fotovoltaica acumulada en España alcanzó 46.286 MW en suelo y 9.276 MW de autoconsumo al cierre de 2025, según los datos del informe. A escala mundial, la fotovoltaica volvió a concentrar la mayor parte de la nueva capacidad energética instalada, con 698 GWp incorporados durante el año y más de 3 TWp acumulados.

UNEF también señala en su informe el hecho de que la elevada producción fotovoltaica durante las horas solares contribuye a reducir los precios de la electricidad, pero también está disminuyendo los ingresos obtenidos por las propias instalaciones. El precio capturado por la fotovoltaica pasó de 42,28 €/MWh en 2024 a 36,39 €/MWh en 2025 y a 29,68 €/MWh durante el primer semestre de 2026.

Esta evolución coincide con un aumento de las horas con precios cero o negativos. En 2025 se registraron 797 horas con precios iguales o inferiores a 0 €/MWh y generación fotovoltaica significativa. En 2026, esta cifra ya se había alcanzado el 7 de julio y se aproximaba a las 900 horas a comienzos de septiembre.

El informe identifica la electrificación de los usos finales como uno de los principales retos de la segunda fase de la transición energética. España cuenta con 71,5 GW de puntos de conexión de demanda concedidos o previstos en la planificación a 2030, además de otros 24 GW de capacidad solicitada y pendiente de resolución. Centros de datos, industria, hidrógeno, almacenamiento y movilidad eléctrica concentran una parte importante de esta nueva demanda.

El almacenamiento se está convirtiendo en otro elemento relevante. El almacenamiento detrás del contador creció un 65% en 2025, hasta 540 MWh instalados durante el año, y acumula 2.745 MWh desde 2022. En almacenamiento en suelo, España cuenta actualmente con 261 MW instalados, de los que 241 MW corresponden a sistemas híbridos y 20 MW a instalaciones independientes. Además, 33.031 MW disponen de permisos concedidos y otros 14.607 MW se encuentran en tramitación.

La fotovoltaica aportó 9.841 millones de euros al PIB en 2025, alrededor del 0,5% del total nacional, mientras que su huella económica total alcanzó 14.121 millones. El empleo asociado ascendió a 134.708 personas y las exportaciones sumaron 3.208 millones de euros. La inversión en I+D+i alcanzó 473 millones de euros, con una intensidad innovadora del 3,6%, más del doble de la media de la industria española, situada en el 1,6%.

UNEF considera que la siguiente fase de desarrollo requiere adaptar el sistema eléctrico al aumento de generación renovable y de capacidad de almacenamiento. Entre las medidas planteadas figuran los permisos flexibles de acceso y conexión, la agilización de las tramitaciones, la hibridación de instalaciones existentes y una mayor electrificación de la demanda.

La asociación también plantea adaptar el sistema de formación de precios a un mercado con una mayor penetración renovable, incluyendo mecanismos que limiten la proliferación de horas con precios cero o negativos. A corto plazo, reclama además una retribución para las restricciones técnicas, financiación mediante créditos ICO y una remuneración adecuada de los servicios de control de tensión.