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Cambios en políticas, actualizaciones de mercado y noticias tecnológicas.
La prima del coste de instalación de los sistemas solares basados en microinversores frente a los sistemas de inversores de cadenas se ha reducido a aproximadamente el 18% en 2026, frente a una diferencia histórica del 25-35%, impulsada principalmente por las reducciones de precios del IQ8 de Enphase Energy tras los ajustes arancelarios de EE.UU. y el aumento del ensamblaje nacional. En una instalación residencial típica de 10 kW, esto se traduce en una diferencia de coste de aproximadamente 1.800-2.400 dólares, frente a los 3.500-5.000 dólares de años anteriores. El estrechamiento cambia significativamente los cálculos del rendimiento de la inversión según el tipo de tejado. Para tejados sencillos orientados al sur y sin sombra en los estados del cinturón solar, los inversores monofásicos con un único optimizador de potencia siguen siendo la mejor opción: la prima de los microinversores añade de 1,2 a 1,8 años a la amortización sin ganancias significativas de producción. En tejados complejos con varios planos, orientaciones de este a oeste, sombreado parcial de chimeneas o buhardillas, o cuando los paneles deben dividirse en diferentes azimuts, los microinversores o los optimizadores de CC suelen recuperar su prima en un plazo de 3 a 5 años gracias a una mejor tolerancia a la sombra. Los microinversores IQ8 de Enphase tienen una garantía de 25 años, frente a los 12 años de garantía estándar de la mayoría de los inversores de cadena, con garantías ampliadas de 25 años disponibles por un precio adicional de entre 200 y 400 dólares. SolarEdge HD-Wave y Fronius Primo siguen siendo los principales competidores de los inversores monofásicos. Para los propietarios de viviendas que buscan baterías de respaldo, los sistemas IQ Battery de Enphase se integran de forma nativa con los microinversores IQ8, ofreciendo un argumento de coste y complejidad que va más allá de la mera optimización a nivel de panel.
Salt River Project ha emitido tarifas actualizadas para su plan solar E-27 a partir del 1 de abril de 2026, el plan de tarifas principal para los clientes residenciales de SRP con energía solar en el tejado. El plan revisado mantiene la controvertida estructura de cargos por demanda de SRP, pero ajusta la ventana de medición de la demanda: los cargos por demanda ahora se evaluarán en el intervalo más alto de 15 minutos de importación de la red entre las 5 PM y las 9 PM en días laborables en lugar de la ventana anterior de 30 minutos, lo que hace que los picos de demanda sean más costosos. La tarifa básica por demanda se mantiene en 18,87 dólares por kW al mes de demanda máxima. La compensación por exportación con arreglo al E-27 se fija en 0,029 dólares por kWh, sin cambios. Un propietario que importe, aunque sea brevemente, 3 kW durante la hora punta de la tarde pagará 56,61 dólares en cargos por demanda ese mes, independientemente de la generación solar total. Las estrategias para minimizar los cargos por demanda incluyen: dimensionar el almacenamiento de la batería para cubrir completamente la ventana de pico de 5-9 PM, establecer la carga de vehículos eléctricos fuera de las horas punta durante la noche, pre-enfriar los hogares antes de la ventana de pico utilizando energía solar, y el uso de termostatos inteligentes y controladores de carga que responden a las señales de la red. SRP presta servicio a aproximadamente 1,1 millones de clientes en el área metropolitana de Phoenix y opera al margen de la autoridad de fijación de tarifas de la Comisión de Corporaciones de Arizona como subdivisión política, lo que significa que los clientes no pueden recurrir sus estructuras tarifarias ante los reguladores estatales. Los clientes insatisfechos con E-27 sólo pueden cambiar al territorio de servicio de APS si se trasladan.
La legislatura de Florida está debatiendo actualmente el proyecto de ley 1247 de la Cámara de Representantes y una medida complementaria del Senado que limitaría los créditos de exportación de medición neta al 75% de la tarifa minorista, por debajo de la actual compensación total de la tarifa minorista que Florida restauró tras un breve intento de retroceso en 2022. Los proyectos de ley están respaldados por Florida Power
EcoFlow y Anker SOLIX han reducido cada una los precios de catálogo en EE.UU. de sus principales centrales eléctricas portátiles entre un 20 % y un 35 % desde enero de 2026, continuando una tendencia de compresión de precios impulsada por la caída de los costes de las celdas de batería LFP en la fabricación china y la intensificación de la competencia entre ambas marcas. La DELTA Pro 3 de EcoFlow, con 4 kWh de capacidad y 3.600 W de salida de CA, cuesta ahora 2.499 dólares, frente a los 3.299 dólares de su lanzamiento a mediados de 2025. La Anker SOLIX F3800, una unidad de 3,84 kWh y 6.000 W de potencia, ha bajado de 3.499 a 2.299 dólares. Ambas unidades admiten capacidad ampliable mediante módulos de batería añadidos, que alcanzan los 12-16 kWh cuando están totalmente apiladas. Las tasas de entrada de energía solar han mejorado significativamente: el DELTA Pro 3 admite hasta 2.600 W de energía solar, mientras que el F3800 alcanza los 2.400 W, lo que hace que ambos sean viables para un respaldo semipermanente de toda la casa en lugar de un uso puramente portátil. Las reducciones de precios se producen tras los ajustes arancelarios de EE.UU. en virtud del marco comercial de marzo de 2025, que redujo los aranceles de la Sección 301 sobre las importaciones de baterías LFP del 25% al 14%, un ahorro que los fabricantes están trasladando a los minoristas. Jackery, el tercer actor principal, aún no ha igualado estas reducciones y ha visto disminuir su cuota de mercado. Los analistas señalan que los precios actuales sitúan a las estaciones portátiles de respaldo en un 30-40% del coste de una instalación permanente de baterías, lo que las convierte en una alternativa práctica para inquilinos y personas con propiedades inadecuadas.
El Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT, por sus siglas en inglés) ha publicado un informe en el que atribuye a la generación solar distribuida en los tejados el mérito de haber evitado tres apagones consecutivos durante una inesperada ola de calor a finales de febrero de 2026 en todo el estado. Las temperaturas de la tarde alcanzaron los 98-102°F en las áreas metropolitanas de Dallas-Fort Worth y Houston, impulsando una demanda récord en febrero que superó los 73 GW. En el punto álgido, el equipo de operaciones de la red de ERCOT informó de que aproximadamente 4,8 GW de generación solar distribuida -principalmente de las 850.000 instalaciones residenciales y comerciales en tejados de Texas- compensaron lo que habría sido un déficit de suministro de 6,2 GW después de que dos unidades centrales de gas a escala comercial sufrieran interrupciones imprevistas. La naturaleza distribuida del recurso resultó fundamental: a diferencia de las plantas centralizadas, la energía solar instalada en tejados no puede activarse por un único punto de fallo. El programa de visibilidad de recursos energéticos distribuidos (DER) de ERCOT, ampliado en 2024, proporcionó a los operadores estimaciones en tiempo real de la producción solar sobre tejado por primera vez durante un evento de gran tensión. El informe recomienda acelerar los plazos de autorización de la energía solar residencial en todos los municipios de Texas y pide una legislación que permita a ERCOT incluir formalmente la capacidad DER agregada en los cálculos del margen de reserva. Texas instaló aproximadamente 3,2 GW de nueva energía solar residencial en 2025, sin una política estatal de medición neta, pero con la mayoría de las empresas de servicios públicos ofreciendo algún tipo de crédito de costes evitados.
Los paneles solares de contacto pasivado de óxido de túnel (TOPCon) han alcanzado el 65% de las instalaciones solares residenciales estadounidenses en el primer trimestre de 2026, superando a la tecnología PERC por primera vez desde que los paneles de silicio cristalino se convirtieron en el estándar residencial. Este cambio refleja el descenso de los costes de fabricación de los paneles TOPCon, que ahora se sitúan entre 0,02 y 0,04 dólares por vatio respecto a los PERC, junto con el aumento de la eficiencia, que permite obtener más energía en tejados más pequeños. Los principales fabricantes de TOPCon, como Jinko Solar, Canadian Solar y LONGi, ofrecen ahora módulos residenciales de entre 420 y 450 W en formatos estándar de 60 células, con coeficientes de temperatura de alrededor de -0,30%/°C, frente a -0,35%/°C del PERC. La ventaja práctica es significativa en climas cálidos como Arizona, Texas y Florida, donde los paneles funcionan habitualmente por encima de los 50°C. Las líneas de producción de PERC se están reequipando gradualmente en lugar de desecharse, y los fabricantes señalan que la transición durará entre 2 y 3 años. Las variantes de PERC de tipo N sirvieron brevemente como tecnología puente, pero en gran medida se han dejado de lado. Los paneles HJT (heterounión) siguen ocupando un nicho privilegiado, con una eficiencia del 22-23%, pero su sobreprecio del 15-20% limita su adopción generalizada. Los analistas prevén que la cuota de TOPCon alcance el 80% de las instalaciones residenciales estadounidenses a finales de 2027, a medida que se vayan agotando las existencias de PERC.
Consolidated Edison ha puesto en marcha una rebaja inicial de 1.500 dólares para los sistemas residenciales de almacenamiento en batería instalados en su territorio de servicio, que abarca la ciudad de Nueva York y el condado de Westchester, disponible para los clientes que combinen una batería con una instalación solar nueva o ya existente. El reembolso está diseñado para acumularse con múltiples incentivos concurrentes: el crédito fiscal federal del 30% por inversión en virtud de la IRA, que se aplica al coste total de la batería cuando se carga exclusivamente con energía solar; el incentivo NY-Sun Megawatt Block administrado por NYSERDA, que proporciona entre 0,20 y 0,35 dólares adicionales por vatio de capacidad solar; y el crédito fiscal solar del 25% del Estado de Nueva York con un límite de 5.000 dólares. Un propietario que instale un sistema solar de 10 kW con una batería de 13,5 kWh en el territorio de Con Edison puede acceder actualmente a entre 15.000 y 18.000 dólares en incentivos combinados antes de la financiación. El reembolso de Con Edison se financia a través del Plan de Implementación de Sistemas Distribuidos de la empresa de servicios públicos aprobado por la Comisión de Servicios Públicos de Nueva York y está limitado a 2.500 participantes en el primer año del programa. Las solicitudes se abrieron el 1 de marzo de 2026 y se tramitan por orden de llegada. Las baterías elegibles deben tener una capacidad útil mínima de 10 kWh y la certificación UL 9540. El programa también requiere un acuerdo de interconexión a la red que permita a Con Edison solicitar la descarga controlada durante emergencias de la red hasta 10 veces al año.
Un año después de la plena entrada en vigor de la tarifa de facturación neta NEM 3.0 en California, los datos revelan una drástica remodelación de la economía de la energía solar residencial en el estado. Las tasas de compensación a la exportación según la calculadora de costes evitados se sitúan entre 0,05 y 0,08 dólares por kWh, lo que supone un descenso de aproximadamente el 75% con respecto a los créditos de tarifa plana minorista que recibían los propietarios de viviendas con la NEM 2.0. El resultado práctico: un sistema solar sin almacenamiento tiene ahora un periodo de amortización simple de 12-15 años en California, frente a los 7-9 años anteriores. Sin embargo, el mercado se ha adaptado bruscamente. Las tasas de acoplamiento de almacenamiento en batería en las nuevas instalaciones solares residenciales aumentaron hasta el 74% en todo el estado en el cuarto trimestre de 2025, frente a aproximadamente el 15% antes de la transición, lo que representa un aumento del 400%. El sistema medio ahora combina un conjunto de 7-10 kW con una batería de 10-13 kWh, principalmente para maximizar el autoconsumo durante las horas punta de la tarde bajo tarifas de tiempo de uso. Para los clientes existentes de NEM 2.0, las protecciones por derechos adquiridos se mantienen hasta abril de 2028, por lo que las ampliaciones del sistema son una prioridad a corto plazo. Los asesores financieros y los contratistas de energía solar recomiendan a los propietarios de viviendas con NEM 2.0 que consideren la posibilidad de añadir baterías de almacenamiento ahora para ampliar la protección por derechos adquiridos. Los propietarios de viviendas con NEM 3.0 deberían programar los periodos de carga de la batería entre las 9 de la mañana y las 3 de la tarde para aprovechar la energía solar de bajo coste y descargarla durante los periodos TOU de 4 a 9 de la tarde, cuando las tarifas pueden superar los 0,45 dólares por kWh.
Ocho estados de EE.UU. -California, Washington, Colorado, Nueva York, Massachusetts, Oregón, Minnesota y Nueva Jersey- han introducido legislación a principios de 2026 que exige a los fabricantes e importadores de paneles solares financiar y poner en marcha programas de reciclaje al final de su vida útil, siguiendo de cerca el modelo de la Directiva sobre Residuos de Aparatos Eléctricos y Electrónicos (RAEE) de la UE. El proyecto de ley de California, SB 914, es el más avanzado, ya que fue aprobado por el Comité de Calidad Medioambiental del Senado en febrero de 2026. En virtud de la SB 914, los fabricantes tendrían que registrarse en CalRecycle, financiar una organización de responsabilidad del productor y garantizar la recogida gratuita de los paneles para los clientes residenciales en un radio de 200 millas de una instalación de reciclaje certificada antes de 2028. El silicio de los paneles cristalinos es recuperable en un 90%; la plata, presente en aproximadamente 15-20 mg por vatio, es el material recuperado de mayor valor. El vidrio constituye aproximadamente el 76% del peso del panel y requiere una separación especializada del encapsulante de etilvinilacetato para su reutilización. La Asociación de Industrias de Energía Solar apoya en principio los marcos de responsabilidad ampliada del productor, pero ha expresado su preocupación por los plazos de aplicación y los posibles umbrales de exención de los pequeños fabricantes. No existe ningún mandato federal de reciclaje para los paneles solares, aunque la EPA publicó unas directrices voluntarias en 2025. Se calcula que entre 3 y 5 GW de paneles de primera generación instalados entre 2005 y 2012 llegarán al final de su vida útil en 2030, lo que hace cada vez más urgente establecer marcos políticos.
El Laboratorio Nacional de Energías Renovables ha certificado una célula solar en tándem de perovskita y silicio con una eficiencia del 33,2% producida mediante un proceso compatible con la fabricación, lo que supone la primera vez que se certifica una célula de esta clase tecnológica con eficiencias superiores al 33% en condiciones acordes con la fabricación comercial y no sólo con la optimización en laboratorio. La célula utiliza una capa superior de perovskita de 1,68 eV de banda prohibida combinada con una célula inferior de heterounión de silicio, con una unión de recombinación transparente entre las capas. La certificación es importante porque las células de registro anteriores se basaban en pequeñas áreas de menos de 1 cm² y procesos incompatibles con la fabricación de rollo a rollo o de gran formato. Esta célula se fabricó en un sustrato de 4 cm² mediante un proceso de deposición de vapor. Oxford PV, que es titular de varias patentes comerciales de tándem de perovskita, ha declarado que tiene previsto comenzar las pruebas de cualificación de módulos residenciales estadounidenses en el tercer trimestre de 2026 en sus instalaciones de Brandenburgo (Alemania), con módulos para el mercado estadounidense previstos para 2027. First Solar, el principal fabricante de paneles con sede en EE.UU., ha dado a conocer una hoja de ruta interna para el tándem de perovskita sobre CdTe con el objetivo de comercializarlo en 2028. Con una eficiencia del 33%, un conjunto residencial estándar podría generar entre un 35 y un 40% más de energía, lo que mejoraría considerablemente la rentabilidad de los tejados con limitaciones de espacio. La estabilidad y la certificación de durabilidad de 25 años siguen siendo los principales obstáculos comerciales de la tecnología de perovskita.
Tesla ha anunciado que su lista de espera de Powerwall 3 se ha completado en los 50 estados de EE.UU., y que la empresa puede atender nuevos pedidos en un plazo de entre 4 y 8 semanas, en función de la disponibilidad de los instaladores. Este hito se produce tras un importante aumento de la producción de células de fosfato de hierro y litio (LFP) en Gigafactory Nevada, que Tesla amplió en un 40% a finales de 2025. La Powerwall 3 se lanzó a mediados de 2024 a 9.200 dólares antes de la instalación y representa una mejora significativa con respecto a su predecesora: la potencia de salida continua ha aumentado de 5 kW a 11,5 kW, lo que permite una copia de seguridad de toda la casa para la mayoría de los hogares sin un inversor separado, ya que la unidad integra una puerta de enlace solar y compatibilidad con cargadores EV. La capacidad útil es de 13,5 kWh, sin cambios respecto a Powerwall 2. Se requiere un Gateway 2 o Gateway 3 para la capacidad de conexión en isla. El precio actual de instalación, incluido el Gateway, suele oscilar entre 14.000 y 18.000 dólares, dependiendo de la región y la complejidad de la instalación. Después del 30% del ITC federal, el coste neto oscila entre 9.800 y 12.600 dólares. La red de instaladores certificados de Tesla ha crecido hasta superar las 600 empresas en todo el país tras las reformas del programa en 2025 que redujeron los requisitos de exclusividad. La empresa prevé unas instalaciones de baterías residenciales en EE.UU. de aproximadamente 350.000 unidades en 2026, aproximadamente el doble del volumen de 2025, ya que tanto las limitaciones de suministro como las barreras de concienciación han disminuido.
El IRS ha reafirmado que el crédito por energía limpia residencial establecido en virtud de la Ley de Reducción de la Inflación se mantiene en el 30% del coste total del sistema para las instalaciones solares completadas hasta el 31 de diciembre de 2032. A continuación, el crédito se reducirá al 26% en 2033 y al 22% en 2034, antes de expirar para los sistemas residenciales. Los propietarios de viviendas solicitan la bonificación en el formulario 5695 del IRS que presentan junto con su declaración anual del impuesto federal sobre la renta correspondiente al año en que se pone en servicio el sistema. El 30% se aplica al coste total de la instalación, incluidos paneles, inversores, equipos de montaje, mano de obra y sistemas de almacenamiento en baterías instalados simultáneamente con la energía solar. Las baterías añadidas posteriormente se benefician por separado del mismo tipo del 30%. El crédito no tiene un límite máximo en dólares. Si el crédito supera la cuota tributaria del propietario en un año determinado, la parte no utilizada se traslada indefinidamente a los ejercicios fiscales siguientes. Entre las mejoras subvencionables, además de los paneles, se incluyen los calentadores de agua solares certificados por SRCC, las bombas de calor geotérmicas y las pequeñas turbinas eólicas. Los inquilinos no pueden optar a la ayuda, y la propiedad debe ser una residencia en EE.UU. Las casas de vacaciones pueden optar a la ayuda, pero las propiedades de alquiler no, a menos que el propietario también utilice la propiedad personalmente. El IRS señala que los sistemas arrendados no son elegibles; el crédito fiscal fluye al propietario del sistema, que para un arrendamiento o PPA es el tercero financiador.