Qué es la energía solar

Qué es la energía solar se responde desde la física: es la energía contenida en la radiación electromagnética del Sol, que llega a la superficie terrestre con una irradiancia máxima de aproximadamente 1.000 W/m² (condiciones STC: Standard Test Conditions, 25 °C, AM 1.5). El efecto fotovoltaico, descubierto por Edmond Becquerel en 1839 y explicado por Albert Einstein en 1905 (Premio Nobel 1921), ocurre cuando un fotón con energía superior al band gap del semiconductor (1,12 eV para el silicio) libera un electrón de la banda de valencia a la banda de conducción, generando un par electrón-hueco que produce corriente eléctrica al separarse en la unión p-n de la célula.

La eficiencia teórica máxima de una célula de unión simple está limitada por el límite de Shockley-Queisser al 33,7% para un band gap de 1,34 eV. Los fotones con energía inferior al band gap no se absorben (pérdida por transmisión), y los fotones con energía superior pierden el exceso como calor (pérdida por termalización). Las células multiunión superan este límite apilando semiconductores con distintos band gaps: el récord de laboratorio alcanza el 47,6% (NREL, 2023, célula de 6 uniones bajo concentración).

El mercado fotovoltaico está dominado por el silicio cristalino (c-Si), que representa el 95% de la producción mundial (ITRPV, 2024). El silicio monocristalino PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) alcanza eficiencias comerciales del 21-23% y un coste de módulo de 0,15-0,25 €/Wp (2024). La tecnología TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) eleva la eficiencia al 24-25% comercial, y la heterounión (HJT) combina silicio cristalino con capas de silicio amorfo para alcanzar el 25-26% con menor degradación por temperatura (-0,26%/°C frente a -0,35%/°C del PERC).

Las células de perovskita representan la tecnología emergente más prometedora: eficiencia de laboratorio del 26,1% en célula simple (NREL, 2024) y 33,9% en tándem perovskita-silicio (EPFL/CSEM, 2024), superando el límite teórico del silicio solo. Su fabricación por deposición en solución promete costes inferiores a 0,10 €/Wp, pero la estabilidad a largo plazo (degradación por humedad y UV) sigue siendo el principal obstáculo para la comercialización masiva. La capa fina (CdTe, CIGS) ocupa nichos específicos con eficiencias del 18-22% y ventajas en condiciones de baja irradiancia y alta temperatura.

España recibe una irradiación global horizontal de 1.400-1.900 kWh/m²·año según la zona: desde 1.400 kWh/m²·año en la cornisa cantábrica hasta 1.900 kWh/m²·año en el sureste peninsular (Almería, Murcia). Con seguimiento a un eje, las horas solares equivalentes (HSE) alcanzan 1.800-2.200 horas/año, lo que significa que un sistema de 1 kWp produce entre 1.400 y 2.200 kWh/año según ubicación e inclinación. La base de datos PVGIS (JRC, Comisión Europea) permite calcular la producción esperada para cualquier ubicación y configuración.

España alcanzó 25,1 GW de potencia fotovoltaica acumulada a finales de 2023 (REE), con 5,6 GW de nueva instalación en ese año. La generación fotovoltaica cubrió el 14,4% de la demanda eléctrica peninsular en 2023 (REE). El LCOE (Levelized Cost of Energy) de las nuevas plantas fotovoltaicas a escala de servicio público se sitúa en 25-35 €/MWh en España (IRENA, 2023), inferior al coste marginal del gas natural (50-80 €/MWh), consolidando a la fotovoltaica como la fuente de generación eléctrica más barata en la Península Ibérica.

El Real Decreto 244/2019 regula el autoconsumo de energía eléctrica en España, eliminando el antiguo "impuesto al sol" y estableciendo dos modalidades: autoconsumo sin excedentes (toda la energía se consume in situ) y autoconsumo con excedentes (los sobrantes se inyectan a la red). La modalidad con excedentes acogida a compensación simplificada permite descontar el valor de la energía inyectada de la factura eléctrica, con un precio de compensación de 0,05-0,10 €/kWh según comercializadora (2024).

Una instalación típica de autoconsumo residencial en España tiene 3-5 kWp, ocupa 15-25 m² de cubierta, cuesta 4.000-7.000 € (sin batería) o 8.000-14.000 € (con batería de 5-10 kWh de litio), y cubre el 30-50% del consumo anual sin batería o el 60-80% con batería. El período de retorno es de 5-8 años sin batería y 8-12 años con batería (IDAE). El autoconsumo colectivo, regulado por el mismo RD 244/2019, permite compartir una instalación entre varios consumidores de un mismo edificio o en un radio de 500 m (ampliado a 2 km por el RD-ley 29/2021).

El almacenamiento es clave para superar la intermitencia solar. Las baterías de iones de litio (LFP) dominan el mercado estacionario con precios de 150-250 €/kWh (2024), ciclos de vida de 6.000-10.000 ciclos y eficiencia de ida y vuelta del 92-96%. Las baterías de sodio-ion, con costes proyectados de 40-80 €/kWh para 2028 y sin dependencia de litio ni cobalto, representan la alternativa más prometedora para almacenamiento a gran escala.

A escala de red, el hidrógeno verde producido por electrólisis con electricidad solar (eficiencia del electrolizador PEM: 60-70% PCI) permite almacenamiento estacional. España, como segundo país de la UE en irradiación solar, tiene un potencial competitivo de producción de hidrógeno verde estimado en 1,50-2,50 €/kg para 2030 (Hoja de Ruta del Hidrógeno, MITECO 2020), frente al coste actual de 4-6 €/kg. La integración solar-almacenamiento-hidrógeno configura un sistema energético donde la energía solar pasa de fuente intermitente a pilar firme del suministro.