Tamaño y análisis de participación del mercado de energía solar de Corea del Sur - Tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e información del mercado de energía solar de Corea del Sur

Objetivos agresivos del Estándar de Cartera Renovable (RPS) hasta 2030

El Estándar de Cartera Renovable revisado eleva la obligación mínima de compra renovable para los generadores con más de 500 MW del 12,5% en 2025 al 25% en 2026, creando un piso inmediato y aplicable para la demanda solar. Las empresas de servicios públicos arriesgan penalizaciones superiores a los costos de adquisición renovable, por lo que la contratación anticipada de certificados solares se ha intensificado. El mercado de energía solar de Corea del Sur se beneficia porque la demanda de cumplimiento se basa en volumen, no en precio, lo que protege los proyectos planificados de la volatilidad del precio de los productos básicos. El Undécimo Plan Básico se compromete además con 77,2 GW de energía solar para 2038, alentando a los desarrolladores a acelerar los calendarios de construcción para capturar precios atractivos de certificados de energía renovable mucho antes del año objetivo.^{[1]"Plan básico de oferta y demanda de electricidad a largo plazo (11º borrador)", Enerdata, enerdata.net} Los gobiernos provinciales de Gyeonggi y Jeolla ya están emitiendo licitaciones competitivas alineadas con la trayectoria del RPS, convirtiendo a estas regiones en focos de crecimiento de ciclo corto.

Demanda corporativa RE100 de exportadores de semiconductores y baterías

Las industrias orientadas a la exportación ahora vinculan el acceso al mercado con la adquisición de energía renovable, y Samsung Electronics por sí sola consume más energía cada año que toda la producción renovable nacional de 2024. Ocho filiales del Grupo SK formalizaron compromisos RE100 en 2025, lo que indica que el abastecimiento de energía renovable se ha convertido en una condición para la participación en la cadena de suministro en lugar de una iniciativa de RSE.^{[2]"RE100 Progress and South Korean Corporate Signatories", RE100, there100.org} Los fabricantes de equipos originales europeos, especialmente BMW y Volvo, exigen el cumplimiento de RE100 a los proveedores de componentes, y el mercado de energía solar de Corea del Sur responde con una demanda creciente de Garantías de Origen de Energía Renovable de Corea (K-REGOs). Los contratos de compra de energía directos permiten a las empresas omitir el mecanismo de tarifa regulada y asegurar activos solares en el sitio o cerca del sitio que satisfacen los protocolos globales de auditoría climática, consolidando un segmento premium de contratos de compra a largo plazo.

Disminución del LCOE de los módulos mono-PERC y TOPCon

Los precios de venta promedio de los módulos mono-PERC y TOPCon cayeron tras el exceso de oferta de polisilicio de 2024, y los fabricantes surcoreanos aprovecharon las conversiones de líneas de producción compatibles que reducen los costos por vatio a 0,44 CNY/W sin nuevos gastos de capital. Los precios más bajos de los módulos reducen los presupuestos generales de los proyectos, disminuyen el costo nivelado de electricidad y amplían los umbrales de tasa interna de retorno, lo que a su vez atrae nuevas fuentes de capital de pensiones doméstico. Los patrocinadores de proyectos ahora están combinando instalaciones en techos y cocheras con sistemas de baterías detrás del medidor para satisfacer perfiles de carga complejos, lo que demuestra que las reducciones de costos se traducen en una mayor diversidad de aplicaciones, así como en precios mayoristas más bajos.

Comercialización de células en tándem de perovskita-silicio (ventaja de I+D local)

Hanwha Q cells anunció una eficiencia de conversión validada del 28,6% en una célula en tándem escalable comercialmente, elevando la producción potencial un 15% sobre los módulos mono-PERC convencionales. Una línea piloto en Jincheon apunta a la producción en masa en 2026, y el Ministerio de Comercio, Industria y Energía coordina la financiación entre institutos de investigación pública y proveedores para asegurar ventajas de propiedad intelectual. Los fabricantes nacionales consideran las células en tándem como fundamentales para preservar la competitividad exportadora frente al liderazgo en costos de China en productos de silicio estándar. El mercado de energía solar de Corea del Sur, por tanto, obtiene una palanca tecnológica que puede reducir la intensidad del uso del suelo, un beneficio vital dada la resistencia doméstica al uso del suelo y las ordenanzas de retiro.

Regulaciones de uso del suelo de "distanciamiento solar" (retiros de 300-1.000 m)

Las ordenanzas locales introducidas en 2024 exigen retiros de 300-1.000 m entre los proyectos solares y la residencia más cercana, eliminando 17.000 km² de sitios potenciales y reduciendo el suelo desplegable en un 69,6%.^{[3]S. Kim, "Municipal Setbacks Reduce Solar Developable Area by 70 %", Solutions for Our Climate, sfo.or.kr} El Ministerio de Comercio, Industria y Energía no encontró impactos adversos para la salud o el medio ambiente provenientes de los paneles fotovoltaicos; sin embargo, 112 de 229 municipios aplican las normas, a menudo influenciados por preocupaciones de impacto visual más que por la ciencia. Los desarrolladores deben completar declaraciones de impacto ambiental adicionales y negociar referendos locales, lo que añade de seis a nueve meses a los plazos de obtención de permisos y eleva los costos indirectos. Se encuentran pendientes recursos constitucionales y una eventual resolución legal podría liberar capacidad restringida, pero los calendarios a corto plazo siguen en riesgo.

Déficit tarifario de KEPCO que limita las actualizaciones de la red

Las tarifas minoristas reguladas no reflejaron completamente los picos de precios de los combustibles fósiles de 2024, dejando a la Corporación Eléctrica de Corea con pérdidas operativas récord de KRW 13,1 billones. La empresa de servicios públicos ahora tiene dificultades para financiar las actualizaciones de transmisión de 500 kV esenciales para evacuar la producción solar de las provincias suroeste ricas en recursos. Los generadores renovables actualmente reciben avisos de recorte en Jeolla y Chungcheong cuando la penetración solar supera el 20% de la demanda del mediodía, un escenario que ya ocurrió en 42 días de primavera en 2024. Sin un camino predecible hacia tarifas que reflejen los costos, el gasto de capital en expansión de la red probablemente quedará rezagado respecto al desarrollo renovable.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Por tecnología: Hegemonía fotovoltaica en medio del auge de las células en tándem

Los sistemas fotovoltaicos representaron la totalidad del tamaño del mercado de energía solar de Corea del Sur en 2025 y están previstos para expandirse a una CAGR del 9,55% hasta 2031. La energía solar concentrada sigue ausente porque la irradiancia normal directa promedia solo 3,8 kWh/m²/día, muy por debajo del umbral de viabilidad de 5,5 kWh. Los módulos mono-PERC representaron el 38% de los envíos en 2024, mientras que la tecnología TOPCon ascendió al 62% con una eficiencia de celda del 22,5% y una sólida respuesta bifacial. Hanwha Q CELLS y OCI están ejecutando líneas de productos de células en tándem de perovskita-silicio con lanzamiento comercial previsto para 2027. Las soluciones de película delgada tienen menos del 1% de participación, obstaculizadas por menor eficiencia y cadenas de suministro locales limitadas.

La fotovoltaica flotante es el subsegmento más destacado. El proyecto Saemangeum utiliza flotadores de polietileno de alta densidad clasificados para tormentas de 50 años y espera la finalización completa de 2,1 GW para 2026, suficiente para abastecer a 1,2 millones de hogares. La producción en embalses gana un 8%-12% gracias al enfriamiento de los módulos, mientras que los diseños bifaciales capturan un 18% de mejora por albedo. Las torres agrofotovoltaicas montadas a 3 m sobre los cultivos produjeron 600 kWh por kW instalado y mantuvieron el 85% del rendimiento vegetal en los ensayos de Chungcheong, lo que ilustra un camino de uso dual en torno a los restrictivos códigos de uso del suelo.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles al comprar el informe

Por tipo de red: Supremacía conectada a la red con impulso en nichos fuera de la red

Las instalaciones conectadas a la red representaron el 99,44% de la capacidad de 2025, ancladas por grandes parques de servicios públicos y tejados comerciales que monetizan créditos de alimentación a la red. Los sistemas fuera de la red, apenas el 0,56% hoy en día, están escalando a una CAGR del 13,3% a medida que las islas cambian el diésel por microrredes solares con baterías que logran un LCOE de alrededor de KRW 120 por kWh (USD 0,09 por kWh) frente a KRW 250 por kWh del diésel. La microrred de 8 MW de Ulleungdo redujo el uso de diésel en un 72% y recortó las tarifas residenciales en un 38% tras su puesta en servicio en febrero de 2025. Las bases militares en Gangwon añadieron 12 MW de energía fotovoltaica en tejados aislados en 2024 para garantizar el suministro ininterrumpido de energía durante fallos de la red.

Las conversiones de torres de telecomunicaciones amplían la economía fuera de la red: SK Telecom y KT modernizaron 1.200 sitios remotos en 2024, reduciendo los costos operativos en KRW 18 millones (USD 13.500) por torre. La financiación sigue siendo limitada para proyectos de menos de 5 MW, por lo que el Banco de Desarrollo de Corea abrió una ventana de préstamos verdes de KRW 500.000 millones al 2,5% para reducir el riesgo de las microrredes rurales.

Por usuario final: Dominio a escala de servicios públicos, recuperación comercial e industrial

Los parques a escala de servicios públicos poseían el 85,15% de la capacidad en 2025 y se pronostican con una CAGR del 10,2% hasta 2031 a medida que el cumplimiento del RPS obliga a los incumbentes del carbón a adquirir energía verde. La granja de 500 MW de Yeongam utiliza seguidores de eje único para elevar el rendimiento un 18% y vende bajo un contrato de compra de energía a 20 años a KRW 92 por kWh (USD 0,07 por kWh), por debajo de la paridad de red. Los complementos de almacenamiento de cuatro horas califican para un bono de capacidad de KRW 15 por kWh, elevando la tasa interna de retorno a casi el 9%.

Los tejados comerciales e industriales (C&I) están ganando impulso por las necesidades de cumplimiento de RE100. La mega-fábrica de Pyeongtaek de Samsung puso en marcha 50 MW de paneles bifaciales en marzo de 2025, cubriendo el 12% de su carga interna. SK Hynix aseguró 2 GW de suministro solar mediante contratos de compra de energía en noviembre de 2024 a KRW 95 por kWh (USD 0,07 por kWh). El transporte directo de energía sigue prohibido, pero la plataforma piloto de Gyeonggi del Ministerio de Comercio, Industria y Energía podría abrir un camino alrededor del recargo administrativo de KEPCO. La adopción residencial está rezagada, limitada por un límite de medición neta de 10 kW que paga al por mayor, aproximadamente un 40% por debajo del precio minorista, y extiende el período de recuperación a aproximadamente 12 años.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles al comprar el informe

Análisis geográfico

Las provincias de Jeolla y Chungcheong representan más del 38% de la generación solar acumulada porque las antiguas salinas planas ofrecen terrenos económicos; sin embargo, ahora padecen las mayores tasas de recorte del país durante los meses de transición de primavera. El mercado de energía solar de Corea del Sur responde con el despliegue de baterías colocadas junto a las nuevas granjas solares, una estrategia subrayada por las solicitudes de propuestas provinciales que recompensan los proyectos que proponen al menos el 20% de capacidad de almacenamiento en relación con la solar. La isla de Jeju alberga un banco de pruebas tecnológico donde la Corporación Eléctrica de Corea demuestra plataformas de sistemas de gestión de energía automatizados capaces de control de tasa de rampa en tiempo real, proporcionando un modelo para la adopción en el continente en 2027.

Gyeonggi e Incheon, el corazón industrial de Corea del Sur, muestran terreno vacante limitado pero alta demanda de energía corporativa. Los sistemas en tejados y cocheras adjuntos a fábricas de semiconductores y centros logísticos dominan las nuevas adiciones de capacidad, complementados por acuerdos virtuales de compra de energía que obtienen electrones de plantas de montaje en tierra distantes. El gobierno metropolitano de Seúl adoptó un "código de construcción favorable a la energía solar" en 2024 que exige techos preparados para fotovoltaica en todos los nuevos edificios públicos, una política que se espera añada 500 MW de capacidad de escala media para 2028. El mercado de energía solar de Corea del Sur incorpora estas medidas urbanas en las previsiones de demanda a largo plazo, reconociendo que la adopción en tejados compensa parcialmente la ralentización de las aprobaciones de instalaciones en suelo rural.

Las regiones costeras, como Saemangeum y el sur de Jeolla, están transitando hacia matrices de energía solar flotante. El proyecto de 2,1 GW de Saemangeum está previsto para su puesta en servicio completa en 2025 y suministrará energía a compradores comerciales situados a cientos de kilómetros tierra adentro mediante enlaces de corriente continua de alta tensión. La planta de 3 MW del lago Cheongpung de K-water proporciona datos de monitoreo remoto que demuestran que las aceleraciones inducidas por las olas permanecen dentro de los límites mecánicos de los módulos, un requisito previo para escalar a proyectos de gigavatios. Los proyectos piloto de agrofotovoltaica en Chungbuk revelan un impacto insignificante en el rendimiento de las variedades de uva tolerantes a la sombra, lo que sugiere que 20.000 hectáreas de tierras agrícolas podrían albergar matrices de uso dual para 2030. En conjunto, estas iniciativas regionales subrayan la diversificación específica por geografía necesaria para alcanzar el objetivo solar de 77,2 GW del Undécimo Plan.

Panorama regulatorio

El despliegue solar en Corea del Sur está determinado por la planificación energética nacional y los marcos de adquisición de energías renovables liderados por el Ministerio de Comercio, Industria y Energía (MOTIE), con una administración de mercado que abarca las normas de conexión a la red de Korea Electric Power Corporation (KEPCO) y los programas de adquisición de Korea Energy Agency (KEA). El Estándar de Cartera Renovable (RPS) sigue siendo un factor clave de cumplimiento en la estructura actual, y la línea de base del informe refleja el aumento de la obligación de compra de energía renovable para generadores de más de 500 MW al 25% en 2026, lo que refuerza la demanda basada en volumen de certificados solares y suministro contratado.

En 2026, el Ministerio de Clima, Energía y Medio Ambiente (MCEE) avanzó reformas que orientan la adquisición de renovables hacia un enfoque de subasta y mercado de contratos liderado por el gobierno, desplazando el énfasis de los ingresos vinculados a REC hacia contratos adjudicados de mayor plazo. Al mismo tiempo, KEA abrió las solicitudes para la licitación de contratos de precio fijo solar de 2026, añadiendo la evaluación de emisiones de carbono de los módulos como criterio puntuable. El gobierno también señaló requisitos de localización para los proyectos solares con apoyo estatal a fin de reducir la dependencia de la cadena de suministro, incrementando las expectativas de cumplimiento y documentación para el abastecimiento de módulos en las adquisiciones públicas.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

Las oportunidades se concentran donde los mecanismos de política y la demanda corporativa se traducen en acuerdos de compra bancables y en carteras de desarrollo contratadas. El canal corporativo RE100 ya respalda la contratación de larga duración, con anuncios de PPA directos en 2026 (incluido un PPA solar directo de 100 MW por parte de SK Eternix) y acuerdos de suministro de energía renovable negociados con importantes constructoras y desarrolladores. Esto está generando espacio para sistemas de techo y sistemas C&I cercanos a la carga, plataformas de agregación y estructuras contractuales estandarizadas que abordan necesidades de crédito, liquidación y trazabilidad mediante K-REGOs y suministro renovable verificado.

En el ámbito de la oferta y el desarrollo de proyectos, la orientación de política de MCEE para 2026 hizo hincapié en escalar la capacidad renovable nacional y reducir con el tiempo los precios de los contratos solares, mientras que las licitaciones de KEA que incluyen puntuación de carbono crean un carril diferenciado para módulos de menor huella y componentes de origen nacional. En las provincias con restricciones de red, donde el riesgo de recorte es mayor, también está creciendo la demanda a corto plazo de configuraciones solares más almacenamiento que puedan encajar en los diseños de licitación y en la puntuación de las RFP provinciales vinculada a la capacidad despachable. La energía solar flotante y la agrofotovoltaica siguen siendo rutas de desarrollo prácticas ante las restricciones de retranqueo municipal, mientras que las convocatorias de I+D respaldadas por el gobierno en 2026 para energía solar y eólica apoyan vías de comercialización para células de mayor eficiencia e innovaciones de BOS que reducen la intensidad de uso de suelo y mejoran los rendimientos en regiones industriales con espacio limitado.