El crecimiento mundial de la energía fotovoltaica ha sido una curva exponencial entre 1992-2017. Durante este período de tiempo, la energía fotovoltaica (PV), también conocida como energía solar fotovoltaica, evolucionó de un nicho de mercado de aplicaciones de pequeña escala a una fuente principal de electricidad. Cuando los sistemas de energía solar fotovoltaica se reconocieron por primera vez como una tecnología prometedora de energía renovable, varios gobiernos implementaron programas, como las tarifas de alimentación, a fin de proporcionar incentivos económicos para las inversiones. Durante varios años, el crecimiento fue impulsado principalmente por Japón y los países europeos pioneros. Como consecuencia, el costo de la energía solar se redujo significativamente debido a los efectos de la curva de experiencia, como las mejoras en la tecnología y las economías de escala.

Las curvas de experiencia describen que el precio de una cosa disminuye con la suma total producida. El crecimiento de la fotovoltaica aumentó aún más rápidamente cuando la producción de células y módulos solares comenzó a aumentar en Estados Unidos con su proyecto Million Solar Roofs, y cuando se agregaron renovables al plan quinquenal de China para la producción de energía. Desde entonces, el despliegue de energía fotovoltaica ha cobrado impulso a escala mundial, especialmente en Asia, pero también en América del Norte y otras regiones, donde la energía solar fotovoltaica para 2015-17 competía cada vez más con fuentes de energía convencionales ya que la paridad de red ya se alcanzó en aproximadamente 30 países.

Las proyecciones para el crecimiento fotovoltaico son difíciles y están cargadas con muchas incertidumbres. Las agencias oficiales, como la Agencia Internacional de la Energía, aumentaron consistentemente sus estimaciones a lo largo de los años, pero todavía no lograron el despliegue real.

Históricamente, Estados Unidos fue el líder de la energía fotovoltaica instalada durante muchos años, y su capacidad total ascendió a 77 megavatios en 1996, más que cualquier otro país en el mundo en ese momento. Luego, Japón fue el líder mundial de electricidad solar producida hasta 2005, cuando Alemania tomó la delantera y en 2016 tenía una capacidad de más de 40 gigavatios. Sin embargo, en 2015, China se convirtió en el mayor productor mundial de energía fotovoltaica, y en 2017 se convirtió en el primer país en superar los 100 GW de capacidad fotovoltaica instalada acumulada. Se espera que China sea el líder en capacidad fotovoltaica instalada, y junto con India y EE. UU., Se prevé que sea el mercado más grande para instalaciones fotovoltaicas en la próxima década.

A fines de 2016, la capacidad fotovoltaica acumulada alcanzó aproximadamente 302 gigavatios (GW), que se estima fue suficiente para abastecer entre 1.3% y 1.8% de la demanda mundial de electricidad. Solar aportó el 8%, el 7,4% y el 7,1% del consumo nacional anual respectivo en Italia, Grecia y Alemania. La Asociación de la Industria Fotovoltaica Europea, un grupo comercial de la industria solar, afirma que la capacidad instalada en todo el mundo duplicará o incluso triplicará a más de 500 GW entre 2016 y 2020; para 2050, afirma que la energía solar se convertirá en la fuente de electricidad más grande del mundo. Tal logro requeriría que la capacidad fotovoltaica crezca a 4.600 GW, de los cuales se prevé que más de la mitad se implanten en China y la India.

Estado actual
La capacidad de la placa indica la salida máxima de potencia de las estaciones de energía en vatios unitarios prefijados como convenientes, por ejemplo, kilovatios (kW), megavatios (MW) y gigavatios (GW). Sin embargo, debido a que la producción de energía para fuentes renovables variables es impredecible, el uso de la capacidad nominal como métrica exagera significativamente la generación promedio de una fuente. Por lo tanto, la capacidad se suele multiplicar por un factor de capacidad adecuado, que tiene en cuenta las diferentes condiciones: clima, noche, latitud, mantenimiento, etc. para dar a los planificadores de energía una idea del valor de una fuente para el público. Además, dependiendo del contexto, la potencia máxima indicada puede ser anterior a una conversión posterior a corriente alterna, por ejemplo, para un único panel fotovoltaico, o incluir esta conversión y su pérdida para una estación de energía fotovoltaica conectada a la red. En todo el mundo, el factor de capacidad de PV solar promedio es del 11%.

La energía eólica tiene diferentes características, por ejemplo, un factor de capacidad mayor y alrededor de cuatro veces la producción de electricidad solar de 2015. En comparación con la energía eólica, la producción de energía fotovoltaica se correlaciona bien con el consumo de energía para el aire acondicionado en países cálidos. A partir de 2017, un puñado de servicios públicos comenzó a combinar instalaciones fotovoltaicas con bancos de baterías, obteniendo así varias horas de generación distribuible para ayudar a mitigar los problemas asociados con la curva de pato después de la puesta del sol.

Para obtener un historial completo de implementación en las últimas dos décadas, también consulte la sección Historial de implementación.

En todo el mundo
En 2016, la capacidad fotovoltaica aumentó en al menos 75 GW, con un crecimiento del 50% año con año de las nuevas instalaciones. La capacidad instalada acumulada alcanzó al menos 302 GW para fin de año, suficiente para suministrar el 1,8 por ciento del consumo total de electricidad en el mundo.

Regiones
En 2014, Asia fue la región de más rápido crecimiento, con más del 60% de las instalaciones globales. Solo China y Japón representaron 20 GW o la mitad del despliegue mundial. Europa siguió disminuyendo e instaló 7 GW o 18% del mercado fotovoltaico mundial, tres veces menos que en el año récord de 2011, cuando se instalaron 22 GW. Por primera vez, América del Norte y América del Sur combinados representaron al menos tanto como Europa, alrededor de 7,1 GW o alrededor del 18% del total mundial. Esto se debió al fuerte crecimiento en los Estados Unidos, con el apoyo de Canadá, Chile y México.

En términos de capacidad acumulada, Europa sigue siendo la región más desarrollada con 88 GW o la mitad del total global de 178 GW. La energía solar fotovoltaica cubrió el 3.5% y el 7% de la demanda eléctrica europea y la demanda máxima de electricidad, respectivamente en 2014. La región Asia-Pacífico (APAC) que incluye países como Japón, India y Australia, siguió en segundo lugar y representó alrededor del 20% de capacidad mundial China ocupó el tercer lugar con el 16%, seguido de América con alrededor del 12%. La capacidad acumulada en la región MEA (Medio Oriente y África) y ROW (resto del mundo) representó solo alrededor del 3.3% del total global.

Países
El crecimiento mundial de la energía fotovoltaica es extremadamente dinámico y varía mucho según el país. Los mejores instaladores de 2016 fueron China, Estados Unidos e India. Hay más de 24 países en todo el mundo con una capacidad fotovoltaica acumulada de más de un gigavatio. Austria, Chile y Sudáfrica cruzaron una marca de gigavatios en 2016. La capacidad solar fotovoltaica disponible en Honduras ahora es suficiente para suministrar el 12.5% ​​de la energía eléctrica del país, mientras que Italia, Alemania y Grecia pueden producir entre 7% y 8 % de su consumo de electricidad nacional respectivo.

Las principales instalaciones fotovoltaicas en 2016 fueron China (34,5 GW), Estados Unidos (14,7 GW), Japón (8,6 GW), India (4 GW) y el Reino Unido (2 GW).

Pronóstico
Pronóstico para 2017
El 19 de diciembre de 2016, IHS Markit pronosticó que las nuevas instalaciones globales llegarían a 79 GW, lo que representa un crecimiento del 3%. En julio de 2017, la Asociación SolarPower Europa pronosticó una capacidad instalada de 80,5 GW (escenario medio) con un margen que oscila entre 58,5 GW (escenario bajo) y 103,6 GW (escenario alto). El 21 de agosto de 2017, Greentech Media predijo que el mercado solar mundial crecerá alrededor del 4% en 2017, alcanzando los 81.1 GW, después de que en 2016 se registró un total de 77.8 GW. El 14 de septiembre de 2017, EnergyTrend predijo que el mercado solar mundial en 2017 alcanzará los 100,4 GW, un aumento de alrededor del 26% con respecto al año anterior.

Pronóstico global a corto plazo
En agosto de 2017, GTM Research predijo que para 2022, la capacidad fotovoltaica instalada acumulativa global probablemente alcanzará los 871 gigavatios.

Pronóstico global a largo plazo (2050)
En 2014, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó su última edición del informe Technology Roadmap: Solar Photovoltaic Energy, en el que se pedía a los responsables políticos que emitieran señales claras, creíbles y coherentes. La AIE también reconoció haber subestimado previamente la implementación de PV y revaluó sus objetivos a corto y largo plazo.

Informe de la AIE Technology Roadmap: energía solar fotovoltaica (septiembre de 2014) –

Mucho ha sucedido desde nuestra hoja de ruta de la tecnología IEA 2010 para energía fotovoltaica. El PV se ha desplegado más rápido de lo previsto y para 2020 probablemente alcanzará el doble del nivel esperado anteriormente. La implementación rápida y los costos decrecientes han estado impulsando a la otra. Este progreso, junto con otros cambios importantes en el panorama energético, especialmente en relación con el estado y el progreso de la energía nuclear y CCS, han llevado a la AIE a reevaluar el papel de la energía solar fotovoltaica en la mitigación del cambio climático. Esta hoja de ruta actualizada prevé que la participación de PV en la electricidad mundial aumentará hasta un 16% para 2050, en comparación con el 11% en la hoja de ruta de 2010.
El escenario a largo plazo de la AIE para 2050 describió cómo la capacidad de la energía solar fotovoltaica (FV) y la energía solar térmica concentrada (CSP) llegaría a 4.600 GW y 1.000 GW, respectivamente. Para lograr la proyección de la IEA, se requería una implementación de PV de 124 GW e inversiones de $ 225 mil millones anuales. Esto fue aproximadamente tres y dos veces los niveles en ese momento, respectivamente. Para el año 2050, el costo de electricidad nivelado (LCOE) generado por energía solar fotovoltaica costaría entre 4 ¢ y 16 ¢ por kilovatio-hora (kWh), o por segmento y en promedio, 5.6 ¢ por kWh para plantas de energía a escala de servicios públicos (rango de 4 ¢ a 9.7 ¢), y 7.8 ¢ por kWh para sistemas de techo solar (rango de 4.9 ¢ a 15.9 ¢) 24 Estas estimaciones se basaron en un costo de capital promedio ponderado (WACC) del 8%. El informe señaló que cuando el WACC excede el 9%, más de la mitad del LCOE de PV se hace de gastos financieros, y que las suposiciones más optimistas de un WACC menor reducirían significativamente el LCOE de la energía solar fotovoltaica en el futuro.-25 La IEA también enfatizaron que estas nuevas cifras no eran proyecciones, sino escenarios que creen que ocurrirían si se cumplieran las condiciones económicas, regulatorias y políticas subyacentes.

En 2015, Fraunhofer ISE realizó un estudio encargado por el grupo de expertos renovables alemán Agora Energiewende y concluyó que la mayoría de los escenarios subestiman fundamentalmente el papel de la energía solar en los sistemas energéticos del futuro. El estudio de Fraunhofer (ver el resumen de sus conclusiones a continuación) difirió significativamente del informe de la hoja de ruta de la IEA sobre la tecnología solar fotovoltaica a pesar de que se publicó con solo unos meses de diferencia. El informe preveía que la capacidad fotovoltaica instalada a nivel mundial llegaría a 30.700 GW en 2050. Para entonces, Fraunhofer esperaba que LCOE para granjas solares a escala de servicios alcanzara € 0.02 a € 0.04 por kilovatio-hora, o aproximadamente la mitad de lo que la Agencia Internacional de Energía había estado proyectando (4 ¢ a 9.7 ¢). Los costes del sistema llave en mano disminuirían en más del 50% a € 436 / kWp desde los € 995 / kWp actuales. Esto también es digno de mención, ya que la hoja de ruta de IEA publicó estimaciones significativamente más altas de $ 1,400 a $ 3,300 por kWp para ocho mercados principales de todo el mundo (consulte la tabla Precios típicos del sistema PV en 2013 a continuación). Sin embargo, el estudio estuvo de acuerdo con el informe de la hoja de ruta de la IEA enfatizando la importancia del costo de capital (WACC), que depende fuertemente de los regímenes regulatorios y puede incluso superar las ventajas locales de una mayor insolación solar. 53 En el estudio, se utilizó un WACC de 5%, 7.5% y 10% para calcular el costo nivelado proyectado de la electricidad para la energía solar fotovoltaica a escala en 18 mercados diferentes en todo el mundo.

Fraunhofer ISE: costo actual y futuro de la energía fotovoltaica. Escenarios a largo plazo para el desarrollo del mercado, precios del sistema y LCOE de sistemas fotovoltaicos a escala de utilidad. Estudio en nombre de Agora Energiewende (febrero de 2015) –

La energía solar fotovoltaica ya es hoy una tecnología de energía renovable de bajo costo. El costo de la energía de las instalaciones fotovoltaicas a gran escala en Alemania disminuyó de más de 40 ct / kWh en 2005 a 9 cts / kWh en 2014. Incluso en las regiones más soleadas del mundo se han informado precios más bajos, ya que una gran parte de los componentes de los costos se comercializa mercados globales.
La energía solar pronto será la forma más barata de electricidad en muchas regiones del mundo. Incluso en escenarios conservadores y suponiendo que no hay grandes adelantos tecnológicos, no se vislumbra una reducción del costo total. Dependiendo de la luz del sol anual, el costo de energía de 4-6 cts / kWh se espera para 2025, alcanzando 2-4 ct / kWh para 2050 (estimación conservadora).
Los entornos financieros y normativos serán clave para reducir los costos en el futuro. El costo del hardware proveniente de los mercados globales disminuirá independientemente de las condiciones locales. Sin embargo, los regímenes regulatorios inadecuados pueden aumentar el costo de la energía hasta en un 50 por ciento a través de un mayor costo de las finanzas. Esto puede incluso compensar en exceso el efecto de mejores recursos solares locales.
La mayoría de los escenarios subestiman fundamentalmente el papel de la energía solar en los sistemas de energía del futuro. Sobre la base de estimaciones de costos obsoletos, la mayoría de los escenarios que modelan futuros sistemas de energía nacionales, regionales o mundiales prevén solo una pequeña contribución de energía solar. Los resultados de nuestro análisis indican que es necesaria una revisión fundamental de las vías del sistema de potencia de costo óptimo.

Pronósticos regionales

China
A partir de octubre de 2015, China planeaba instalar 150 GW de energía solar para 2020, un aumento de 50 GW en comparación con el objetivo 2020 anunciado en octubre de 2014, cuando China planeaba instalar 100 GW de energía solar, junto con 200 GW de viento. , 350 GW de energía hidroeléctrica y 58 GW de energía nuclear.
En general, China ha aumentado constantemente sus objetivos anuales y de corto plazo. Sin embargo, las estimaciones, los objetivos y el despliegue real han diferido sustancialmente en el pasado: en 2013 y 2014, se esperaba que China continuara instalando 10 GW por año. En febrero de 2014, la NDRC de China mejoró su objetivo para 2014 de 10 GW a 14 GW (luego ajustado a 13 GW) y terminó instalando un estimado de 10.6 GW debido a deficiencias en el sector fotovoltaico distribuido.

India
El país planea instalar 100 GW de capacidad de energía solar para 2022, un aumento de cinco veces desde un objetivo anterior.

Japón
Japón tiene un objetivo de 53 GW de capacidad de energía solar fotovoltaica para 2030, y el 10% de la demanda total de energía primaria doméstica se reunió con la energía solar fotovoltaica para 2050. El objetivo para 2030 se alcanzó en 2018.

Europa
Para 2020, la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica (EPIA) espera que la capacidad fotovoltaica supere los 150 GW. Encontró que los planes de acción nacionales supervisados ​​por la CE para las energías renovables (NREAP) eran demasiado conservadores, ya que el objetivo de 84 GW de energía solar fotovoltaica para 2020 ya se había superado en 2014: las cifras preliminares ascendían a 88 GW a finales de 2014. Para 2030, EPIA predijo originalmente que la energía solar fotovoltaica alcanzaría entre 330 y 500 GW, suministrando del 10 al 15 por ciento de la demanda eléctrica de Europa. Sin embargo, las reevaluaciones posteriores fueron más pesimistas y aumentaron en un 7 a 11 por ciento, si no se realizan cambios importantes en las políticas.

Economía
En el mundo, el mercado fotovoltaico ha sido creado por las necesidades de electrificación de sistemas aislados de la red como satélites, barcos, caravanas y otros objetos móviles (relojes, calculadoras …), o sitios aislados e instrumentación. El avance de las técnicas de producción de células fotovoltaicas ha llevado, desde la década de 1990, a una caída en los precios, que permitió visualizar, con diversos subsidios estatales, una producción en masa para la red eléctrica, una producción que podría extenderse a autoconsumo producción integrada en redes inteligentes, desde paredes y techos y en la perspectiva de energía limpia y descentralizada, a través de servicios posiblemente compartidos como los propugnados por Jeremy Rifkin en su concepto de la tercera revolución industrial.

Trabajos
La industria fotovoltaica empleó directamente a alrededor de 435,000 personas en todo el mundo en 2012, incluidas 265,000 personas en Europa, según la EPIA; casi un millón de trabajos dependen indirectamente de este sector, incluidos 700,000 en la instalación, mantenimiento y reciclado de sistemas fotovoltaicos; Los escenarios EPIA prevén hasta 1 millón de creaciones de empleo en Europa para 2020. La producción de un MWC induce la creación de 3 a 7 empleos directos equivalentes a tiempo completo y de 12 a 20 empleos indirectos.

El sector fotovoltaico representaría entre 20,000 y 35,000 puestos de trabajo en Francia, ubicados «en la cadena de valor (desarrollo del proyecto, instalación …)» y no en la parte más innovadora (investigación, fabricación). Un estudio realizado por la oficina de la Junta SIA, un trabajo en energía fotovoltaica costaría de 10 a 40% más caro que la compensación de un desempleado. La moratoria fotovoltaica en Francia, que duró desde diciembre de 2010 hasta marzo de 2011, podría dar lugar a más de 5.000 recortes de empleos.

Historia del desarrollo del mercado

Precios y costos (1977-presente)
El precio promedio por vatio disminuyó drásticamente para las celdas solares en las décadas previas a 2017. Mientras que en 1977 los precios de las celdas de silicio cristalino fueron de 77 dólares por vatio, los precios spot promedio en agosto de 2018 fueron tan bajos como $ 0.13 por vatio o casi 600 veces menos de hace cuarenta años. Los precios de las celdas solares de película delgada y los paneles solares de c-Si fueron de alrededor de $ 60 por vatio. Los precios de los módulos y las celdas disminuyeron aún más después de 2014 (consulte las cotizaciones de precios en la tabla).

Esta tendencia del precio fue vista como evidencia que respalda la ley de Swanson (una observación similar a la famosa Ley de Moore) que establece que el costo por vatio de las células solares y los paneles disminuye en un 20 por ciento por cada duplicación de la producción fotovoltaica acumulada. Un estudio de 2015 mostró que el precio / kWh cayó un 10% anual desde 1980, y predijo que la energía solar podría contribuir con el 20% del consumo total de electricidad para el año 2030.

En su edición de 2014 del informe Technology Roadmap: Solar Photovoltaic Energy, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó los precios de sistemas fotovoltaicos residenciales, comerciales y de gran escala para ocho mercados importantes a partir de 2013 (ver tabla a continuación). Sin embargo, el informe de la Iniciativa SunShot del DOE indica precios más bajos que el informe de la IEA, aunque ambos informes se publicaron al mismo tiempo y se remitieron al mismo período. Después de 2014, los precios cayeron aún más. Para 2014, la Iniciativa SunShot modeló los precios del sistema de EE. UU. En el rango de $ 1,80 a $ 3,29 por vatio. Otras fuentes identificaron rangos de precios similares de $ 1.70 a $ 3.50 para los diferentes segmentos del mercado en los EE. UU. En el mercado alemán altamente penetrado, los precios de los sistemas residenciales y pequeños de techo comercial de hasta 100 kW disminuyeron a $ 1.36 por vatio (€ 1.24 / W) a fines de 2014. En 2015, Deutsche Bank estimó los costos de los pequeños sistemas residenciales de techo en los EE. UU. alrededor de $ 2,90 por vatio. Los costos de los sistemas de escala de servicios públicos en China e India se estimaron en tan solo $ 1.00 por vatio. A partir de mayo de 2017, un sistema residencial de 5 kW en Australia costó en promedio alrededor de AU $ 1.25, o US $ 0.93 por vatio.

Tecnologías (1990-presente)
Hubo avances significativos en la tecnología convencional de silicio cristalino (c-Si) en los años previos a 2017. El costo de caída del polisilicio desde 2009, que siguió a un período de escasez severa (ver a continuación) de materia prima de silicio, la presión aumentó en los fabricantes de tecnologías fotovoltaicas de película delgada comercial, que incluyen silicio amorfo de capa delgada (a-Si), telururo de cadmio (CdTe) y diseleniuro de galio y indio-indio (CIGS), condujeron a la bancarrota de varias compañías de películas delgadas que alguna vez fueron muy promocionado. El sector se enfrentó a la competencia de precios de los fabricantes chinos de células y silicio de silicio cristalino, y algunas empresas junto con sus patentes se vendieron por debajo del costo.

En 2013, las tecnologías de película delgada representaron alrededor del 9 por ciento de la implementación mundial, mientras que el 91 por ciento se mantuvo en silicio cristalino (mono-Si y multi-Si). Con un 5 por ciento del mercado total, CdTe posee más de la mitad del mercado de películas delgadas, dejando un 2 por ciento para cada CIGS y silicio amorfo.-25

Tecnología CIGS
El seleniuro de galio de indio y cobre (CIGS) es el nombre del material semiconductor en el que se basa la tecnología. Uno de los mayores productores de fotovoltaica CIGS en 2015 fue la empresa japonesa Solar Frontier con una capacidad de fabricación en la escala de gigavatios. Su tecnología de línea CIS incluía módulos con eficiencias de conversión de más del 15%. La compañía se benefició del floreciente mercado japonés e intentó expandir su negocio internacional. Sin embargo, varios fabricantes prominentes no pudieron mantenerse al día con los avances en la tecnología de silicio cristalino convencional. La compañía Solyndra cesó toda actividad comercial y solicitó la bancarrota del Capítulo 11 en 2011, y Nanosolar, también fabricante de CIGS, cerró sus puertas en 2013. Aunque ambas compañías produjeron células solares CIGS, se ha señalado que no se debió a la falla. a la tecnología, sino más bien a las propias empresas, utilizando una arquitectura defectuosa, como, por ejemplo, los sustratos cilíndricos de Solyndra.

Tecnología CdTe
La compañía estadounidense First Solar, un fabricante líder de CdTe, construyó varias de las estaciones de energía solar más grandes del mundo, como la granja solar Desert Sunlight y Topaz Solar Farm, ambas en el desierto californiano con 550 MW de capacidad cada una, así como la 102 MWAC Nyngan Solar Plant en Australia (la mayor estación de energía fotovoltaica en el hemisferio sur en ese momento) se puso en marcha a mediados de 2015. En 2013, se informó que la compañía producía con éxito paneles CdTe con una eficiencia cada vez mayor y un costo decreciente por vatio.-19 CdTe era el tiempo de amortización más bajo de energía de todas las tecnologías fotovoltaicas producidas en masa, y podría ser tan corto como ocho meses en ubicaciones favorables. La empresa Abound Solar, también fabricante de módulos de telururo de cadmio, se declaró en quiebra en 2012.

tecnología a-Si
En 2012, ECD solar, una vez uno de los principales fabricantes del mundo de tecnología de silicio amorfo (a-Si), se declaró en bancarrota en Michigan, Estados Unidos. El suizo OC Oerlikon vendió su división solar que producía celdas en tándem a-Si / μc-Si a Tokyo Electron Limited. En 2014, la empresa japonesa de electrónica y semiconductores anunció el cierre de su programa de desarrollo de tecnología micromorfo. Otras compañías que dejaron el mercado de películas delgadas de silicio amorfo incluyen DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar, NovaSolar (anteriormente OptiSolar) y Suntech Power que dejaron de fabricar módulos a-Si en 2010 para centrarse en cristalinas paneles solares de silicio. En 2013, Suntech se declaró en bancarrota en China.

Escasez de silicio (2005-2008)
A principios de la década de 2000, los precios del polisilicio, la materia prima para las células solares convencionales, eran tan bajos como $ 30 por kilogramo y los fabricantes de silicio no tenían ningún incentivo para expandir la producción.

Sin embargo, hubo una grave escasez de silicio en 2005, cuando los programas gubernamentales causaron un aumento del 75% en el despliegue de la energía solar fotovoltaica en Europa. Además, la demanda de silicio de los fabricantes de semiconductores estaba creciendo. Como la cantidad de silicio necesaria para los semiconductores representa una porción mucho menor de los costos de producción, los fabricantes de semiconductores pudieron superar a las compañías solares por el silicio disponible en el mercado.

Inicialmente, los productores históricos de polisilicio fueron lentos para responder a la creciente demanda de aplicaciones solares, debido a su dolorosa experiencia con la sobreinversión en el pasado. Los precios del silicio aumentaron bruscamente a alrededor de $ 80 por kilogramo, y alcanzaron hasta $ 400 / kg para los contratos a largo plazo y los precios al contado. En 2007, las restricciones sobre el silicio se volvieron tan severas que la industria solar se vio obligada a inactivar alrededor de un cuarto de su capacidad de fabricación de células y módulos: se estima que 777 MW de la capacidad de producción disponible en ese momento. La escasez también proporcionó a los especialistas en silicio tanto efectivo como un incentivo para desarrollar nuevas tecnologías y varios nuevos productores ingresaron al mercado. Las primeras respuestas de la industria solar se centraron en las mejoras en el reciclaje del silicio. Cuando se agotó este potencial, las empresas han estado estudiando con más detenimiento las alternativas al proceso convencional de Siemens.

Como lleva unos tres años construir una nueva planta de polisilicio, la escasez continuó hasta 2008. Los precios de las células solares convencionales se mantuvieron constantes o incluso aumentaron ligeramente durante el período de escasez de silicio de 2005 a 2008. Esto se ve especialmente como un «hombro» que sobresale en la curva de aprendizaje PV de Swanson y se temía que una escasez prolongada podría retrasar la energía solar y volverse competitiva con los precios convencionales de la energía sin subsidios.

Mientras tanto, la industria solar redujo el número de gramos por vatio reduciendo el espesor de la oblea y la pérdida de corte, aumentando los rendimientos en cada paso de fabricación, reduciendo la pérdida del módulo y aumentando la eficiencia del panel. Finalmente, la aceleración de la producción de polisilicio alivió los mercados mundiales de la escasez de silicio en 2009 y, posteriormente, dio lugar a un exceso de capacidad con los precios en declive en la industria fotovoltaica en los años siguientes.

Sobrecapacidad solar (2009-2013)
Como la industria del polisilicio había comenzado a construir capacidades de producción adicionales durante el período de escasez, los precios cayeron a tan solo $ 15 por kilogramo, lo que obligó a algunos productores a suspender la producción o salir del sector. Los precios del silicio estabilizado en torno a los $ 20 por kilogramo y el floreciente mercado de energía solar fotovoltaica ayudaron a reducir la enorme sobrecapacidad global a partir de 2009 en adelante. Sin embargo, el exceso de capacidad en la industria fotovoltaica continuó persistiendo. En 2013, el despliegue récord mundial de 38 GW (cifra actualizada de EPIA) fue aún mucho menor que la capacidad de producción anual de China de aproximadamente 60 GW. El exceso de capacidad continuado se redujo aún más al reducir significativamente los precios de los módulos solares y, como consecuencia, muchos fabricantes ya no pudieron cubrir los costos ni seguir siendo competitivos. A medida que el crecimiento mundial de la instalación fotovoltaica continúa, la brecha entre el exceso de capacidad y la demanda mundial se espera que en 2014 se cierre en los próximos años.

IEA-PVPS publicó en 2014 datos históricos para la utilización mundial de la capacidad de producción de módulos solares fotovoltaicos que mostraron un lento retorno a la normalización en la fabricación en los años previos a 2014. La tasa de utilización es la relación entre las capacidades de producción y la producción real para un dado año. Se alcanzó un mínimo del 49% en 2007 y reflejó el pico de la escasez de silicio que ralentizó una parte significativa de la capacidad de producción del módulo. A partir de 2013, la tasa de utilización se recuperó un poco y aumentó al 63%.

Derechos antidumping (2012-presente)
Después de que se presentaron solicitudes antidumping y se llevaron a cabo investigaciones, los Estados Unidos impusieron aranceles del 31 al 250 por ciento a los productos solares importados de China en 2012. Un año después, la UE también impuso medidas antidumping y antisubvenciones definitivas sobre las importaciones de paneles solares de China a un promedio de 47,7 por ciento durante un período de dos años.

Poco después, China, a su vez, impuso aranceles a las importaciones de polisilicio de los EE. UU., La materia prima para la producción de células solares. En enero de 2014, el Ministerio de Comercio chino fijó su arancel antidumping sobre los productores estadounidenses de polisilicio, como Hemlock Semiconductor Corporation, en un 57%, mientras que otras grandes empresas productoras de polisilicio, como German Wacker Chemie y Korean OCI, se vieron mucho menos afectadas. Todo esto ha causado mucha controversia entre proponentes y oponentes y fue tema de debate.

Historial de despliegue
Las cifras de implementación a escala global, regional y nacional están bien documentadas desde principios de los años noventa. Si bien la capacidad fotovoltaica mundial creció continuamente, las cifras de despliegue por país fueron mucho más dinámicas, ya que dependían fuertemente de las políticas nacionales. Varias organizaciones publican informes completos sobre la implementación de PV anualmente. Incluyen la capacidad fotovoltaica desplegada anual y acumulativa, que generalmente se proporciona en vatios pico, un desglose por mercados, así como un análisis en profundidad y pronósticos sobre las tendencias futuras.

Despliegue anual mundial
Debido a la naturaleza exponencial de la implementación de PV, la mayor parte de la capacidad total se ha instalado en los años previos a 2017 (consulte el gráfico circular). Desde la década de 1990, cada año ha sido un año récord en términos de capacidad fotovoltaica recién instalada, a excepción de 2012. Contrariamente a algunas predicciones anteriores, las previsiones de principios de 2017 indicaban que se instalarían 85 gigavatios en 2017. Cerca de fin de año sin embargo, las cifras aumentaron las estimaciones a 95 GW para las instalaciones de 2017.

En todo el mundo acumulativo
El crecimiento mundial de la capacidad de energía solar fotovoltaica fue una curva exponencial entre 1992 y 2017. Las tablas a continuación muestran la capacidad nominal global acumulada al final de cada año en megavatios, y el incremento año a año en porcentaje. En 2014, se esperaba que la capacidad global creciera un 33 por ciento, de 139 a 185 GW. Esto correspondió a una tasa de crecimiento exponencial del 29 por ciento o alrededor de 2.4 años para que la capacidad actual de PV en el mundo se duplicara. Tasa de crecimiento exponencial: P (t) = P0ert, donde P0 es de 139 GW, tasa de crecimiento r 0.29 (da como resultado un tiempo de duplicación t de 2.4 años).