El boom solar de África: 100.000 paneles al día y tercer récord consecutivo

Cada día de 2026 se han instalado en África unos 100.000 paneles solares. La cifra no procede de ningún ministerio ni agencia de energía, sino de las aduanas chinas.

El centro de análisis británico Ember, en colaboración con el African Tech Futures Lab, ha rastreado las exportaciones de módulos del país asiático, origen del 94 % de los paneles que se colocan en el continente, para reconstruir un despliegue que avanza mucho más rápido que los registros oficiales.

El resultado dibuja un continente que se electrifica de abajo arriba, a golpe de tejado y con dinero privado, mientras sus gobiernos planifican con datos que ya no reflejan la realidad.

África encadena su tercer récord solar consecutivo

El informe The take-off in African solar that official statistics can’t yet see (El despegue solar africano que las estadísticas oficiales aún no ven) estima que África instalará 17 gigavatios de capacidad fotovoltaica en 2026. Supone un 45 % más que el año pasado, ejercicio en el que creció un 51 %, tras el alza del 25 % de 2024. Traducido a ritmo diario, el continente incorpora 47 megavatios cada jornada.

La estimación se apoya en una metodología nueva: Ember ha calibrado, a partir de 368 GW instalados en la Unión Europea y otros cinco países con estadísticas fiables, que alrededor del 73 % de los módulos que China exporta acaba instalado, con un desfase medio de seis meses.

Como los datos aduaneros chinos llegan hasta junio, ese desfase permite proyectar el año completo.

Los autores consideran la cifra incluso conservadora. El empuje se lee en el comercio exterior: en los doce meses cerrados en junio, China envió a África 23 GW en módulos, un 53 % más que un año antes.

El liderazgo ya no es cosa solo de Sudáfrica

Hasta hace poco, hablar de energía solar en África era hablar de Sudáfrica. En 2023 el país absorbía el 52 % de las importaciones de paneles del continente; en junio de 2026 su peso había caído al 20 %. Por primera vez desde 2019, su cuota en las instalaciones anuales quedará por debajo de una quinta parte.

El crecimiento se reparte por todo el continente

Treinta y seis de los 54 países africanos batirán este año su récord de instalación, y en 19 de ellos el crecimiento interanual supera el 100 %, con casos como los de la República Democrática del Congo (544 %), Zimbabue (282 %), Egipto (176 %) o Zambia (117 %).

El impacto es mayor allí donde las redes son pequeñas: en Sierra Leona, la fotovoltaica instalada solo en 2026 añadirá un 97 % a su generación eléctrica anual, y los diez países en los que ese aporte supera el 10 % suman 190 millones de habitantes.

A escala continental, los 17 GW de este año producirán unos 23 teravatios hora anuales, el 2,3 % de la electricidad que genera África.

Es algo más que el crecimiento medio de la demanda entre 2014 y 2024, de modo que la solar instalada en un solo ejercicio bastaría para cubrir el aumento histórico del consumo.

El boom se levanta a ras de tejado

La gran aportación del estudio es dónde se instala esa potencia. De los 26 GW añadidos entre 2023 y 2025, Ember calcula que unos 20 GW, el 75 %, corresponden a solar distribuida: sistemas conectados a la red en el lado del consumidor, “detrás del contador”, destinados sobre todo al autoconsumo y situados mayoritariamente en cubiertas.

Incluso en Egipto, segundo país del continente en plantas a gran escala, el 43 % del crecimiento es distribuido.

A diferencia de los mercados maduros, donde el autoconsumo creció al calor de las ayudas públicas, en África la adopción ha sido orgánica: la han impulsado la caída del precio de los módulos, la necesidad de un suministro fiable y, sobre todo, las cuentas.

Como la mayoría de países no retribuía los excedentes vertidos a la red, los sistemas se dimensionan para consumir lo que producen. Por eso los clientes comerciales e industriales representan al menos el 80 % de la potencia distribuida en la mayoría de mercados, con plazos de amortización de entre dos y cinco años.

El abaratamiento del módulo tiene el mismo origen en África y en España. “Ha llegado el mercado chino”, resume Carmen Piquer, ingeniera de eficiencia energética en STX Group.

Lo que cambia es el motivo de la compra: en España la decisión responde sobre todo al ahorro en la factura y casi nadie instala autoconsumo para desconectarse de la red, ni siquiera después del apagón de abril o de la dana.

En buena parte de África pesa tanto o más la falta de un suministro fiable. En algunos países hubo un detonante.

Sudáfrica elevó el umbral a partir del cual se exige licencia para generar electricidad en plena crisis de cortes de suministro, y le siguieron unos 7 GW distribuidos; Zambia abrió su mercado al suministro privado tras una sequía que hundió casi un 90 % su producción hidroeléctrica, y Nigeria eliminó el subsidio a los combustibles.

En Kenia y en la mayor parte del continente no hizo falta: una electricidad cara y poco fiable fue razón suficiente.

El diésel pierde la partida

Buena parte de esos paneles sustituye a generadores de gasóleo, omnipresentes en los países con redes inestables. Según datos de Wood Mackenzie recogidos en el informe, al menos 17 países africanos tienen hoy más potencia en generadores diésel distribuidos que en centrales conectadas a la red. El encarecimiento del carburante, por la retirada de subsidios en países como Nigeria o Egipto, ha convertido una opción rentable en urgente.

La comparación que plantea Ember es elocuente: los paneles que China exportó a África en los doce meses hasta junio costaron 2.400 millones de dólares, mientras que generar esa misma electricidad con diésel exigiría gastar esa cantidad en combustible cada tres meses. Los módulos se pagarían en un trimestre y seguirían produciendo durante tres décadas.

Las baterías son la otra mitad de la ecuación

Según el informe, desde 2024 África importa de China más valor en baterías que en paneles: en dos años, las compras de módulos se han duplicado y las de baterías se han cuadruplicado. Nigeria y la RD del Congo encabezan la lista; en el segundo caso, buena parte va a proyectos de solar con almacenamiento que dan servicio las 24 horas a minas de cobre, en sustitución de los grupos de gasóleo.

Los gobiernos planifican casi a ciegas

El reverso del boom es que apenas se ve. Ember estima que en 2025 se instalaron en África 12 GW, el doble de lo que recoge la Agencia Internacional de la Energía (6,2 GW) y casi el triple de lo que contabiliza IRENA (4,6 GW).

El problema de fondo está en las estadísticas nacionales: solo 36 de los 54 países publican algún dato oficial de capacidad solar, apenas 14 lo han actualizado a 2025 y solo una docena aporta alguna cifra de solar distribuida.

La invisibilidad tiene explicación. Muchas instalaciones se hacen de manera informal y, sin una regulación que abra a estos equipos una vía para vender sus excedentes, sus propietarios no tienen incentivo alguno para declararlos.

Las consecuencias alcanzan a la planificación de redes, a las tarifas y al seguimiento de los objetivos energéticos. El ejemplo más llamativo es el Plan Maestro Continental de Sistemas Eléctricos de la Unión Africana, que prevé 23 GW solares instalados en 2040, menos de los 26 GW que ya se añadieron entre 2023 y 2025.

Los autores alertan de un doble riesgo: invertir de menos en redes y almacenamiento, e invertir de más en centrales fósiles que acabarán paradas.

A ello se suma que cada gran cliente que reduce su dependencia de la red se lleva los ingresos que subvencionan a los hogares más pobres, lo que debilita a unas compañías eléctricas ya frágiles.

“Esta transición es caótica y disruptiva, y está muy lejos del modelo ordenado que planteaban las estrategias nacionales”, apunta Joel Nana, director de investigación del African Tech Futures Lab y coautor del estudio.

Algo empieza a moverse: al menos 15 países ultiman procedimientos de registro y permisos, y Sudáfrica ha puesto en marcha una plataforma digital para la pequeña generación que ya utilizan más de 55 distribuidoras municipales.

La mirada de quien construye las plantas

El tejado africano se instala en días; una planta conectada a red tarda años. Javier Fernández Llorens, jefe de proyectos EPC en Sunotec, explica que la caída del precio del módulo ha cambiado la estructura de costes de los grandes proyectos: el panel sigue pesando, pero cada vez cuentan más las estructuras, la infraestructura eléctrica, la obra civil y la conexión a red. “La clave ya no consiste simplemente en conseguir el menor precio de los principales equipos”, señala, sino en optimizar el coste y el rendimiento del sistema energético en su conjunto.

Con el emplazamiento ya permitido, levantar una planta lleva entre siete y catorce meses; el cuello de botella está antes, en la tramitación y en la conexión a la red. En España esa tramitación puede alcanzar los cinco años, apunta Piquer, y los números solo salen con economías de escala y con una subestación cerca.

Es justo lo contrario del modelo que describe Ember, donde el panel sube al tejado sin esperar permiso alguno.

La diferencia también es técnica. “El control de tensión, la regulación de frecuencia, la gestión de potencia reactiva y las tecnologías de almacenamiento con capacidad de formación de red adquieren una relevancia especial” en sistemas eléctricos débiles, explica Fernández Llorens.

Las baterías aún no se incorporan por defecto, porque su viabilidad depende del mercado y de los mecanismos de retribución, pero ya se diseñan junto a la planta y no como un añadido posterior.

Sobre el diésel, su lectura coincide con la del informe: donde hay mucha irradiación y se quema combustible para generar electricidad, la ventaja de la fotovoltaica es clara, sobre todo en islas, emplazamientos remotos y mercados que dependen de importar carburante.

Con un matiz: “La comparación adecuada no suele ser simplemente solar frente a diésel”, sino qué combinación de generación, almacenamiento y operación ofrece el menor coste total sin perder fiabilidad.

La dependencia china, añade, se gestiona como un riesgo de cadena de suministro, con proveedores alternativos y sin depender de una sola ruta logística.

Qué mercados miran las empresas europeas

Para una empresa europea, los mercados más atractivos no son los de mejor sol, sino aquellos donde hace falta integrar nueva generación, almacenamiento e infraestructura de red.

Sunotec ve potencial en Latinoamérica y en determinados mercados africanos, siempre que haya estabilidad regulatoria, acceso a financiación y capacidad disponible en la red.

Pakistán, el espejo en el que mirarse

Ember mira a Pakistán, donde se instalaron 27 GW de solar distribuida en solo dos años y la demanda eléctrica creció un 21 % entre 2023 y 2025, cubierta íntegramente por esa nueva generación.

Como allí, muchos países africanos consumen poca electricidad porque disponen de poca.

Si los paneles rompen ese techo, el despegue que las estadísticas todavía no ven puede convertirse en el motor de crecimiento que el continente necesita.