Tipos de paneles solares: la comparación técnica 2026
En 2026, el mercado de módulos PV se ha consolidado en pocas tecnologías — TOPCon, HJT y el adiós programado al PERC. La elección ya no es cuestión de €/Wp sino de optimización conjunta de eficiencia, bifacialidad, coeficiente de temperatura y degradación.
1. Por qué sale el PERC
PERC dominó 2018–2023 a ~22 %; sufre LID/LeTID y techo de bifacialidad 0,70. n-type (TOPCon, HJT) alcanza 24–26 %.
Tier-1 retiran PERC entre 2025 y 2027.
2. TOPCon: estándar 2026
22,5–24,2 % eficiencia, –0,29 %/°C, bifacialidad 0,80, <1 % degradación primer año. LCOE 4–7 % menor que PERC.
3. HJT: alta temperatura
24,5–25,8 % eficiencia, –0,24 %/°C, bifacialidad 0,90. 8–14 % de prima sobre TOPCon.
4. IBC: contactos posteriores
24,8–26,0 % eficiencia. Premium (LG Neon R, SunPower Maxeon, Aiko); raro en utility.
5. Bifacial y suelo
Captura albedo trasero. Ganancia 5–18 %. HSAT y suelo claro óptimos.
VoltWatt impone bifacial en todos los proyectos utility 2026.
6. Perovskita tándem
Ruptura esperada 2027–2030. 33,7 % laboratorio, 28,5 % módulo piloto. Vida útil aún no probada.
Preguntas frecuentes sobre tipos de paneles
- ¿TOPCon o HJT?
- TOPCon para zonas templadas; HJT para zonas calurosas.
- ¿Bifacial vale la prima?
- Casi siempre en 2026: 3–5 €/kWp recuperados con 7–14 % adicional.
- ¿Comprar PERC todavía?
- No para nuevos proyectos utility.
- ¿Garantías exigibles?
- 30 años lineal (98 %/87 %), 12–15 años producto. Solvencia Tier-1.
- ¿Perovskita fiable?
- Aún no en 2026 para utility-scale.
- ¿Cómo verificar calidad?
- IEC 61215, 61730, 62804, TÜV Rheinland.
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