Un estudio liderado por la Universidad de Évora ha puesto cifras a un fenómeno que los operadores de plantas fotovoltaicas ibéricas ya intuían: durante las olas de calor, la producción de energía solar puede desplomarse hasta un 90 % en las horas centrales del día. La investigación, que analiza cuatro episodios extremos registrados entre 2024 y 2025 en España y Portugal, revela que los sistemas de simulación tradicionales sobrestiman de forma sistemática la generación durante estos eventos, lo que abre un nuevo frente para la resiliencia del parque renovable peninsular.
El artículo, publicado en el International Journal of Climate Change Strategies and Management, examina el comportamiento de tres instalaciones —Zebro en Portugal (37,06 kW), Ariza en Zaragoza (15 kW) y Amibil también en Zaragoza (64,5 kW)— durante las olas de calor oficialmente identificadas por la AEMET y el IPMA portugués. El equipo científico comparó los datos horarios de producción con la información meteorológica del reanálisis ERA5-Land, validada con una estación meteorológica in situ en Amibil y que arrojó coeficientes de correlación de hasta 0,98 para irradiancia global horizontal.
Los resultados son elocuentes. En la planta Amibil, durante la ola de calor española de 2024, la caída horaria del Factor de Rendimiento (Performance Ratio, PR) llegó a alcanzar un 90,4 %, lo que significa que apenas se aprovechó una décima parte de la radiación incidente. La mayor pérdida diaria se registró en Zebro durante el episodio portugués de 2025, con un recorte del 17,6 %. Los investigadores subrayan, sin embargo, un dato tranquilizador: la producción se recuperaba el mismo día o al siguiente en cuanto cedía el estrés térmico.
Detrás de esta caída no está solo el conocido coeficiente de temperatura de los módulos de silicio cristalino —que reduce la eficiencia entre un 0,3 % y un 0,5 % por cada grado por encima de 25 °C—, sino sobre todo un fenómeno menos visible: la derivación térmica de los inversores. Cuando las temperaturas del módulo superan los 70 °C, algo habitual en una ola de calor ibérica, los inversores reducen automáticamente su potencia para protegerse, y esa desconexión explica la magnitud de las pérdidas horarias observadas.
El sesgo oculto de los “años meteorológicos típicos”
Uno de los hallazgos más relevantes de la investigación no está tanto en el cuánto se pierde, sino en cuánto se creía que se iba a generar. Al contrastar las simulaciones realizadas con años meteorológicos típicos (TMY) —los que se emplean para dimensionar y financiar las plantas— con las que utilizan los datos reales de ERA5-Land, los científicos portugueses constataron una sobrestimación sistemática de la producción fotovoltaica durante las olas de calor.
Para medir ese desfase, calcularon la Energía No Suministrada (ENS), es decir, la diferencia entre lo que el modelo TMY predecía y lo que efectivamente se vertió a la red. Las mayores discrepancias aparecieron en la planta portuguesa de Zebro durante la segunda ola de calor de 2025, mientras que la desviación relativa más alta se dio en Ariza, también durante el episodio español de ese año. En otras palabras, los años de referencia que hoy se utilizan para diseñar parques solares no están capturando el impacto creciente de los eventos climáticos extremos.
Cuando el calor extremo se convierte en un riesgo de producción recurrente
El trabajo pone de manifiesto que la duración de una ola de calor es menos relevante para las pérdidas que la intensidad de las horas punta y la velocidad con que se acumulan las temperaturas por encima de 35 °C. De hecho, los investigadores detectaron que episodios cortos de calor extremo, incluso fuera de los períodos oficialmente catalogados como ola de calor por las agencias meteorológicas, causaban recortes de producción comparables.
Esto tiene una lectura directa para el sistema eléctrico español y portugués, que en los últimos años han batido récords de generación solar, pero que empiezan a enfrentarse a jornadas en las que la fotovoltaica cubre un porcentaje disparado del mix durante las horas centrales y, de repente, se desploma cuando más se la necesita: justo en las tardes tórridas en las que la demanda de refrigeración se dispara. El estudio sugiere que la industria solar europea debe desplazar su foco: ya no se trata solo de maximizar la generación anual, sino de blindar la resiliencia de las instalaciones frente a pérdidas de producción recurrentes durante los picos de calor.
La energía solar no solo debe producir mucho, sino aguantar el calor sin desfallecer. La resiliencia es la nueva rentabilidad.
Para los operadores, este cambio de paradigma implica revisar desde el diseño de los sistemas de refrigeración de los inversores hasta la selección de módulos con coeficientes de temperatura más bajos o tecnologías bifaciales que disipan mejor el calor. También obliga a incorporar previsiones meteorológicas de alta resolución que capturen la intensidad de las olas de calor, en lugar de limitarse a los promedios históricos.
A nivel de red, la lectura es igualmente urgente. Si las pérdidas horarias del 90 % se repiten con mayor frecuencia —algo que los modelos climáticos proyectan para la Península Ibérica—, la fotovoltaica necesitará ir acompañada de almacenamiento distribuido y de una planificación de la flexibilidad que hoy está aún en fase embrionaria.
Lo que esta investigación empuja en la cadena de valor
El efecto dominó es claro. Los grandes fondos que financian plantas solares en España y Portugal empiezan a exigir análisis de estrés climático como parte de la due diligence técnica. Los fabricantes de inversores trabajan ya en soluciones con refrigeración líquida o ventilación forzada activa para evitar la derivación térmica. Y los compradores de energía a largo plazo (PPA) están ajustando sus modelos de riesgo para no encontrarse con que el 100 % de la generación contratada se convierte en un 10 % justo durante los picos de precio.
Aun así, conviene no dramatizar. La fotovoltaica sigue siendo la tecnología de generación más barata de instalar y la que más rápido está creciendo en la península. Que un estudio científico ponga el foco en sus puntos débiles no debilita la transición; la fortalece, porque permite anticipar inversiones y ajustar normativas antes de que el problema se convierta en sistémico. El dato del 90,4 % de pérdida horaria en Amibil no es una condena a la solar: es una llamada de atención para que el diseño de las plantas del futuro no se parezca al de las del pasado.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: Adaptar inversores y módulos a altas temperaturas evitará que las pérdidas horarias se acerquen al 90 % en los próximos episodios extremos, recuperando cientos de megavatios-hora al año por planta.
- Modelo que cambia: Se abandona la simulación basada únicamente en años meteorológicos típicos para integrar el estrés térmico real y la resiliencia como criterio de inversión.
- Para las próximas generaciones: Un parque solar ibérico más robusto frente al calor garantizará suministro limpio incluso durante las olas de calor, contribuyendo a la estabilidad de la red y a la descarbonización acelerada.
