Pablo Caballero
Aug 10, 2026
Este verano, los incendios forestales y las olas de calor están afectando a amplias zonas de Europa. Más allá de sus conocidos efectos sobre la naturaleza y el bienestar humano, las anomalías meteorológicas y los fenómenos extremos ponen constantemente a prueba los resultados de los informes periódicos sobre el rendimiento de las instalaciones fotovoltaicas en todo el mundo.
Además, el eclipse solar total, que tendrá lugar dentro de unos días, también merece nuestra atención: la fase de totalidad atravesará Groenlandia, rozará una pequeña parte de Islandia y recorrerá el norte de la península ibérica hasta las Islas Baleares.
Este verano, varias países de Europa se están viendo afectados por tendencias de temperaturas inusualmente altas. El efecto de la temperatura sobre las células fotovoltaicas es bien conocido: los módulos de silicio cristalino pierden un determinado porcentaje de potencia por cada grado de temperatura de la célula por encima de los 25 °C. Además de la temperatura del aire, la velocidad del viento y la irradiación solar son los principales factores que influyen en la eficiencia de conversión energética de las células.
Las altas temperaturas también afectan al rendimiento de las plantas más allá de la eficiencia de las células. Los inversores reducen su potencia de salida cuando las temperaturas internas o ambientales superan los umbrales de seguridad, un proceso conocido como reducción de potencia por calor. Por su parte, las pérdidas en los transformadores y los cables también aumentan con el calor.
Fig. 1. En un emplazamiento de referencia cerca de Soria (España), la temperatura máxima diaria del aire a 2 m alcanzó los 37,5 °C a las 15:00 UTC del 22 de julio de 2026, según el modelo ERA5, alcanzando el máximo absoluto registrado por el modelo. Las tres olas de calor que azotaron España durante el mes de julio también se aprecian en el gráfico mensual. Según la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET), una «ola de calor» se define como un episodio de al menos tres días consecutivos en los que al menos el 10 % de las estaciones registran temperaturas máximas superiores al percentil 95 de su serie de temperaturas máximas diarias para julio y agosto durante el período de referencia 1971-2000. Fuente: Solargis Livemaps.
En julio de 2026 se produjeron dos de los incendios más grandes de la historia de España: uno que se inició el 16 de julio cerca de La Mierla (Guadalajara), que arrasó unas 30 000 ha, y otro que se inició el 22 de julio cerca de Burgohondo (Ávila), que se extendió a Madrid y Toledo y arrasó unas 50 000 ha. Otro incendio forestal cerca de Burdeos, en Francia, que arrasó más de 70 000 ha, fue el mayor del país desde 1949.
Para una planta afectada por el humo, lo que importa es la cantidad de humo que ha pasado por encima de ella, incluso si el incendio en sí se encontraba lejos. El humo se desplaza, y su efecto sobre la irradiancia incidente puede seguirse a través de la profundidad óptica de los aerosoles (AOD).
Este efecto se aprecia claramente al observar el DNIc, la irradiancia normal directa en condiciones de cielo despejado (uno de los resultados estándar de los modelos de irradiancia solar). Un aumento de la AOD suele manifestarse como una disminución del DNIc, incluso sin cobertura nubosa.
La deposición de cenizas añade un segundo efecto al aumentar las pérdidas por ensuciamiento. Los piranómetros instalados en las propias plantas fotovoltaicas también se ven afectados por el ensuciamiento, lo que dificulta identificar las caídas de rendimiento causadas por este fenómeno.
Fig. 2. Para el emplazamiento de muestra cerca de Soria, España, el AOD a 670 nm superó el 0,5 ese mismo día (22 de julio de 2026 a las 15:00 UTC), según el modelo CAMS. La serie de datos de DNIc de julio también muestra una caída notable ese día. Aunque la presencia de aerosoles procedentes de los desiertos del Sáhara puede ser bastante habitual en el sur de Europa durante el verano, el mapa de AOD para el emplazamiento de muestra en este día concreto muestra una nube altamente localizada que cubre la zona circundante, muy probablemente relacionada con el incendio forestal activo en Guadalajara. Fuente: Solargis Livemaps.
La tarde del miércoles 12 de agosto, un eclipse total atravesará el hemisferio norte. Será especialmente significativo para las plantas fotovoltaicas de España, donde la cuota de energía solar en la red es elevada: la franja de totalidad atraviesa el país desde Galicia hasta las Baleares, con la fase de totalidad entre las 20:27 y las 20:33 aproximadamente. Este será el primer eclipse total visible desde la España peninsular desde 1905. Otras plantas fotovoltaicas de toda Europa también notarán el fenómeno, donde se verá como un eclipse parcial.
Durante el eclipse, la irradiación desciende de forma gradual y se recupera simétricamente. Su intensidad y forma pueden calcularse con años de antelación. Dicho esto, en el caso del 12 de agosto, la pérdida de energía en juego es relativamente pequeña, ya que la fase de totalidad coincidirá con un momento en que el sol estará cerca de la puesta, cuando la producción ya es baja. Aun así, es necesario tenerlo en cuenta, para que la caída se atribuya correctamente y no se confunda con un problema operativo ni se achace a otros factores relacionados con los recursos que influyen en la pérdida contabilizada.
Fig. 3. Zonas de la Tierra desde las que será visible el eclipse del 12 de agosto de 2026. La región sombreada en claro corresponde a la visibilidad del eclipse parcial, mientras que la franja oscura indica dónde el eclipse será total (el lugar de muestreo anterior, situado en Soria y mostrado en este artículo, también se encuentra dentro de esta franja). Fuente: Instituto Geográfico Nacional (IGN).
Fig. 4. Caso de referencia: irradiancia GHI durante el eclipse solar total del 8 de abril de 2024 en Norteamérica, cerca de Dallas (EE. UU.). En el mapa se observa una mancha redonda causada por el eclipse. Al analizar las series mensuales de GHIc, se espera una caída de forma similar el 12 de agosto de 2026, aunque hacia la puesta de sol y con menor impacto en la irradiancia total. Fuente: Solargis Livemaps.
Cada informe mensual de rendimiento fotovoltaico comienza con la misma comparación: la producción medida frente a la producción esperada. Cuando ambas coinciden estrechamente, no hay lugar para dudas. Pero cuando existe una diferencia, también hay una «historia» detrás que hay que descubrir.
En la práctica, la «producción esperada» tiene dos significados diferentes en función del punto de referencia utilizado para establecer las expectativas.
Los gestores de activos deben analizar más detenidamente el rendimiento esperado para el periodo específico objeto del informe. Deben recalcular la producción esperada utilizando la irradiación real, los aerosoles, la temperatura y el viento registrados ese mes. Su pregunta clave es: teniendo en cuenta el comportamiento real del recurso, ¿está rindiendo la planta como debería? A veces surgen otras preguntas: ¿los sensores in situ registran las tendencias meteorológicas reales o necesitan limpieza, calibración, etc.?
Los propietarios e inversores, por su parte, tienen en mente las cifras del informe de rendimiento: el P50 a largo plazo establecido en el cierre financiero. Su pregunta clave es: ¿estamos dentro del presupuesto para el año? Esto también plantea otra cuestión: ¿debemos reevaluar nuestras expectativas a largo plazo basándonos en los datos actualizados sobre el recurso solar?
De hecho, cada informe periódico de rendimiento supone una oportunidad para actualizar el modelo digital de la planta fotovoltaica y reducir la brecha entre el diseño y la realidad. Dado que solo es posible realizar una comparación útil cuando el modelo de la planta fotovoltaica refleja las condiciones reales de la misma, volver a ejecutar simulaciones aporta información valiosa para futuros informes. En la práctica, volver a simular significa actualizar los dos aspectos principales de los datos de entrada del software fotovoltaico:
Aunque las olas de calor, los incendios forestales y los eclipses son fenómenos de naturaleza diferente, se reflejan en el informe de la misma manera: cada uno de ellos puede ser «la historia» que explica la diferencia entre la producción medida y la esperada.
Para evaluar su influencia, es necesario estudiar las diferencias separando la parte relacionada con los recursos de las partes relacionadas con la red y con la propia planta. En el caso de los fenómenos descritos en este artículo que están teniendo lugar este verano en Europa, eso implica recurrir, como mínimo, a estas referencias adicionales:
Para cubrir esta necesidad de datos, es importante recurrir a las fuentes adecuadas. Una simulación basada en los propios sensores de la planta solo es tan fiable como dichos sensores, y es precisamente durante fenómenos extremos como estos cuando su fiabilidad se pone más en duda: un piranómetro sucio o una estación meteorológica sometida a estrés térmico nunca constituyen por sí solos una referencia fiable.
Los modelos de irradiación basados en satélites de Solargis y los productos meteorológicos de reanálisis resuelven este problema por su propia naturaleza: proceden de una fuente independiente y proporcionan los mismos valores de forma coherente. Se actualizan continuamente con nuevos datos, lo que permite la elaboración de informes periódicos sobre métricas clave. Aunque su resolución es menor que la de un sensor puntual, captan de forma fiable la tendencia: la curva diaria de una ola de calor, el aumento y la disminución del AOD, o la duración y la profundidad de un eclipse.
La mayoría de las plantas fotovoltaicas se construyen para resistir futuras olas de calor, incendios forestales y eclipses. La verdadera cuestión es si los informes que se elaboran tras dichos fenómenos pueden indicar a las partes interesadas lo que realmente ocurrió y qué deben esperar a partir de ahora.
