Giridaran Srinivasan
Aug 3, 2025
La reciente cúpula de calor que envolvió amplias zonas del Medio Oeste, el Noreste y el Sureste de EE.UU., incluidos estados como Carolina del Norte y Maine, ha puesto de manifiesto la vulnerabilidad de las estrategias operativas y comerciales de los proyectos solares a escala comercial.
Mapa térmico que muestra la temperatura máxima del aire a 2 metros en la costa este de EE.UU. Fuente: Observatorio de la Tierra de la NASA
Mapa que muestra la diferencia de temperatura en Norteamérica en junio de 2025. Fuente: Solargis
Estas condiciones meteorológicas extremas tuvieron consecuencias operativas directas. Durante la canícula, los operadores de los mercados del noreste, como NYISO, PJM, IESO e ISO-NE, fueron los más afectados. Estas regiones han visto una rápida afluencia de nuevos proyectos de energía solar, junto con una creciente demanda de electricidad impulsada por el desarrollo de infraestructuras impulsadas por la IA. Esta tendencia es especialmente evidente en el norte de Virginia, donde se encuentra la mayor concentración mundial de centros de datos, que gestionan diariamente la mayor parte del tráfico mundial de Internet.
Sin embargo, lo que agravó la presión sobre estas redes fue la limitada disponibilidad de almacenamiento en baterías. A diferencia de regiones ricas en almacenamiento como Texas (ERCOT) y California (CAISO), gran parte del noreste carece de suficiente capacidad de almacenamiento de energía en baterías (BESS) para amortiguar los desequilibrios entre generación y demanda durante situaciones de tensión.
El papel de las BESS en la estabilidad de la red quedó claramente demostrado en Texas, que también se enfrentó a temperaturas extremas el 24 de junio.
Durante la ola de calor, la flota ampliada de almacenamiento en baterías de ERCOT -que ahora suma casi 7,5 GW de capacidad adicional- desempeñó un papel decisivo en el mantenimiento de la estabilidad de la red. Según la Evaluación Federal de Fiabilidad Estival de 2025, el riesgo de ERCOT de emitir una Alerta de Emergencia Energética vespertina en verano descendió del 15% en 2024 a solo el 3% este año. Mientras tanto, el promedio de descargas de baterías por la noche en los meses anteriores creció de ~238MW a ~714MW, con picos superiores a 4GW - permitiendo a la red absorber los déficits de generación y evitar acciones de emergencia.
Sin embargo, incluso en condiciones de alta irradiancia, la producción solar no fue inmune a las interrupciones. Las elevadas temperaturas ambientales en algunas zonas provocaron un descenso de la temperatura de los módulos, lo que redujo la producción real de energía. Este efecto puede ser aún más pronunciado en centrales eléctricas antiguas con tecnología de inversores anticuada.
El 24 de junio, los precios en tiempo real de las ISO, como NYISO y MISO, superaron los 2.000 $/MWh, mientras que los precios diarios se mantuvieron por debajo de los 500 $/MWh.
Esta marcada divergencia en los precios significaba que incluso pequeñas desviaciones en las previsiones podían dar lugar a importantes pérdidas financieras, sobre todo cuando las previsiones para el día siguiente sobrestimaban la producción y también si las centrales tenían un rendimiento inferior debido a la reducción de potencia provocada por el calor. Las centrales más antiguas podrían ser especialmente vulnerables, ya que los operadores se verían obligados a liquidar los déficits de producción a precios máximos en tiempo real.
Irradiación horizontal global de junio en EE.UU.: potencial de 280 kWh/m2 Fuente: Solargis
Los mapas de precios nodales muestran distintos rangos de precios en EE.UU. Fuente: Gridstatus
Esta volatilidad tiene graves consecuencias para los activos solares comerciales. Los proyectos estadounidenses que ya no están respaldados por acuerdos de compra de energía a largo plazo (PPA), o que están saliendo de los mercados de capacidad, se enfrentan ahora a una exposición mucho mayor a las fluctuaciones de precios en tiempo real. A medida que más proyectos adoptan posiciones comerciales o casi comerciales, el margen de error de previsión sigue reduciéndose.
Para gestionar esta exposición, los conjuntos de datos meteorológicos y de precios a largo plazo están resultando esenciales. Los datos de series temporales -que abarcan décadas en lugar de basarse en un único "año típico"- permiten a los propietarios y operadores de activos anticipar mejor las anomalías en la generación y los precios durante periodos de alto riesgo, como las olas de calor.
Los datos tradicionales de previsión de generación para el día siguiente, basados en datos básicos de irradiación solar y meteorológicos, ya no bastan por sí solos. Lo que se necesita es una visión más integrada que tenga en cuenta no sólo la variabilidad del recurso solar, sino también las fluctuaciones de la temperatura ambiente, el envejecimiento de los activos y los patrones históricos de volatilidad de los precios del mercado.
Más allá de la previsión proactiva, este tipo de datos también permite realizar diagnósticos precisos después de los eventos, ayudando a determinar si las desviaciones de rendimiento estaban relacionadas con el clima, eran de naturaleza técnica u operativa.
En Solargis colaboramos estrechamente con operadores y gestores de activos para mejorar las previsiones utilizadas en la participación en los mercados diarios y en tiempo real. Para ello, les ayudamos a tener en cuenta las anomalías de temperatura y los patrones históricos de condiciones meteorológicas extremas en lugares concretos. Nuestros modelos mejorados integran datos de generación del mundo real y aplican ajustes ponderados por la volatilidad, proporcionando una previsión de generación más precisa en condiciones inciertas.
Estos conocimientos se utilizan cada vez más no sólo para optimizar las ofertas, sino también para fundamentar estrategias más amplias de gestión de activos, sobre todo en el caso de centrales más antiguas o de bajo rendimiento.
La cúpula térmica también ha suscitado cuestiones en torno a la gestión futura de los activos solares envejecidos. A medida que los módulos se degradan y aumenta la sensibilidad a la temperatura, los operadores deben reevaluar tanto los supuestos de diseño originales como las capacidades operativas en tiempo real. Sin una visibilidad precisa de las pérdidas térmicas y del comportamiento de los inversores en condiciones de estrés térmico, incluso los activos más consolidados corren el riesgo de rendir por debajo de sus posibilidades durante los periodos de mayores ingresos.
Las condiciones de cúpula térmica ponen de relieve cómo la confianza en los modelos de previsión convencionales, que a menudo no logran captar plenamente el impacto de la variabilidad meteorológica extrema en el rendimiento solar, deja a los operadores expuestos a altos niveles de riesgo financiero. En condiciones de alta temperatura, los activos más antiguos con rangos de voltaje MPPT más estrechos son particularmente vulnerables a la degradación de la producción, que es una realidad operativa que ahora debe tenerse en cuenta en las previsiones de futuro.
La ola de calor de junio en EE.UU. también se hace eco de las tendencias observadas en otros lugares. Se produce tras una de las primaveras más soleadas registradas en Europa Occidental, con una irradiancia solar muy superior a la media a largo plazo. Los datos de Solargis muestran que algunas regiones registraron hasta un 50% más de irradiación horizontal global (GHI) que las medias de los últimos 30 años, lo que crea condiciones favorables para el rendimiento energético, pero también refuerza la necesidad de herramientas más precisas de previsión y evaluación de proyectos.
