Un estudio encuentra que las olas de calor causan pérdidas por hora de hasta el 90% en plantas fotovoltaicas en la Península Ibérica

Científicos de la Universidad de Évora (Portugal) han analizado el rendimiento de tres plantas fotovoltaicas en España y Portugal durante cuatro eventos de calor extremo registrados entre 2024 y 2025. Descubrieron que las olas de calor pueden provocar importantes pérdidas de rendimiento concentradas durante las horas más calurosas del día, al tiempo que exponen las limitaciones de los métodos convencionales utilizados para pronosticar la producción de energía fotovoltaica.

Las altas temperaturas reducen la eficiencia de los módulos de silicio cristalino entre un 0,3 % y un 0,5 % por cada grado Celsius por encima de los 25 C. Durante las olas de calor, las temperaturas de los módulos pueden superar los 70 C, lo que acelera la degradación de encapsulantes, cables y otros componentes, y al mismo tiempo provoca una reducción térmica en los inversores.

En el estudio "Análisis de la resiliencia de las centrales fotovoltaicas bajo olas de calor en la Península Ibérica", publicado en elRevista Internacional de Estrategias y Gestión del Cambio Climático, los investigadores explicaron que analizaron datos de producción horaria de tres plantas fotovoltaicas: Zebro en Portugal (37,06 kW), Ariza en Zaragoza, España (15 kW), y Amibil, también en Zaragoza (64,5 kW).

Los investigadores compararon los datos de producción con la información meteorológica del conjunto de datos de reanálisis ERA5-Land, que se validó utilizando una estación meteorológica instalada junto a la planta de Amibil. La comparación mostró un fuerte acuerdo, con coeficientes de correlación de hasta 0,95 para la temperatura del aire y 0,98 para la irradiancia horizontal global (GHI), lo que confirma la idoneidad de ERA5-Land para el análisis.

El equipo examinó cuatro olas de calor identificadas oficialmente por las agencias meteorológicas AEMET de España y IPMA de Portugal: dos en España (julio-agosto de 2024 y junio de 2025) y dos en Portugal (agosto de 2024 y mayo-junio de 2025). Además de las temperaturas máximas, los investigadores evaluaron la intensidad de las olas de calor utilizando horas acumuladas por encima de 35 C (DH35).

Los episodios de 2024 fueron los más graves, con temperaturas máximas que alcanzaron los 39,4 C en Portugal y los 38,9 C en España.

Los resultados mostraron que las pérdidas de rendimiento se concentraron en un número limitado de horas, coincidiendo con las temperaturas más altas del módulo y del inversor. La mayor caída horaria en el ratio de rendimiento (PR) alcanzó el 90,4% en la planta de Amibil durante la ola de calor española de 2024, mientras que la mayor pérdida diaria se registró en la planta de Zebro, donde la producción cayó un 17,6% durante la ola de calor portuguesa de 2025.

Sin embargo, los investigadores observaron que el rendimiento fotovoltaico generalmente se recuperaba el mismo día o al día siguiente una vez que disminuía el estrés térmico.

El estudio atribuye las pérdidas principalmente a temperaturas de funcionamiento más altas y a la reducción térmica del inversor más que a la duración general de las olas de calor. También se descubrió que los períodos cortos de temperaturas extremas fuera de los períodos de olas de calor oficialmente clasificados causaban reducciones comparables en la producción.

Una parte clave de la investigación implicó comparar simulaciones de sistemas fotovoltaicos basadas en datos del año meteorológico típico (TMY) con simulaciones que utilizan datos meteorológicos reales de ERA5-Land. Los autores descubrieron que confiar exclusivamente en conjuntos de datos TMY puede sobreestimar sistemáticamente la generación fotovoltaica durante eventos de calor extremo.

Para medir la diferencia, los investigadores calcularon la Energía No Servida (ENS), definida como la brecha entre la energía predicha utilizando los datos TMY y la electricidad realmente producida. Las mayores discrepancias se observaron en la planta de Zebro durante la segunda ola de calor portuguesa, mientras que la mayor desviación relativa se produjo en Ariza durante la ola de calor española de 2025.

Según los investigadores, estos hallazgos muestran que los años meteorológicos típicos no capturan suficientemente el creciente impacto de los fenómenos meteorológicos extremos en el rendimiento fotovoltaico.

Los autores concluyen que el desafío para el sector solar europeo está pasando cada vez más de maximizar la generación anual a mejorar la resiliencia de las instalaciones fotovoltaicas frente a pérdidas recurrentes de producción durante períodos de calor extremo.