Una ola de calor registrada entre junio y julio ha puesto a prueba los sistemas eléctricos europeos, ha impulsado la demanda de electricidad y duplicado los precios diarios de la energía. Sin embargo, las redes se mantuvieron estables, gracias a los volúmenes récord de energía solar. Esta es la conclusión a la que ha llegado un análisis del think tank británico Ember.
A principios de julio de 2025, Europa sufrió una ola de calor con temperaturas que superaron los 40 °C. El aumento del uso del aire acondicionado disparó la demanda diaria, que creció, de media, un 14% en Europa, y un 15% en nuestro país si se compara el martes, 24 de junio, con la ola de calor del 1 de julio (en España, la demanda ha aumentado un 10,5% en junio respecto a 2024).
Además, las olas de calor afectan a la seguridad energética, pues provocan importantes perturbaciones en las redes eléctricas y aumentan el riesgo de interrupciones en las centrales térmicas.
El sobrecalentamiento de los cables es la causa probable de los cortes de electricidad en Italia el 1 de julio. Con el aumento de la temperatura del aire y del agua, la refrigeración de las centrales térmicas también se hace más difícil. Esto provocó reducciones forzadas en la generación de electricidad de las centrales nucleares en Francia y Suiza.
El parque nuclear francés ha sido el más afectado, ya 17 de las 18 instalaciones nucleares han sufrido algún tipo de reducción de capacidad, lo que significa que la ola de calor podría haber afectado hasta el 15% de la generación eléctrica de Francia.
Estas interrupciones en las centrales térmicas supusieron también un aumento de entre 2 y 3 veces en los precios medios diarios de la electricidad. En comparación con el mismo día de referencia, el 24 de junio, durante la ola de calor los precios medios diarios aumentaron un 15 % en España, un 106 % en Polonia, un 108 % en Francia y un 175 % en Alemania, en este último caso casi triplicándose. Durante las horas punta de la tarde del 1 de julio, los precios alcanzaron más de 400 €/MWh en Alemania y más de 470 €/MWh en Polonia.
El sol trae calor, pero también energía
Junio de 2025 fue el mes con mayor producción de electricidad solar de la UE jamás registrado, con 45 TWh, lo que supone un aumento del 22 % con respecto a junio de 2024 (37 TWh).
En los días más calurosos de la ola de calor, la energía solar suministró hasta 50 GW de potencia solo en Alemania, lo que supuso entre el 33 % y el 39 % de la electricidad del país. Alemania cuenta con 14 GW de almacenamiento en baterías y 10 GW de almacenamiento por bombeo, lo que ayudó a almacenar parte de la energía solar para utilizarla cuando se puso el sol.
De modo que las olas de calor también representan una oportunidad para las soluciones de flexibilidad limpia. Debido a la elevada oferta de electricidad solar durante el día y al pico de demanda relacionado con la refrigeración en las últimas horas de la tarde, las diferencias diarias en el precio de la electricidad se dispararon hasta superar los 400 €/MWh el 1 de julio.
Esto significa que era más importante que nunca ajustar el consumo de electricidad a la generación. Los activos de almacenamiento se beneficiaron de las diferencias de precios, se cargaron a precios bajos y descargaron durante las horas punta, en las que los precios son más elevados, lo que redujo la necesidad de importar combustibles fósiles por la noche y contribuyó al equilibrio de la red.
La interconexión también desempeñó un papel importante. La ola de calor arrasó Europa, alcanzando su punto álgido en Madrid el domingo, en París el martes y en Berlín y Varsovia el miércoles, y con ella, los interconectores trasladaron la electricidad a donde más se necesitaba, disipando los picos de precios en el proceso.
De hecho, tras el gran apagón de principios de 2025, España y Portugal han pedido más interconexión para ayudar a estabilizar la red tras posibles interrupciones, como las relacionadas con las olas de calor.
Medidas adicionales
Ember afirma que se prevé que las olas de calor sean cada vez más frecuentes en Europa. La aplicación de medidas como el almacenamiento de energía en baterías (BESS), la flexibilidad limpia y la interconexión puede ayudar a los operadores de la red a prepararse y evitar interrupciones en el futuro.
Pero los operadores de redes europeos están tomando varias medidas adicionales para planificar los momentos de estrés de la red, o incluso los apagones. Algunas de ellas son todavía proyectos piloto o de I+D, pero olas de calor como la reciente son un argumento de peso para su adopción generalizada.
Además, en España, el Gobierno ha aprobado esta semana una modificación excepcional de la planificación eléctrica con 65 actuaciones destinadas a incorporar herramientas adicionales a las redes que faciliten el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y el refuerzo del sistema eléctrico, tanto en la Península como en Canarias y Baleares.
El proyecto Distributed ReStart del Operador Nacional del Sistema Energético del Reino Unido (NESO) exploró cómo se podrían utilizar las fuentes de energía distribuidas, incluidas la eólica y la solar, para reiniciar la red tras un apagón. Una de las recomendaciones fue aumentar la adopción de inversores grid forming que puedan arrancar sin suministro de tensión externa, construyendo islas energéticas alimentadas por energías renovables que posteriormente se unen para sincronizar toda la red. El modelado de los activos de formación de red también está siendo probado por el TSO belga Elia.
Ya existen varias soluciones de formación de red. Sin embargo, es fundamental garantizar que puedan acceder a los mercados de servicios auxiliares para lograr una amplia adopción, como se ha demostrado en la subasta de reserva rápida de NESO. Los mercados de servicios del sistema, como los de inercia o control de tensión, se están implantando en varios países, entre ellos el Reino Unido, Alemania y los Países Bajos.
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