Europa podría integrar 614 GW fotovoltaicos dentro de los límites de la demanda horaria

Los sistemas eléctricos nacionales europeos podrían desplegar 614 GW de energía solar, equivalentes a 678 TWh de electricidad al año, sin que se produzca sobreproducción en ninguna hora del año, según una nueva investigación.

El estudio Assessment of Solar Energy Capacity Across Europe: Comparative Analysis of Production and Consumption Data, publicado en la revista Land, cuantifica cuánta capacidad fotovoltaica podrían absorber de forma realista 38 países europeos cuando la generación se ajusta a la demanda hora a hora.

El autor del trabajo, Hassan Gholami, consultor sénior de la empresa noruega Multiconsult e investigador de la Universidad de Stavanger, utilizó datos horarios de consumo eléctrico de la plataforma de transparencia de ENTSO-E, junto con simulaciones de generación realizadas con PVsyst para cada uno de los 38 países analizados.

Este análisis permitió evaluar la capacidad máxima factible de energía solar, definida como el mayor parque fotovoltaico cuya producción nunca supera la demanda nacional de electricidad en ninguna hora del año. «Esto contrasta con estudios anteriores, que generalmente se han basado en medias anuales o estacionales, las cuales tienden a sobreestimar el potencial de integración al pasar por alto la variabilidad intradiaria y el riesgo de vertidos», señala el artículo científico.

Gholami explicó a pv magazine que la principal conclusión de su investigación es que el verdadero límite de la energía solar no depende de la cantidad de radiación o de superficie disponible en un país, sino de hasta qué punto la generación fotovoltaica coincide con la demanda eléctrica hora a hora.

«Cuando esa coincidencia se aplica de forma estricta, Europa aún puede absorber alrededor de 614 GW de capacidad fotovoltaica y 678 TWh al año únicamente dentro de los límites de la demanda», explicó Gholami. «Esa cifra representa un suelo conservador, no un techo: excluye el almacenamiento, la flexibilidad de la demanda, la electrificación de la calefacción y el transporte, los sistemas de baterías, las exportaciones y la fotovoltaica integrada en edificios, todos ellos factores que aumentarían significativamente el potencial factible».

Según los datos del estudio, Alemania presenta la mayor capacidad fotovoltaica factible de los países analizados, con alrededor de 106 GWp, seguida de Francia (85 GWp), Italia (54 GWp), España (39 GWp), Polonia (37 GWp) y Reino Unido (36 GWp). En conjunto, estos países representan más de la mitad del total continental.

Entre los 38 países analizados, dos ya habían superado su capacidad fotovoltaica factible según las cifras de potencia instalada correspondientes a 2023. Países Bajos contaba con 23,9 GW instalados frente a un límite modelizado de 18,6 GW, mientras que Chipre había instalado 606 MW, frente a un máximo estimado de 414 MW.

En el estudio, Gholami afirma que cualquier expansión adicional de la fotovoltaica en estos dos países dependerá ahora del éxito de las medidas de gestión de la demanda y del almacenamiento, más que del ritmo de nuevas instalaciones. Los países que más se aproximan a sus límites modelizados son Grecia (87%), Alemania (77%), España (74%) y Hungría (72%).

En el extremo opuesto, los sistemas eléctricos de menor tamaño de los Balcanes y de Europa del Este, con bajos niveles de potencia instalada —concretamente Serbia, Bosnia y Herzegovina, Moldavia, Georgia y Kosovo— conservan un amplio margen para desplegar energía solar. Gholami afirma que aprovechar ese potencial dependerá principalmente de la financiación, los permisos y la integración con el mercado europeo, más que de la disponibilidad del recurso solar.

El estudio también calculó qué porcentaje del consumo nacional total podría cubrirse con la capacidad fotovoltaica factible de cada país. España y Georgia encabezan la clasificación con un 27%, seguidas de Portugal e Italia, con un 25%, y de un grupo formado por Grecia, Suiza, Irlanda, Luxemburgo, Rumanía, Moldavia, Austria y Bosnia y Herzegovina, con valores de entre el 23% y el 24%.

Chipre registró la proporción más baja entre los países analizados, con un 15%, seguido de Finlandia y Estonia, con un 18%.

Gholami explicó que la investigación pone de manifiesto importantes diferencias regionales en el continente. Los sistemas eléctricos del sur de Europa, encabezados por la Península Ibérica, presentan una mayor capacidad proporcional para absorber energía solar gracias a una irradiación más elevada y constante. En cambio, los sistemas del norte y del este de Europa afrontan límites más estrictos debido al desajuste estacional entre la generación estival y la demanda invernal, así como a restricciones de infraestructura.

Añadió que los resultados país por país pretenden servir como una base transparente y comparable para la planificación.

«Los responsables políticos y los operadores de red pueden utilizar estas cifras para identificar dónde existe todavía un mayor margen para desplegar energía solar y dónde los sistemas empiezan a acercarse al punto en el que la generación adicional supera la demanda», explicó Gholami. «Esto ayuda a fijar objetivos nacionales realistas y a orientar las inversiones en red allí donde aporten mayor valor, en lugar de considerar Europa como un mercado uniforme».

Gholami también señaló que existen varias medidas capaces de aumentar la cantidad de energía solar que los sistemas eléctricos pueden consumir de forma útil.

«Para superar este escenario limitado por la demanda, las prioridades son la modernización de las redes eléctricas y el refuerzo de las interconexiones transfronterizas, incentivos claros para el almacenamiento energético y la flexibilidad de la demanda, así como la electrificación de la calefacción y el transporte, que incrementa la demanda diurna y permite al sistema absorber una mayor cantidad de energía solar», declaró a pv magazine.

«Las reformas del mercado y de las tarifas que recompensen el consumo flexible, junto con el mantenimiento del apoyo a la fotovoltaica distribuida y a la integrada en edificios, contribuirían a convertir ese potencial físico en generación efectiva».

Los vertidos en España se disparan hasta 2,5 TWh en seis meses y ya superan todo 2024

Los vertidos eléctricos no remunerados (curtailment) en España continúan aumentando como consecuencia del rápido crecimiento de la generación renovable y de las limitaciones de la red para absorber esa producción, según un análisis de Aurora Energy Research. En el primer semestre de 2026, el volumen de energía vertida alcanzó los 2,5 TWh, un 50% más que en todo 2024 y más del triple que en el mismo periodo del año anterior.

Solo en junio, los vertidos ascendieron a 1,2 TWh, un máximo histórico que multiplica por seis los registrados en junio de 2025 y por nueve los de junio de 2024. En los dos últimos años, el sistema eléctrico español ha incorporado 20 GW de nueva capacidad fotovoltaica y 2 GW de eólica, elevando la potencia instalada total hasta unos 150 GW, un 17% más.

En este contexto, la energía fotovoltaica alcanzó en junio una cuota récord del 29,5% del mix de generación, tres puntos y medio por encima del mismo mes de 2025 y siete puntos más que hace dos años, según datos de Red Eléctrica.

Aurora atribuye el aumento del curtailment tanto al fuerte despliegue renovable como a la ubicación de gran parte de las nuevas plantas lejos de los principales centros de consumo, lo que ha incrementado las congestiones locales. Su modelo nodal identifica una distribución muy desigual de los vertidos, concentrados principalmente en Badajoz, Zaragoza y Cáceres, con Extremadura y Aragón como las comunidades autónomas más afectadas.

La consultora considera que el despliegue de sistemas de almacenamiento con baterías y el refuerzo de la red de transporte serán fundamentales para incrementar la flexibilidad del sistema y reducir los vertidos, priorizando las inversiones en las zonas con mayores niveles de congestión.