Científicos concluyen que las olas de calor provocan pérdidas horarias de hasta el 90 % en plantas fotovoltaicas en la Península

Científicos de la Universidad portuguesa de Évora han analizado analiza el comportamiento de tres plantas situadas en España y Portugal durante cuatro episodios de calor extremo registrados entre 2024 y 2025 y concluyen que estos fenómenos provocan pérdidas de rendimiento concentradas en las horas de mayor temperatura, además de poner de manifiesto las limitaciones de las metodologías tradicionales empleadas para estimar la producción energética.

En las plantas fotovoltaicas, el aumento de la temperatura reduce la eficiencia de los módulos de silicio cristalino entre un 0,3 % y un 0,5 % por cada grado centígrado por encima de 25 °C. Durante una ola de calor, la temperatura superficial de los módulos puede superar los 70 °C, lo que acelera además la degradación de encapsulantes, cables y otros componentes, así como la limitación térmica (thermal derating) de los inversores.

El estudio “Analysis of photovoltaic power plant resilience under Iberian heatwaves”, que se publicará en diciembre en International Journal of Climate Change Strategies and Management, utiliza datos horarios de producción de tres instalaciones: Zebro, en Portugal (37,06 kWp); Ariza, en Zaragoza (15 kWp); y Amibil, también en Zaragoza (64,5 kWp). La producción se comparó con datos meteorológicos del reanálisis ERA5-Land, cuya precisión fue validada mediante una estación meteorológica instalada junto a la planta Amibil. La comparación mostró una elevada concordancia, con coeficientes de correlación de hasta 0,95 para la temperatura del aire y de 0,98 para la irradiancia horizontal global (GHI), lo que confirma la fiabilidad de ERA5-Land como base para el análisis.

Los investigadores estudiaron cuatro olas de calor oficialmente declaradas por la AEMET y el IPMA: dos en España, en julio-agosto de 2024 y junio de 2025, y dos en Portugal, en agosto de 2024 y mayo-junio de 2025. Además de la temperatura máxima, evaluaron la severidad mediante las horas acumuladas por encima de 35 °C (DH35), comprobando que los episodios de 2024 fueron los más intensos, con temperaturas máximas de hasta 39,4 °C en Portugal y 38,9 °C en España.

Los resultados muestran que las pérdidas de rendimiento se concentran en unas pocas horas del día, coincidiendo con las temperaturas más elevadas de módulos e inversores. La mayor caída horaria del Performance Ratio (PR) alcanzó el 90,4 % en la planta Amibil durante la ola de calor española de 2024, mientras que la mayor pérdida diaria fue del 17,6 % en Zebro durante el episodio portugués de 2025. No obstante, la recuperación del rendimiento suele producirse el mismo día o al siguiente, una vez disminuye la carga térmica.

El trabajo concluye que estas pérdidas están asociadas principalmente al incremento de la temperatura de operación y al thermal derating de los inversores, más que a la propia duración de la ola de calor. De hecho, episodios breves de temperaturas muy elevadas fuera de los periodos oficialmente catalogados pueden producir reducciones similares de rendimiento.

Uno de los aspectos más relevantes del estudio es la comparación entre simulaciones realizadas con PVsyst utilizando un Año Meteorológico Típico (Typical Meteorological Year, TMY) y simulaciones alimentadas con datos reales de ERA5-Land. Los autores comprobaron que el uso exclusivo del TMY sobreestima sistemáticamente la energía que las plantas pueden producir durante episodios extremos.

Para cuantificar esta diferencia calcularon la energía no suministrada (Energy Not Served, ENS), definida como la diferencia entre la energía prevista mediante el TMY y la realmente generada. Las mayores discrepancias aparecieron en la planta Zebro durante la segunda ola de calor portuguesa, mientras que la desviación relativa más elevada correspondió a Ariza durante el episodio en España de 2025, lo que evidencia, según los científicos, que los años meteorológicos típicos no representan adecuadamente el creciente impacto de los fenómenos extremos.

Los autores concluyen que el principal desafío para la fotovoltaica europea ya no consiste únicamente en maximizar la producción anual, sino en garantizar la resiliencia de las instalaciones frente a pérdidas cada vez más frecuentes durante las horas de máxima temperatura.