El verano extremo pone a prueba las previsiones del mercado fotovoltaico mundial

Las condiciones meteorológicas extremas registradas durante el verano de 2026 en los principales mercados fotovoltaicos están poniendo de manifiesto las limitaciones de basar el análisis de rendimiento exclusivamente en series meteorológicas históricas y parámetros estándar de producción. Así lo señala un nuevo análisis global de la consultora eslovaca Solargis, elaborado a partir de datos de irradiación solar, temperatura y precipitaciones de junio, julio y agosto.

El estudio compara las condiciones observadas con los promedios estacionales de largo plazo y muestra una distribución muy desigual del recurso solar. Mientras algunas zonas de Europa occidental y del Pacífico occidental registraron irradiación claramente superior a la media, otros mercados relevantes afrontaron déficits significativos. Las desviaciones locales superaron el 30% en partes del Sudeste Asiático y del Pacífico occidental.

En Europa occidental, la irradiación global horizontal, o GHI por sus siglas en inglés, se situó más de un 20% por encima de los valores medios en el sur de Inglaterra, Gales y Normandía. En cambio, Escandinavia, Finlandia y Escocia registraron déficits de entre el 5% y el 25%.

La variabilidad también fue acusada en Asia. En varios estados del centro y este de la India, la GHI se situó entre un 5% y un 20% por debajo de la media, aunque las zonas menos afectadas por el monzón alcanzaron valores hasta un 20% superiores. En China, la cuenca de Sichuan registró anomalías positivas de entre el 5% y el 25%, mientras que el centro del país y Mongolia se situaron generalmente entre un 2% y un 15% por encima de los valores habituales. El verano estuvo marcado además por el tifón Dolphin, el más intenso en tocar tierra en China durante el año.

En Sudamérica, la cuenca del río Paraná, el norte de Argentina, Uruguay y el sur de Brasil registraron niveles de GHI más de un 20% inferiores a la media. África presentó contrastes regionales: déficits superiores al 20% en torno al golfo de Guinea, incrementos de hasta el 20% en áreas de Kenia y Etiopía, y anomalías positivas de hasta el 30% en la costa oriental de Madagascar.

El análisis coincide con episodios de calor extremo en Francia, el centro de Estados Unidos y el norte de Canadá, que contribuyeron a una intensa actividad de incendios forestales. Estos eventos pueden afectar a la producción fotovoltaica no solo a través de la temperatura, sino también mediante cambios en la nubosidad, la presencia de aerosoles y partículas en suspensión, o la reducción de la irradiación directa.

Para propietarios de activos, operadores e inversores, la principal dificultad consiste en distinguir una caída de producción derivada del recurso solar de un problema propio de la planta o de una limitación de red. Una desviación relevante entre la generación esperada y la medida no implica necesariamente un bajo rendimiento técnico: puede responder a un periodo de menor irradiación, temperaturas elevadas, lluvia, aerosoles o condiciones atmosféricas excepcionales.

El desarrollo de El Niño añade otra variable de incertidumbre. El fenómeno puede modificar los patrones de temperatura, nubosidad, precipitaciones y recurso solar en distintas regiones, por lo que el seguimiento de las señales climáticas a gran escala adquiere relevancia para la gestión de carteras fotovoltaicas.

Solargis concluye que las anomalías estacionales no deben considerarse una mera curiosidad meteorológica. Tienen efectos directos sobre la generación, los ingresos previstos, la evaluación del rendimiento y la toma de decisiones de inversión.