Fotovoltaica en Europa: más generación solar, pero con el almacenamiento como reto
Las olas de calor y la sequía que han afectado a Europa durante el verano de 2026 han puesto a prueba al sistema eléctrico. El aumento de la demanda por el uso de aire acondicionado, la menor disponibilidad de algunas tecnologías de generación y la volatilidad de los precios han elevado la presión sobre las redes. Según un análisis de Ember, la demanda diaria llegó a crecer hasta un 28% durante los episodios de temperaturas extremas.
En este contexto, la fotovoltaica en Europa ha mostrado un comportamiento especialmente favorable. La generación solar alcanzó niveles récord durante los meses de junio y julio y ayudó a cubrir una parte importante del consumo en las horas centrales del día. Sin embargo, el descenso de la producción solar al final de la tarde mantiene una brecha que sitúa al almacenamiento entre las principales soluciones para aportar flexibilidad al sistema.
La demanda eléctrica aumenta hasta un 28% durante las olas de calor
El principal efecto de las altas temperaturas fue el incremento del consumo eléctrico, especialmente por el uso de sistemas de refrigeración. Frente al periodo de referencia del 13 al 19 de junio, la demanda diaria llegó a aumentar un 28% en Italia, un 23% en Hungría, un 14% en Francia y un 13% en España.
La demanda máxima también registró incrementos significativos. Hungría alcanzó un aumento del 17%, seguida de Italia con un 14%, España con un 11% y Francia con un 9%.
Las temperaturas extremas también afectan al funcionamiento de las infraestructuras eléctricas. Las líneas aéreas pierden capacidad de transporte a medida que aumenta la temperatura y equipos como los transformadores deben trabajar bajo una mayor exigencia térmica.
La sequía reduce la disponibilidad de generación convencional
El impacto del calor no se limita al crecimiento del consumo. Las condiciones meteorológicas extremas también pueden reducir la capacidad de determinadas tecnologías de generación.
Las centrales nucleares, de gas y de carbón utilizan agua habitualmente para sus sistemas de refrigeración. Cuando las temperaturas aumentan y los caudales de los ríos disminuyen, se reduce tanto la disponibilidad de agua como la capacidad para evacuar el calor generado por estas instalaciones.
En Hungría y Rumanía, los niveles excepcionalmente bajos del Danubio afectaron a la generación de las centrales nucleares, que normalmente representan alrededor del 40% y el 15% de la producción eléctrica de ambos países, respectivamente. En Suiza, una central nuclear llegó a detener temporalmente uno de sus reactores debido a las elevadas temperaturas del agua del río.
Francia también experimentó una reducción significativa de su capacidad nuclear. El 12 de julio llegó a registrar hasta 29 GW de potencia nuclear no disponible, aproximadamente el 43% de su parque.
Las centrales térmicas también sufrieron las consecuencias. En Reino Unido, cinco plantas de gas redujeron su producción durante la ola de calor de junio, retirando unos 2,5 GW de capacidad disponible. En Polonia, los bajos niveles del río Vístula obligaron a reducir la producción de las centrales de carbón de Kozienice y Połaniec, con alrededor de 1,3 GW fuera del sistema.
La generación hidroeléctrica de la Unión Europea tampoco escapó al impacto de la sequía. En mayo, junio y julio registró sus niveles más bajos de al menos una década. En julio, siete de los ocho principales productores hidroeléctricos europeos generaron menos electricidad que su promedio de los cinco años anteriores.
La fotovoltaica en Europa alcanza nuevos máximos durante el calor
En contraste con buena parte de las tecnologías convencionales, la generación solar respondió favorablemente a las condiciones meteorológicas. Ember destaca que la fotovoltaica en Europa fue la única de las principales tecnologías de generación que produjo más electricidad de lo habitual durante los episodios de calor.
Durante junio y julio, la generación solar diaria llegó a ser un 17% superior a la registrada en días sin temperaturas extremas en Francia y Hungría. En España, el incremento alcanzó el 5%.
En términos absolutos, la generación fotovoltaica en Europa alcanzó los 52 TWh en junio y los 55 TWh en julio. En ambos meses, la solar representó aproximadamente el 25% de toda la generación eléctrica europea, un nivel que se alcanzó por primera vez durante dos meses consecutivos.
La ventaja de la fotovoltaica no está únicamente relacionada con una mayor irradiación. Existe también una coincidencia temporal entre la producción solar y el aumento de la demanda provocado por la refrigeración. Las horas centrales del día concentran tanto una elevada producción fotovoltaica como una parte importante del consumo asociado al aire acondicionado.
Esto permite que la solar reduzca durante esas horas la necesidad de recurrir a otras tecnologías de generación para cubrir la demanda.
La tensión aumenta cuando cae la producción solar
El principal desafío aparece después del atardecer. A medida que disminuye la producción fotovoltaica, el consumo eléctrico continúa siendo elevado, especialmente durante las jornadas de temperaturas extremas.
Esta situación genera una denominada brecha de flexibilidad: durante las horas centrales existe abundante generación solar, mientras que al final de la tarde aumenta la necesidad de disponer de otras fuentes capaces de responder rápidamente.
El efecto también se reflejó en los precios eléctricos. Durante las olas de calor de finales de junio y principios de julio, los precios medios diarios aumentaron un 119% en Hungría, un 44% en Francia, un 13% en Italia y un 7% en España frente a la semana de referencia.
El mercado también registró máximos especialmente elevados. El 24 de junio, Francia e Italia alcanzaron precios de 313 y 285 €/MWh, respectivamente. En Hungría, el precio superó los 900 €/MWh el 30 de junio. En España, llegó a situarse por encima de los 250 €/MWh el 23 de julio, el valor más elevado desde 2022.
La combinación de una demanda elevada, menor disponibilidad de generación convencional y mayores costes del gas incrementó especialmente la presión sobre el sistema durante las primeras horas de la noche.
El almacenamiento puede trasladar la generación solar a las horas de mayor demanda
El comportamiento del sistema eléctrico europeo durante el verano de 2026 pone de relieve la necesidad de aumentar la flexibilidad. El almacenamiento, la gestión de la demanda, las interconexiones y unas señales de precio capaces de favorecer el desplazamiento del consumo son algunas de las principales alternativas.
Entre ellas, las baterías presentan una complementariedad directa con la fotovoltaica. Permiten almacenar electricidad durante las horas de mayor producción solar y utilizarla posteriormente, cuando la generación disminuye y la demanda continúa siendo elevada.
Esta capacidad de desplazar la electricidad en el tiempo puede reducir la necesidad de activar centrales térmicas de gas durante los picos vespertinos y limitar la exposición del sistema a episodios de precios extremos.
La experiencia del verano de 2026 muestra así el creciente papel de la fotovoltaica en Europa como apoyo frente a episodios de calor extremo. La generación solar permite aliviar la presión sobre el sistema durante buena parte del día, pero su valor puede aumentar todavía más cuando se combina con tecnologías capaces de trasladar esa electricidad hacia las horas posteriores al atardecer.
Para Ember, el aumento de las temperaturas y los episodios de sequía hacen necesario reforzar las herramientas de flexibilidad del sistema eléctrico europeo. El almacenamiento, las interconexiones y la gestión de la demanda tendrán un papel cada vez más relevante para aprovechar la generación fotovoltaica y mantener la capacidad de respuesta ante situaciones meteorológicas extremas.
