Las olas de calor de junio y julio de 2026 modificaron el funcionamiento de varios de los principales sistemas eléctricos europeos. De acuerdo con el último reporte de Ember, mientras la demanda aumentó por el uso de aire acondicionado y distintas tecnologías convencionales sufrieron restricciones, la generación solar llegó a producir hasta un 17% más durante los días de temperaturas extremas.
El mayor incremento se registró en Francia y Hungría, con un 17%, mientras que España presentó una mejora del 5%. Italia se mantuvo en niveles similares a los del resto de junio y julio.
La mejora coincidió con un fuerte aumento del consumo. Durante la ola de calor de finales de junio, la demanda eléctrica diaria creció 26% en Hungría, 22% en Italia, 11% en Francia y 8% en España frente a la semana anterior.
El análisis de Ember muestra que la fotovoltaica fue la única gran fuente de generación que tuvo un desempeño superior al habitual durante estos episodios. En junio y julio, además, cubrió el 25% de la electricidad de la Unión Europea, un máximo histórico para ambos meses.
El comportamiento responde en parte a las propias condiciones meteorológicas. Las masas de aire que provocan olas de calor en Europa suelen venir acompañadas de cielos despejados y elevada irradiación, lo que favorece la producción fotovoltaica.
El momento de generación también resultó relevante. La curva solar coincide durante buena parte del día con el incremento del consumo asociado a la refrigeración. El gráfico incluido en el informe para Francia, Hungría, Italia y España muestra cómo la producción fotovoltaica cubre una parte importante del aumento diurno de la demanda.
“La subida de la producción solar ayudó a estabilizar las redes en un momento en que otras fuentes tenían dificultades para responder”, señaló Chris Rosslowe, analista senior de energía de Ember.
El contraste con otras tecnologías fue significativo. El calor y la sequía redujeron la disponibilidad de centrales nucleares, de gas y carbón, muchas de ellas dependientes de agua para sus sistemas de refrigeración.
En Francia, hasta 29 GW de capacidad nuclear estuvieron indisponibles el 12 de julio, aunque no toda esa reducción puede atribuirse directamente a las condiciones meteorológicas. Ember estima que hasta 11 GW fuera de servicio ese día estaban vinculados a paradas forzadas o problemas ambientales.
La generación a gas también sufrió restricciones. Cinco plantas británicas redujeron su producción en conjunto en 2,5 GW durante junio, mientras los bajos niveles del río Po amenazaron parte de la capacidad térmica italiana. Polonia y Serbia registraron, a su vez, recortes en centrales de carbón por falta de agua suficiente para refrigeración.
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La sequía golpeó asimismo a la hidroeléctrica. En julio, siete de los ocho mayores productores de la Unión Europea registraron niveles inferiores a sus promedios de cinco años. La generación hidráulica europea cayó a su nivel más bajo en al menos una década en mayo, junio y julio.
La combinación de mayor consumo y menor disponibilidad de generación convencional terminó trasladándose a los precios.
Durante las olas de calor de finales de junio y comienzos de julio, los valores diarios promedio aumentaron 119% en Hungría, 44% en Francia, 13% en Italia y 7% en España respecto de jornadas comparables de la semana previa.
Los mayores picos aparecieron al final del día, cuando disminuyó la generación solar pero la demanda de refrigeración continuó elevada.
Francia llegó a €313/MWh el 24 de junio e Italia alcanzó €285/MWh. Hungría superó los €900/MWh el 30 de junio y España excedió los €250/MWh el 23 de julio, algo que no ocurría desde 2022.
La tensión se traslada a las horas sin sol
Para Ember, el comportamiento del mercado muestra que el principal problema ya no se concentra únicamente en disponer de suficiente capacidad de generación, sino en contar con flexibilidad para trasladar energía de unas horas a otras.
Durante el día, la fotovoltaica ayudó a cubrir el aumento del consumo y a moderar los precios. Sin embargo, cuando cayó su producción, los sistemas tuvieron que recurrir en mayor medida a la generación térmica, principalmente de gas.
“Solar ya está haciendo gran parte del trabajo durante las olas de calor, pero el verdadero desafío comienza después de la puesta del sol”, explicó Rosslowe.
El informe identifica al almacenamiento con baterías como una de las soluciones más directas para reducir esa brecha. Los BESS pueden cargar durante las horas de elevada producción fotovoltaica y descargar por la tarde y la noche, cuando el consumo sigue alto y aumenta la exposición a centrales térmicas más costosas.
Ember también señala la respuesta de la demanda y el refuerzo de las interconexiones entre países como herramientas necesarias para aumentar la resiliencia del sistema.
La ola de calor dejó así un patrón cada vez más claro para el mercado eléctrico europeo: la solar puede acompañar el crecimiento del consumo durante las horas más calurosas, pero la estabilidad y el coste del sistema dependerán cada vez más de la capacidad para desplazar esa energía hacia las horas posteriores.