Como se había previsto a principios de año, el patrón meteorológico de El Niño de 2026, más intenso de lo habitual en el Pacífico, ha contribuido a cambios significativos en los patrones históricos de irradiancia solar a escala mundial. Esto ha dado lugar a importantes variaciones regionales en el desempeño de los proyectos de generación fotovoltaica respecto de las proyecciones de referencia. Algunas regiones registraron resultados mejores de lo habitual y otras, peores.

Una nueva investigación del proveedor eslovaco de datos y software solar Solargismuestra que los niveles de irradiancia horizontal global (GHI) —la cantidad de radiación solar que llega a una superficie horizontal sobre el terreno— se apartaron de los promedios estacionales de largo plazo, en algunos lugares en más de un 30%. El último análisis de la temporada de junio, julio y agosto —verano en el hemisferio norte— atribuye gran parte de esta variación a El Niño y a extensas zonas que experimentaron temperaturas superiores a las normales.

Entre las principales conclusiones del estudio estacional más reciente se encuentran las siguientes:

• Sudamérica: GHI más de un 20% por debajo del promedio en la cuenca del río Paraná, el norte de Argentina, Uruguay y el sur de Brasil.
• Europa occidental: GHI más de un 20% por encima del promedio en el sur de Inglaterra, Gales y Normandía.
• Europa septentrional: GHI entre un 5% y un 25% por debajo del promedio en Escandinavia, Finlandia y Escocia.
• África: variaciones regionales desde más de un 20% por debajo del promedio en torno al golfo de Guinea hasta un 20% por encima del promedio en partes de Kenia y Etiopía, y un 30% por encima del promedio a lo largo del este de Madagascar.
• India: GHI entre un 5% y un 20% por debajo del promedio en varios estados centrales y orientales, mientras que las zonas menos afectadas por el monzón se mantuvieron hasta un 20% por encima del promedio.
• Sudeste Asiático y Pacífico occidental: algunas de las mayores anomalías positivas a escala mundial, con una GHI localmente superior en más de un 30% al promedio.
• China: GHI entre un 5% y un 25% por encima del promedio en la cuenca de Sichuan, mientras que el centro de China y Mongolia se situaron, en general, entre un 2% y un 15% por encima del promedio.

En Norteamérica, según el informe, las anomalías de GHI variaron considerablemente entre los distintos meses del verano, lo que dio como resultado una señal estacional relativamente equilibrada en gran parte del continente. Las anomalías más pronunciadas en Estados Unidos continental se produjeron en las regiones centrales, donde las temperaturas superaron en más de 2.5 °C el promedio de largo plazo.

Las temperaturas del aire en el norte de Canadá se situaron unos 4 °C por encima de los promedios históricos. La combinación de condiciones excepcionalmente cálidas y secas contribuyó a una amplia actividad de incendios forestales en la región, según el informe.

“El verano de 2026 ha demostrado hasta qué punto las condiciones del recurso solar pueden apartarse de los promedios históricos en los principales mercados”, afirmó Marcel Suri, director ejecutivo de Solargis. “Para los propietarios de activos y los inversionistas, comprender hasta qué punto estas variaciones se deben a las condiciones meteorológicas es esencial a la hora de evaluar el desempeño. Los datos históricos siguen siendo fundamentales para evaluar el recurso solar, pero deben complementarse con información actual y de alta resolución sobre el recurso para ofrecer una imagen precisa de las condiciones cambiantes”.

Suri señala que las variaciones del recurso solar pueden deberse a una serie de factores complejos que no son fáciles de medir ni de tener en cuenta mediante datos históricos y modelos de previsión. Estas variaciones pueden dificultar que los inversionistas solares y los propietarios de activos distingan los cambios en la generación provocados por las condiciones meteorológicas de un desempeño deficiente real de los activos.

Además, no existe necesariamente una correlación directa entre la GHI y los recursos solares. Los incendios forestales canadienses mencionados anteriormente, además de amenazar potencialmente la infraestructura física de generación y transmisión, producen humo que reduce los niveles de irradiancia y la producción fotovoltaica de los proyectos afectados por el humo y la neblina persistentes resultantes.

La falta de lluvia también puede reducir la producción fotovoltaica. Un análisis reciente de la empresa australiana de análisis solar Solcast señaló que las pérdidas por suciedad modelizadas cerca de Dallas, Texas, aumentaron hasta acercarse al 2% a finales de agosto, el valor más alto registrado para finales de ese mes en los últimos 20 años. Según el informe, el aumento reflejó principalmente la ausencia de precipitaciones que eliminaran el material acumulado sobre los módulos.

Suri, de Solargis, afirma que disponer de datos actuales sobre el recurso es esencial para comprender las causas del desempeño medido cuando las condiciones se apartan significativamente de las expectativas de largo plazo: “Los desarrolladores y operadores de plantas solares necesitarán fuentes continuas de información meteorológica para incorporar las condiciones extremas en su planificación técnica y sus modelos financieros”.