Resilient Power Report 2026 identifica riesgos de granizo, nieve y tormentas para proyectos solares

Los operadores de instalaciones de generación de energía solar se exponen a riesgos financieros derivados de los efectos de las tormentas de granizo, la nieve y los tifones, según el último informe del proveedor de seguros climáticos kWh Analytics.

Los detalles de dichos riesgos se examinan en el Resilient Power Report 2026 de kWh Analytics. El informe sigue a la publicación de su documento anual Solar Risk Assessment en mayo de 2026, que destacó el impacto del granizo y el fuego en las instalaciones fotovoltaicas, y consideró los efectos de la deriva de los seguidores y la torsión de los módulos en el rendimiento de una instalación.

El riesgo de granizo es un tema del Resilient Power Report, que describe las ventajas obtenidas cuando los módulos se guardan eficazmente antes de las tormentas de granizo. Un documento de Ross Huiman, de Clearway, y Andrew Griffiths, de Nextpower, describe cómo un parque solar a escala de servicios públicos en el corazón del «callejón del granizo» en Lubbock, Texas, perdió menos del 0,018% de sus módulos gracias a las órdenes de almacenamiento automatizadas enviadas a la instalación antes de una tormenta de granizo pronosticada.

Los seguidores Nextpower se instalaron en el proyecto, y los autores describieron cómo los módulos se guardaron automáticamente a 60 grados antes de la tormenta de granizo, y permanecieron en la posición de almacenamiento durante tres horas durante la tormenta.

Esto significó que se dañaron menos de 200 módulos en los dos sitios del proyecto, y los autores escribieron que, cuando el personal de Clearway acudió al sitio después del evento, encontraron vehículos de servicio cercanos extensamente dañados por el granizo, «incluyendo ventanas rotas y capós y techos de automóviles abollados, pero no hicieron ninguna reclamación de seguro asociada con la matriz solar».

Las fuertes nevadas fueron otro desafío clave identificado. En los inviernos en los que se pronostican fuertes nevadas y periodos fríos prolongados, los sitios fotovoltaicos con seguidores controlables a distancia tienen ventaja, señala el autor del informe Matthew Messer, de Madison Energy Infrastructure.

Se pueden emitir comandos de almacenamiento por nieve antes de que caiga nieve para colocar los módulos en ángulos pronunciados. Esto significó que, después de la tormenta Fern, que se desplazó por el este de EE. UU. en enero de este año, el prolongado periodo frío habría significado la acumulación de nieve en los módulos «durante días o incluso semanas» si no se hubieran colocado en posiciones casi verticales.

En los sitios sin tecnología de almacenamiento remoto por nieve, Madison desplegó técnicos manuales para colocar los paneles manualmente antes de que golpeara la tormenta. Se utilizó CCTV en el sitio para monitorear la situación y confirmar que las condiciones de los módulos y las estructuras de soporte eran aceptables durante y después de la tormenta.

El informe señala que la producción solar puede recuperarse hasta diez días antes si los módulos se guardan antes de una nevada fuerte, en comparación con no guardarlos y permitir que la nieve acumulada se derrita de forma natural.

«Nuestra industria ha logrado grandes avances en la comprensión de los riesgos que enfrentan los activos de energía renovable y las medidas de resiliencia necesarias para mitigarlos. Las tecnologías y protocolos que no existían hace apenas unos años ya están operativos», afirmó Jason Kaminsky, director ejecutivo de kWh Analytics. «A medida que las renovables se convierten en la columna vertebral de la red, trabajar juntos para escalar esas soluciones será clave para construir una infraestructura duradera y resiliente».

Los proyectos solares y de almacenamiento también se enfrentan al riesgo de tifones e incendios, respectivamente

El informe describe una serie de otros efectos meteorológicos extremos, como el impacto de los tifones. James Elsworth, del Laboratorio Nacional de las Montañas Rocosas (NRL), escribe sobre los daños causados por un tifón en dos matrices solares adyacentes en una azotea en Guam, y descubrió que una matriz había perdido la mayor parte de sus módulos fotovoltaicos después del tifón, mientras que la otra estaba intacta, a pesar de estar ambas expuestas a picos de velocidad del viento de 111 mph.

Se descubrió que la matriz superviviente había utilizado abrazaderas endurecidas con tolerancias específicas para asegurar los módulos a los rieles, con un diseño que proporcionaba grandes áreas de contacto y requería alrededor de 90 grados de rotación para desconectarlas manualmente.

Una sección del informe, escrita por Mike Kalnas y Adam Shinn de kWh Analytics, también analiza las causas comunes de incendios en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), incluido el bajo rendimiento de los sistemas de HVAC que conduce al sobrecalentamiento y la entrada de agua.

«Cualquiera de los modos de fallo podría derivar en un evento de fuga térmica, un escenario catastrófico donde la liberación de energía química puede quemar toda una hilera de contenedores de baterías con opciones mínimas (si las hay) de contención», reza el informe.

Si bien el incendio de Moss Landing del año pasado atrajo la atención sobre la importancia de la seguridad contra incendios en la industria de BESS, las cifras del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica de EE. UU. muestran que no ha habido lesiones relacionadas con incendios en EE. UU. en más de seis años.

Durante el verano, nuestros colegas de Energy-Storage.news hablaron con Scott Murtishaw, director ejecutivo de la Alianza de Almacenamiento de Energía de California, sobre las ideas erróneas acerca del riesgo de incendio de los BESS y las «verdaderas implicaciones de seguridad» del almacenamiento de energía.