El cambio climático introduce una variable crítica para la transición energética, al incidir sobre la disponibilidad de recursos renovables, la resiliencia de la infraestructura, la planeación financiera y la gestión operativa de activos solares y eólicos. En 2024, la temperatura media global alcanzó máximos históricos y superó por primera vez 1,5 °C respecto al promedio preindustrial, acompañada por más de 150 eventos climáticos extremos y anomalías extendidas. Las pérdidas asociadas a eventos extremos atribuibles al cambio climático se estiman hasta en USD 143.000 millones por año. En Europa, el mismo periodo combinó inundaciones extensas, lluvias severas como las registradas en Valencia con más de 700 litros por metro cuadrado en 24 horas, y una participación renovable de 45 % en la generación eléctrica. Esta coexistencia muestra que el despliegue renovable y la exposición climática avanzan de manera simultánea, por lo cual la planeación energética requiere incorporar condiciones futuras no estacionarias.

La distinción entre variabilidad climática y cambio climático resulta determinante para el sector eléctrico. La variabilidad se refiere a fluctuaciones de meses a décadas asociadas con fenómenos naturales como El Niño y La Niña, mientras el cambio climático corresponde a alteraciones persistentes de largo plazo en los patrones atmosféricos y meteorológicos, impulsadas principalmente por emisiones de gases de efecto invernadero, deforestación y procesos industriales. En la operación energética, los pronósticos meteorológicos apoyan decisiones de estabilidad de red, programación de plantas, mantenimiento, limpieza y estrategias comerciales. Las predicciones estacionales y multianuales permiten anticipar fluctuaciones de recursos, precios y flujos de caja. Las proyecciones multidecadales inciden en la selección de sitios, evaluación de riesgos futuros, retorno de inversión y posibles variaciones de la matriz energética. Los activos renovables enfrentan impactos físicos y riesgos de transición. En solar fotovoltaica, la irradiancia, la temperatura, la calidad del aire, los eventos extremos, el envejecimiento tecnológico, la configuración de módulos e inversores y la suciedad superficial pueden modificar el rendimiento esperado. En eólica, la velocidad del viento, la densidad del aire, la turbulencia, la distribución de frecuencias y los límites operativos de las turbinas condicionan la producción. También se consideran amenazas como ciclones tropicales, granizo, vientos extremos, incendios, inundaciones, deslizamientos, erosión, olas de calor en redes eléctricas y aumento del nivel del mar en zonas costeras. En el plano transicional, los cambios regulatorios, tecnológicos, legales, de mercado y sociales pueden modificar la viabilidad de nuevos proyectos, especialmente cuando los incentivos evolucionan desde el volumen de energía producido hacia el valor aportado al sistema.

La modelación climática se plantea como soporte para cuantificar riesgos, aunque con limitaciones metodológicas importantes. Los modelos de circulación general representan atmósfera, superficie terrestre, océano y hielo marino en grillas tridimensionales, con resoluciones típicas entre 100 y 500 km y aproximaciones de mayor detalle cercanas a 25 km. Los modelos del sistema Tierra amplían ese marco con procesos biogeoquímicos, vegetación dinámica, química atmosférica, biogeoquímica oceánica y componentes adicionales. CMIP6 coordina simulaciones históricas y futuras, mientras los escenarios SSP plantean trayectorias socioeconómicas y de emisiones como SSP1-1.9, SSP1-2.6, SSP2-4.5, SSP3-7.0 y SSP5-8.5. Estas rutas no son pronósticos con probabilidad asignada, sino evoluciones plausibles para explorar futuros energéticos, climáticos y socioeconómicos. Las evaluaciones con CMIP6 identifican cambios moderados en el potencial fotovoltaico bajo SSP5-8.5 hacia finales de siglo. Las variaciones más marcadas aparecen en China continental, con rangos entre -5 % y 7 %, y en África, con reducciones entre -2 % y -7 %. También se reportan cambios en el noreste de Suramérica, sur de Bolivia y norte de Chile, oeste de Estados Unidos, península Arábiga, Irán, subcontinente indio y norte de Australia. Las reducciones se asocian con menor irradiancia y aumento de temperatura, mientras los incrementos responden a mayor irradiancia capaz de compensar el efecto térmico negativo. Para pérdidas por suciedad, los promedios tienden a mantenerse estables en la mayoría de ubicaciones, pero la dispersión aumenta bajo escenarios de altas emisiones, especialmente donde existen mayores tasas históricas.

En cuanto a el recurso eólico, las proyecciones dependen de región, escenario y modelo, sin una relación simple entre nivel de emisiones y variación de viento. La densidad de potencia eólica se estima con presión atmosférica, temperatura y velocidad extrapolada a 100 m, comparando los periodos 1991-2020, 2026-2055 y 2056-2085. La aplicación práctica exige seleccionar variables adecuadas, definir resolución espacial y temporal, elegir escenarios pertinentes, aplicar reducción de sesgos, downscaling, ensambles de modelos, tratamiento de variantes y agregación por indicadores, incorporando incertidumbre en las decisiones de inversión, diseño, operación, mantenimiento y gestión de riesgos.

Para leer más ingrese a:

https://www.dnv.com/publications/climate-change-impacts-on-renewable-energy-sources/

https://brandcentral.dnv.com/original/gallery/10651/files/original/a321a8b9-8b03-4f61-8b9d-8ae405629c86.pdf