Cada estimación del rendimiento solar comienza con un número de recurso: cuánta luz solar llega al sitio, de qué forma y desde qué dirección. Tres componentes de irradiancia: irradiancia horizontal global (GHI), irradiancia normal directa (DNI) e irradiancia horizontal difusa (DHI), describen diferentes aspectos de ese recurso. Elegir el correcto para su tipo de sistema no es opcional: usar DNI cuando GHI es apropiado, o viceversa, puede producir errores de rendimiento del 10 al 30 % antes de instalar un solo módulo.
Los tres componentes de la irradiancia solar.
Irradiación horizontal global (GHI) es la radiación solar total recibida sobre una superficie horizontal. Es la suma de la radiación del haz directo proyectada sobre un plano horizontal más toda la radiación difusa del cielo. El GHI se mide mediante un piranómetro montado en plano. Es el conjunto de datos de irradiancia más ampliamente disponible y el punto de partida estándar para el modelado de rendimiento fotovoltaico de inclinación fija.
Irradiancia normal directa (DNI) es la radiación solar recibida sobre una superficie que siempre es perpendicular al sol, es decir, sigue al sol durante el día. DNI mide sólo el componente del haz directo, sin contribución difusa. Se mide mediante un pirheliómetro montado en un seguidor solar. El DNI es la métrica de recursos relevante para los sistemas de concentración (CSP, CPV) y es el componente maximizado por los seguidores solares de uno y dos ejes.
Irradiancia horizontal difusa (DHI) es la radiación solar recibida desde la cúpula celeste, excluyendo el haz directo, dispersada por nubes, aerosoles y moléculas de aire. Se mide mediante un piranómetro con un disco de sombreado que bloquea el haz directo. En climas nublados, el DHI puede representar entre el 40% y el 60% del GHI. En condiciones despejadas del desierto, puede caer entre un 10% y un 15%.
La relación entre los tres es: GHI = DNI × cos(θ) + DHI, donde θ es el ángulo cenital solar (ángulo entre el sol y la vertical). Esta identidad de descomposición es fundamental para todos los cálculos de transposición.
Qué componente usar para diferentes tipos de sistemas
| Tipo de sistema | Métrica de recursos primarios | ¿Por qué? |
|---|---|---|
| Fotovoltaico de inclinación fija (montaje en el suelo o en el tejado) | GHI | Los paneles reciben radiación haz y difusa; GHI es el punto de partida para la transposición a superficie inclinada (POA) |
| Seguidor de un solo eje (SAT) | GHI (o modelado GTI) | Las herramientas de rendimiento transponen GHI a irradiancia en plano giratorio; Las ubicaciones con DNI alto se benefician más del seguimiento |
| Seguidor de doble eje | DNI + DHI | El doble eje sigue perfectamente al sol; rendimiento = componente DNI + DHI en superficie normal |
| Energía solar de concentración (CSP) | solo DNI | Los espejos concentran únicamente el haz directo; la radiación difusa no se puede enfocar |
| Bifacial de inclinación fija | GHI + albedo | El frente utiliza GHI transpuesto; La parte trasera captura la radiación difusa + reflejada en el suelo. |
| Fotovoltaica integrada en el edificio (BIPV) | GTI (plano de matriz) | Las superficies verticales o en ángulo requieren una transposición completa, incluida la difusa circunsolar. |
Fuentes de datos de irradiancia: qué utilizar para el desarrollo de proyectos
Varias bases de datos autorizadas proporcionan datos de irradiancia mensuales y horarios a largo plazo:
- PODER DE LA NASA: Cobertura global gratuita, datos horarios desde 1984. Resolución ~50 km. Lo mejor para la detección temprana.
- PVGIS (Centro Común de Investigación de la UE): Cobertura excelente y gratuita de Europa, África y Asia. Resolución ~5 km. Estándar para proyectos europeos.
- SolarAnywhere / Solargis: productos comerciales con resolución de hasta 250 m, análisis de incertidumbre P50/P90 y datos de tendencias a largo plazo. Requerido para informes de rendimiento financiable en proyectos >500 kWp.
- Meteonorma: Generador TMY (año meteorológico típico) estándar de la industria utilizado directamente en PVsyst. Combina datos de satélite y de estaciones terrestres.
- Piranómetros de estación terrestre: son los más precisos, pero requieren de 1 a 3 años de mediciones in situ. Exigido por algunos prestamistas para proyectos >10 MWp o en regiones con escasez de datos (partes de Asia central, África subsahariana).
Mapas GHI y puntos de referencia regionales
| Región | GHI anual (kWh/m²/año) | DNI (kWh/m²/año) | Beneficio de seguimiento |
|---|---|---|---|
| Norte de Europa (Alemania, Polonia) | 950-1200 | 700–950 | Bajo (10-15%) |
| Sur de Europa (España, Italia) | 1.500–1.900 | 1.400–1.800 | Moderado (18-22%) |
| Medio Oriente (EAU, Arabia Saudita) | 1.900–2.400 | 2000-2600 | Alto (22–28%) |
| Asia Central (KZ, UZ) | 1.400–1.700 | 1.300–1.600 | Moderado (18-24%) |
| Sudeste Asiático (Tailandia, Vietnam) | 1.400–1.700 | 1.000–1.400 | Bajo (12–18%) – alto difuso |
| Australia (interior) | 1.800–2.200 | 1.900–2.400 | Alto (22–27%) |
De GHI a la irradiancia del plano de matriz (POA)
El flujo de trabajo de modelado de rendimiento traduce GHI a la irradiancia que realmente cae sobre los paneles inclinados, llamado Irradiancia POA (Plano de matriz). Esto requiere tres pasos:
- Descomposición: divida GHI en haz directo (Bh) y DHI utilizando un modelo de descomposición (Erbs, Reindl o Perez). Esto es necesario cuando solo está disponible GHI y DNI/DHI no se miden por separado.
- Transposición: convierta componentes de haz y difusión desde el ángulo de superficie horizontal al ángulo de superficie inclinada utilizando un modelo de transposición (Hay-Davies, Perez o Reindl). El modelo de Pérez es más preciso para la transposición difusa en superficies inclinadas.
- Corrección de sombras y suciedad: aplicar perfiles de horizonte casi sombreados y pérdidas de suciedad; consulte nuestro artículo sobre factores de pérdida de suciedad — para llegar a la irradiancia incidente neta.
El resultado es una irradiancia POA horaria, que luego se combina con coeficientes de temperatura del módulo y curvas de eficiencia del inversor para producir una estimación del rendimiento energético anual P50.
P50 vs P90: comprensión de la probabilidad de rendimiento
Una estimación de rendimiento P50 es el nivel de producción que se espera superar en el 50% de los años (la mediana). Una estimación P90 (superada en el 90% de los años) tiene en cuenta la variabilidad de la irradiancia interanual y se utiliza como caso conservador en el financiamiento de deuda. La diferencia entre P50 y P90 suele ser del 5 al 10 % para sitios bien caracterizados con registros de datos extensos, ampliándose al 10 al 20 % en regiones con escasos datos donde la incertidumbre del modelo satelital es mayor.
Para nuestros mercados objetivo en Asia Central y Medio Oriente (regiones con un alto DNI, una fracción difusa relativamente baja y un despliegue solar en rápida expansión), Solargis y PVGIS ofrecen cada vez más datos precisos de GHI en los sitios de los proyectos. Contáctenos para analizar el origen de datos de irradiancia para su país específico y cómo lo tenemos en cuenta en el dimensionamiento de los equipos para inversor comercial y módulo selección.