La turbidez de Linke es un parámetro que describe cuánto se atenúa la radiación solar al atravesar la atmósfera debido a la presencia de aerosoles, vapor de agua y otros componentes atmosféricos, y en PVGIS forma parte de los datos utilizados para estimar la radiación solar y la producción fotovoltaica.
PVGIS permite consultar datos de radiación solar y calcular la producción energética de un sistema fotovoltaico en casi cualquier ubicación del mundo, excepto en los polos Norte y Sur. Para obtener una estimación coherente, basta con seleccionar correctamente la ubicación, la base de datos de radiación, la tecnología fotovoltaica, la potencia instalada, las pérdidas, la inclinación, el azimut y las condiciones del horizonte.
Qué es la turbidez de Linke
La turbidez de Linke es un indicador de la atenuación de la radiación solar causada por la atmósfera en comparación con una atmósfera ideal y limpia. Su valor resume principalmente el efecto combinado del vapor de agua y de los aerosoles presentes en la atmósfera.
La radiación solar que llega a la superficie terrestre no coincide con la radiación que sale directamente del Sol, porque durante su recorrido atraviesa una atmósfera que absorbe, dispersa y modifica parte de esa energía. La turbidez de Linke permite representar de forma simplificada ese efecto atmosférico en los modelos de radiación solar.
Cuando la atmósfera contiene más humedad, polvo, contaminación o aerosoles, la radiación directa que llega a los módulos puede disminuir y aumentar la proporción de radiación difusa. Por este motivo, la turbidez atmosférica influye en la irradiación disponible en el plano de los paneles y, en consecuencia, en la producción eléctrica estimada.
Qué relación tiene la turbidez de Linke con PVGIS
PVGIS es una aplicación web que permite obtener datos de radiación solar y de producción energética de sistemas fotovoltaicos en la mayor parte del mundo. La herramienta utiliza bases de datos de radiación solar calculadas principalmente a partir de imágenes de satélite y, en determinados casos, de productos de reanálisis meteorológico.
PVGIS ofrece mapas de radiación solar, simulaciones de producción en kWh/año y herramientas de optimización e importación de datos. Con datos de ubicación, tecnología y pérdidas, permite predecir producción, realizar análisis económico y generar informes para decisiones técnicas.
La turbidez de Linke no suele aparecer como un campo que el usuario deba introducir manualmente en el formulario básico de cálculo fotovoltaico. En la práctica, PVGIS utiliza los datos atmosféricos y de irradiación integrados en la base de datos seleccionada para modelar cómo llega la radiación solar a la superficie.
Por tanto, el usuario normalmente no calcula la turbidez de Linke desde cero, sino que selecciona una base de datos adecuada, define correctamente la ubicación y deja que PVGIS aplique sus modelos de radiación. El resultado final ya incorpora el efecto de la atmósfera sobre la irradiación utilizada en la simulación.
Por qué es importante en una simulación fotovoltaica
La producción anual depende muchísimo más de factores como la climatología local, el recurso solar o la temperatura que del propio panel en sí. PVGIS se encarga de simular estas condiciones con bases de datos históricas de gran parte del mundo.
La turbidez atmosférica afecta especialmente a la separación entre radiación directa y radiación difusa. Esta distinción es importante porque el módulo recibe radiación desde diferentes direcciones y la energía incidente depende de la posición solar, la orientación, la inclinación y las condiciones atmosféricas.
Una atmósfera más limpia suele favorecer una mayor proporción de radiación directa, mientras que una atmósfera con más aerosoles o vapor de agua puede reducir la radiación directa y modificar el reparto espectral y angular de la radiación. PVGIS integra estos efectos en la estimación de irradiación y producción.
La irradiación en el plano inclinado según la inclinación y el azimut seleccionados se transforma posteriormente en producción eléctrica mediante el modelo de rendimiento del sistema fotovoltaico, que también considera la tecnología del módulo, la temperatura, la irradiancia y las pérdidas del sistema.
Cómo acceder a PVGIS
PVGIS es una herramienta gratuita desarrollada por la Comisión Europea y el Centro Común de Investigación. Es completamente gratuita, no requiere registro y no impone restricciones sobre el uso de los resultados.
La interfaz está disponible en varios idiomas, incluido el español. PVGIS permite consultar los resultados como números y gráficos mostrados en el navegador, guardar los gráficos en archivos, descargar información en formato CSV, obtener un documento PDF y utilizar servicios web no interactivos mediante API.
Para un sistema fotovoltaico conectado a la red, la opción principal es Grid connected. La aplicación también incluye herramientas para sistemas con seguimiento solar, instalaciones aisladas, datos mensuales y diarios, series horarias y años meteorológicos típicos.
Turbidez de Linke y elección de la base de datos
La base de datos seleccionada es uno de los elementos que más influye en la representación del recurso solar y de las condiciones atmosféricas. PVGIS ofrece varias bases de datos de radiación solar, cada una con una cobertura geográfica, un periodo temporal y una resolución espacial diferentes.
| Base de datos | Tipo | Año inicial | Año final | Resolución espacial | Observaciones |
|---|---|---|---|---|---|
| PVGIS-SARAH3 | Satélite | 2005 | 2023 | 0.05' x 0.05' (5 km) | Base de datos predeterminada en PVGIS 5.3 para Europa, Asia Central, África y parte de Sudamérica |
| PVGIS-SARAH2 | Satélite | 2005 | 2020 | 0.05° x 0.05° (~5 km) | Base predeterminada en PVGIS 5.2 para Europa, Asia, África y Sudamérica por debajo de 20 S |
| PVGIS-NSRDB | Satélite | 2005 | 2015 | 0.038° x 0.038° (~4 km) | Base predeterminada en PVGIS 5.2 para América por encima de 20 S |
| PVGIS-ERA5 | Reanálisis | 2005 | 2023 | 0.25° x 0.25° (~25 km) | Base mundial para zonas sin cobertura de bases satelitales |
| PVGIS-SARAH | Satélite | 2005 | 2016 | 0.05° x 0.05° (~5 km) | Base operativa que ya no se actualiza |
PVGIS-SARAH3 es la base de datos recomendada por defecto en PVGIS 5.3 para Europa, Asia Central, África y parte de Sudamérica. PVGIS-SARAH2 fue la base recomendada en PVGIS 5.2 para España y otras zonas de Europa.
Para cálculos actuales en España, conviene prestar atención a la versión de PVGIS utilizada y a la base de datos que la interfaz propone para la ubicación seleccionada. Si se trabaja con un procedimiento antiguo basado en PVGIS 5.2, la referencia habitual es PVGIS-SARAH2; en PVGIS 5.3, la base predeterminada para Europa es PVGIS-SARAH3.
PVGIS-ERA5 es un producto de reanálisis del ECMWF con cobertura mundial y resolución temporal horaria. Tiene una resolución espacial menor que las bases satelitales, pero puede resultar útil para comparar resultados y estudiar series temporales largas.
Cómo seleccionar la ubicación del proyecto
Antes de introducir los datos del sistema hay que seleccionar la ubicación geográfica en la que se realizará el cálculo. El punto elegido determina qué base de datos de irradiación puede utilizar PVGIS y qué condiciones climáticas se aplicarán a la simulación.
- Haciendo clic directamente en el mapa y utilizando la opción de zoom.
- Introduciendo una dirección en el campo Dirección situado debajo del mapa.
- Introduciendo manualmente la latitud y la longitud.
Las coordenadas pueden introducirse en formato de grados, minutos, segundos y hemisferio, o como valores decimales. Las latitudes situadas al sur del ecuador se introducen como valores negativos y las situadas al norte como valores positivos.
Las longitudes al oeste del meridiano de Greenwich se introducen como valores negativos y las longitudes al este como valores positivos. Para obtener resultados reproducibles en la API, es recomendable utilizar coordenadas y conservar el punto en formato WGS84.
La precisión de un número de portal o de una dirección exacta no suele ser determinante, porque los datos satelitales tienen una resolución espacial de varios kilómetros. Aun así, el punto debe situarse en el entorno correcto, especialmente cuando existen diferencias importantes de altitud o de clima entre zonas próximas.
Cómo configurar la línea del horizonte
PVGIS puede utilizar información sobre el horizonte local para estimar el efecto de las sombras provocadas por colinas o montañas próximas. Esta información modifica la radiación solar disponible cuando el Sol se encuentra cerca del horizonte.
La herramienta ofrece tres posibilidades:
- No utilizar la información del horizonte.
- Utilizar la información del horizonte calculada por PVGIS.
- Subir un archivo propio con la altura del horizonte.
Si no se dispone de información específica, lo más adecuado es mantener seleccionada la opción Horizonte calculado. Esta es la configuración predeterminada de PVGIS.
Si se dispone de datos propios, se puede subir un archivo de texto con extensión .txt o .csv. El archivo debe contener un número por línea, donde cada número representa la altura del horizonte en grados para una dirección determinada.
Los valores deben introducirse en sentido horario, empezando por el norte y continuando por el este, el sur y el oeste hasta volver al norte. Las alturas se interpretan como separadas por distancias angulares iguales alrededor del horizonte.
Por ejemplo, si el archivo contiene 36 valores, PVGIS supone que el primer valor corresponde al norte, el siguiente a 10 grados al este del norte y así sucesivamente. La aplicación puede mostrar un gráfico polar del horizonte junto con los resultados del cálculo.
La línea del horizonte permite modelar las sombras de la orografía, pero no representa automáticamente las sombras cercanas de árboles, edificios, chimeneas, buhardillas o estructuras situadas junto a los módulos.
Qué sombras considera PVGIS y cuáles no
PVGIS puede calcular el efecto de colinas y montañas mediante el perfil del horizonte, pero no conoce por sí sola la sombra provocada por un árbol vecino, un edificio próximo o una buhardilla. Cuando existen sombras cercanas relevantes, es necesario modelarlas de forma independiente o reflejar su efecto mediante una estimación adicional de pérdidas.
Las sombras parciales pueden suponer entre un 2% y un 20% de pérdida según el entorno, la duración de la sombra y la época del año. El impacto real depende de la geometría de los obstáculos, de la configuración eléctrica de los módulos y de las horas en las que se produce el sombreado.
Ignorar las sombras cercanas es uno de los errores más frecuentes al utilizar PVGIS. Para una primera estimación puede aplicarse un porcentaje de pérdidas, pero los proyectos con obstáculos importantes requieren una simulación específica.
Datos del sistema fotovoltaico que solicita PVGIS
Tecnología fotovoltaica
El rendimiento de los módulos fotovoltaicos depende de la temperatura y de la irradiancia solar, pero la relación exacta varía entre las distintas tecnologías.
PVGIS puede estimar los efectos de temperatura e irradiancia para módulos de silicio cristalino, módulos de película delgada de CIS o CIGS y módulos de película delgada de CdTe.
En la mayoría de las instalaciones actuales, la opción adecuada es silicio cristalino, tanto para módulos monocristalinos como policristalinos. Si la tecnología no corresponde a las opciones disponibles, se puede seleccionar otra/desconocida, aunque en ese caso el cálculo asumirá una pérdida de potencia del 8% por efectos de temperatura.
PVGIS también puede calcular cómo las variaciones del espectro de la luz solar afectan a la producción total de un sistema fotovoltaico para módulos de silicio cristalino y CdTe.
Potencia pico instalada
La potencia pico instalada es la potencia que el fabricante declara que el campo fotovoltaico puede producir en condiciones estándar de ensayo, con una irradiancia constante de 1000 W/m² en el plano del conjunto y una temperatura de célula de 25 °C.
La potencia debe introducirse en kilovatios pico, es decir, en kWp. No debe confundirse la potencia pico de los módulos con la potencia nominal del inversor.
La potencia pico del campo es la suma de la potencia unitaria de los módulos que componen el sistema. Si se conoce el área total de los módulos y su eficiencia declarada, la potencia puede calcularse como:
potencia = área × eficiencia / 100
PVGIS no realiza actualmente cálculos específicos completos para módulos bifaciales. Para explorar esta tecnología se puede introducir el valor de potencia correspondiente a la irradiancia nominal bifacial, aunque este procedimiento no es adecuado para instalaciones BAPV, BIPV o módulos montados sobre un eje norte-sur orientado este-oeste.
Pérdidas del sistema
Las pérdidas del sistema son todas las pérdidas que hacen que la energía entregada a la red sea inferior a la energía producida por los módulos. Pueden incluir pérdidas en cables, inversores, conexiones, suciedad, nieve y otros componentes.
PVGIS utiliza un valor predeterminado del 14% para las pérdidas globales del sistema. Si no se dispone de datos reales, se puede mantener este valor como punto de partida.
Para sistemas nuevos con componentes de alta eficiencia, una estimación del 10% al 12% puede ser razonable, mientras que un rango inicial general de entre el 8% y el 15% permite realizar un análisis de sensibilidad.
Las pérdidas por temperatura y por baja irradiancia se calculan adicionalmente mediante el modelo de PVGIS. Por este motivo, no deben sumarse otra vez manualmente dentro del porcentaje de pérdidas del sistema.
| Concepto | Valor orientativo |
|---|---|
| Pérdidas por sombras | 2-20% |
| Suciedad | 1-5% anual |
| Eficiencia del inversor | 96-98% |
| Pérdidas de cableado y conexiones | 1-3% |
| Pérdidas totales iniciales | 8-15% |
Posición de montaje
La posición de montaje afecta a la temperatura de los módulos y, por tanto, a su eficiencia. Cuando el aire circula libremente por detrás de los módulos, la temperatura de operación suele ser menor que cuando los módulos están integrados en una cubierta o en una fachada sin ventilación posterior.
PVGIS ofrece dos posibilidades principales: libre y integrado en el edificio. La posición libre significa que los módulos están montados sobre una estructura con circulación de aire detrás. La posición integrada indica que los módulos están completamente incorporados en la estructura del tejado o de la pared y que el movimiento de aire posterior es reducido o inexistente.
Algunos montajes se encuentran entre ambos extremos, por ejemplo, módulos instalados sobre tejas curvas que permiten cierta circulación de aire. En esas situaciones, el rendimiento se situará entre los resultados de las dos opciones disponibles.
Cuando se restringe la circulación de aire, los módulos pueden calentarse considerablemente, hasta 15 °C a una irradiancia de 1000 W/m². Esta elevación de temperatura puede reducir la eficiencia eléctrica del generador fotovoltaico.
Inclinación
La inclinación es el ángulo de los módulos respecto al plano horizontal. En una cubierta inclinada suele coincidir aproximadamente con la pendiente del tejado, mientras que en una cubierta plana depende de la estructura utilizada.
Como referencia, una cubierta inclinada puede tener entre 30° y 45°, mientras que una cubierta plana con estructura suele utilizar entre 10° y 15°. La inclinación real debe medirse sobre el plano de los módulos o de la cubierta en la que se instalarán.
Si la inclinación todavía no está definida, PVGIS puede optimizarla para obtener la máxima producción anual suponiendo que el ángulo permanece fijo durante todo el año.
Azimut u orientación
El azimut es el ángulo de orientación de los módulos respecto al sur. En PVGIS, 0° corresponde al sur, -90° al este y +90° al oeste.
Esta convención es una de las principales fuentes de errores al introducir los datos. El azimut no debe interpretarse como una lectura directa de una brújula convencional si esta utiliza otra referencia.
Cuando la orientación y la inclinación no están fijadas, PVGIS puede calcular los valores óptimos para maximizar la producción anual. Esta optimización supone que ambos ángulos permanecen constantes durante todo el año.
Una orientación sur y una inclinación cercana a la latitud suelen maximizar la producción anual, aunque el resultado exacto depende de la ubicación, la climatología, el objetivo estacional y las pérdidas del sistema.
Procedimiento paso a paso en PVGIS
Paso 1. Abrir la herramienta
Accede a la aplicación web de PVGIS y selecciona el idioma de la interfaz. Para un sistema fotovoltaico convencional conectado a la red, abre la herramienta de cálculo de sistemas Grid connected.
Paso 2. Introducir la localización
Selecciona el punto en el mapa, introduce una dirección o escribe las coordenadas de latitud y longitud. Comprueba que el punto se encuentra sobre la cubierta o en el emplazamiento real del proyecto.
Paso 3. Revisar el horizonte
Mantén seleccionada la opción Horizonte calculado si no tienes un perfil propio. Si existen datos topográficos más precisos, carga el archivo del horizonte siguiendo el formato requerido por PVGIS.
Paso 4. Seleccionar la base de datos
Revisa la base de datos que PVGIS propone para la ubicación seleccionada. En España, PVGIS-SARAH2 es la referencia habitual en PVGIS 5.2, mientras que PVGIS-SARAH3 es la base predeterminada para Europa en PVGIS 5.3.
Paso 5. Introducir la tecnología
Selecciona silicio cristalino para la mayoría de los módulos convencionales. Utiliza CIS, CIGS o CdTe únicamente cuando corresponda a la tecnología real de los módulos.
Paso 6. Introducir la potencia pico
Escribe la potencia total del campo fotovoltaico en kWp. Por ejemplo, un conjunto formado por módulos cuya suma de potencias alcanza 10 kWp debe introducirse como 10 kWp.
Paso 7. Introducir las pérdidas
Mantén el valor predeterminado del 14% si no dispones de información más precisa. Si conoces el comportamiento de los equipos y las condiciones del emplazamiento, puedes utilizar una estimación específica, evitando incluir de nuevo las pérdidas de temperatura y baja irradiancia.
Paso 8. Configurar el montaje
Selecciona montaje libre cuando exista ventilación posterior suficiente y montaje integrado en el edificio cuando los módulos estén incorporados en la cubierta o fachada con circulación de aire limitada.
Paso 9. Introducir inclinación y azimut
Escribe la inclinación real y el azimut real de los módulos. Si ambos valores aún pueden modificarse, utiliza las opciones de optimización para que PVGIS calcule la combinación con mayor producción anual.
Paso 10. Visualizar y descargar los resultados
Haz clic en Visualizar resultados. PVGIS mostrará un resumen de los datos utilizados, la producción mensual y anual, los gráficos de irradiación, el perfil del horizonte y el desglose de pérdidas.
Los resultados pueden descargarse en formato PDF, CSV, JSON o HTML, según la herramienta utilizada. El PDF puede utilizarse como informe de referencia y el CSV o JSON permite continuar el análisis en una hoja de cálculo o en otro programa.
Cálculo Fotovoltaico con PVGIS. ✔👌 #energiasolar #ingenieria
Cómo interpretar los resultados
Producción anual
La producción anual en kWh/año es el dato principal para estimar la energía que puede generar el sistema. PVGIS proporciona valores mensuales y anuales correspondientes a la energía final entregada por el sistema fotovoltaico, normalmente como electricidad en corriente alterna.
La energía fotovoltaica se considera enviada a la red o utilizada para otros fines. Los valores de producción ya incluyen las pérdidas del sistema introducidas por el usuario y las pérdidas calculadas por el modelo.
Producción específica
La producción específica se expresa en kWh/kWp/año y permite comparar emplazamientos o sistemas de diferentes tamaños. Se obtiene dividiendo la producción anual entre la potencia pico instalada.
Por ejemplo, una producción de 6.250 kWh/año para un sistema de 5 kWp equivale aproximadamente a 1.250 kWh/kWp/año.
Producción mensual
El gráfico mensual muestra la distribución estacional de la producción. En las latitudes europeas, los meses de primavera y verano suelen aportar una parte considerable de la energía anual, mientras que los meses de invierno presentan una producción menor debido a la menor altura solar y a la menor duración del día.
La producción mensual es especialmente útil para comprobar la correspondencia entre la generación solar y el perfil de consumo, así como para estudiar la necesidad de almacenamiento o el comportamiento de una instalación aislada.
Irradiación solar
La irradiación es la energía solar recibida por una superficie durante un periodo determinado. PVGIS puede mostrar la radiación global horizontal, conocida como GHI, y la irradiación recibida en el plano inclinado de los módulos.
La GHI sirve para analizar el recurso solar general de una ubicación. La irradiación en el plano inclinado es más útil para estimar el rendimiento de una instalación concreta, porque considera la inclinación y la orientación de los módulos.
Desglose de pérdidas
PVGIS puede mostrar pérdidas asociadas al ángulo de incidencia, los efectos espectrales, la temperatura, la baja irradiancia y las pérdidas globales introducidas por el usuario. Este desglose permite entender cómo la irradiación disponible se convierte en energía eléctrica final.
Cómo se relaciona la turbidez de Linke con la irradiación directa y difusa
La turbidez de Linke está especialmente relacionada con la estimación de la radiación directa que atraviesa la atmósfera. Cuando la masa de aire es elevada, la radiación recorre una distancia atmosférica mayor y la atenuación puede ser más importante.
La radiación difusa procede de la dispersión de la luz solar en la atmósfera. Aunque la turbidez puede reducir la componente directa, parte de la radiación dispersada sigue llegando desde distintas direcciones al plano del módulo.
La cantidad de energía que finalmente recibe el generador depende de la suma de las componentes directa y difusa, de la posición del Sol, de la inclinación, del azimut y de las sombras del horizonte. Por ello, un valor atmosférico aislado no permite calcular por sí mismo la producción de una instalación.
En PVGIS, el análisis debe realizarse sobre el conjunto de resultados de irradiación y producción. La turbidez de Linke ayuda a describir el estado atmosférico, pero la producción eléctrica depende también de la temperatura del módulo, la tecnología, las pérdidas, la geometría y el inversor.
Ejemplo práctico en Madrid
Para realizar un ejemplo sencillo, se puede utilizar una instalación fotovoltaica situada en Madrid, con una potencia pico de 10 kWp, instalada sobre una estructura coplanar en un tejado inclinado 20 grados y orientada al sur.
La localización puede introducirse mediante las coordenadas del centro de Madrid: latitud 40.4168 y longitud -3.7038. La tecnología puede configurarse como silicio cristalino, el montaje como integrado o sobre tejado y el azimut como 0°, que corresponde al sur en PVGIS.
| Parámetro | Valor del ejemplo |
|---|---|
| Ubicación | Madrid centro |
| Latitud | 40.4168 |
| Longitud | -3.7038 |
| Potencia instalada | 5 kWp |
| Tecnología | Módulos cristalinos |
| Montaje | Fijo |
| Inclinación | 30° |
| Azimut | 0° |
| Base de datos | PVGIS-SARAH2 |
| Pérdidas totales | 12% |
Con una configuración de 5 kWp, módulos cristalinos, montaje fijo, inclinación de 30°, azimut 0° y pérdidas totales del 12%, la producción anual estimada es de aproximadamente 6.250 kWh/año, equivalente a unos 1.250 kWh/kWp/año.
En una configuración diferente de 10 kWp, con inclinación de 20° y orientación sur sobre una cubierta de Madrid, PVGIS mostrará un resumen de producción mensual y anual adaptado a esos parámetros. Las cifras exactas dependerán de la base de datos, la versión de PVGIS, el montaje, las pérdidas y el punto geográfico seleccionados.
Análisis económico con los resultados de PVGIS
PVGIS puede calcular el coste de la electricidad generada por sistemas fotovoltaicos fijos conectados a la red mediante un método de coste nivelado de la energía. Para realizar este cálculo hay que introducir el coste total de compra e instalación, el tipo de interés, la vida útil prevista y los costes de mantenimiento.
La estimación del coste nivelado se basa en el coste total del ciclo de vida dividido entre la energía total generada durante la vida útil. El cálculo asume un coste fijo anual de mantenimiento equivalente al 2% del coste original del sistema.
La fórmula simplificada del coste nivelado de la electricidad es:
LCOE = costes totales del ciclo de vida / energía total generada durante la vida útil
En un ejemplo con una inversión inicial de 6.000 €, un coste de operación y mantenimiento de 500 € al año durante 25 años y una producción de 6.250 kWh/año, el coste total sería de 18.500 € y la energía acumulada alcanzaría 156.250 kWh.
El LCOE aproximado sería de 0,118 €/kWh.
Para calcular un periodo de retorno simple se puede utilizar la fórmula:
Años de amortización = inversión inicial / ahorro anual
Con un precio de ahorro o venta de 0,18 €/kWh, la producción anual de 6.250 kWh generaría un ahorro aproximado de 1.125 € al año. El periodo de retorno simple sería de aproximadamente 5,3 años.
Estos cálculos son simplificados y no sustituyen un análisis financiero completo, porque el resultado real depende del autoconsumo, la energía vertida, la tarifa eléctrica, la degradación, el mantenimiento, la financiación y la evolución de los precios.
Uso de la API de PVGIS
PVGIS dispone de servicios web no interactivos para acceder de forma automatizada a los cálculos. La API permite integrar consultas de radiación y producción fotovoltaica en hojas de cálculo, aplicaciones de diseño, sistemas ERP y herramientas de elaboración de propuestas.
Los parámetros principales incluyen:
- lat y lon: coordenadas geográficas.
- peakpower: potencia pico en kWp.
- loss: pérdidas totales en porcentaje.
- pvtech: tecnología fotovoltaica.
- mounting, angle y aspect: montaje, inclinación y azimut.
- outputformat: formato de salida, como CSV o JSON.
La API resulta útil cuando es necesario repetir cálculos para muchas ubicaciones o comparar automáticamente diferentes orientaciones, inclinaciones, tecnologías y niveles de pérdidas.
Formatos de exportación y columnas de resultados
PVGIS permite exportar datos en varios formatos para facilitar su análisis posterior. El formato PDF es adecuado para informes, mientras que CSV y JSON son más útiles para procesar datos de forma automática.
| Columna | Contenido |
|---|---|
| date | Fecha |
| ghi | Irradiación global horizontal en kWh/m² |
| dni | Irradiación normal directa en kWh/m² |
| production_kWh | Producción eléctrica en kWh |
| module_temp_C | Temperatura del módulo en °C |
| system_losses_pct | Pérdidas del sistema en porcentaje |
La suma de la columna production_kWh permite obtener la producción anual cuando se trabaja con una serie temporal. La columna ghi sirve para revisar el recurso solar disponible y comparar el comportamiento de diferentes ubicaciones.
Errores frecuentes al interpretar la turbidez y los resultados de PVGIS
Confundir turbidez de Linke con pérdidas del sistema
La turbidez de Linke describe la atenuación atmosférica de la radiación solar y forma parte del modelado del recurso solar. Las pérdidas del sistema representan pérdidas eléctricas y operativas posteriores, como cables, inversor, suciedad o degradación.
No se debe sumar manualmente la turbidez de Linke al campo de pérdidas del sistema. Si se hace, se corre el riesgo de contabilizar dos veces una parte del efecto atmosférico.
Introducir mal el azimut
PVGIS utiliza 0° para el sur, -90° para el este y +90° para el oeste. Una interpretación incorrecta de esta convención puede cambiar por completo la orientación simulada y producir una estimación errónea.
Confundir kWp con kW
La potencia que debe introducirse es la potencia pico del campo fotovoltaico, no la potencia nominal del inversor. La potencia pico se expresa en kWp y corresponde a la potencia declarada de los módulos en condiciones estándar de ensayo.
Contabilizar dos veces las pérdidas de temperatura
PVGIS calcula automáticamente los efectos de temperatura y baja irradiancia cuando se selecciona una tecnología compatible. No deben añadirse otra vez al porcentaje de pérdidas globales.
Ignorar las sombras cercanas
El horizonte calculado por PVGIS representa principalmente la obstrucción de la orografía. No sustituye a un estudio de sombras de árboles, edificios y elementos constructivos próximos.
Tratar el promedio como una garantía
PVGIS proporciona valores esperados basados en series meteorológicas y de radiación de largo plazo. La producción de un año concreto puede ser superior o inferior a la media.
La desviación entre años puede representar aproximadamente entre un 5% y un 10% en determinadas instalaciones. Un año de baja producción no implica necesariamente que exista un problema en los módulos o en el diseño.
Qué parámetros influyen más en la producción estimada
- La radiación solar disponible: una variación del 10% al 20% en el recurso puede producir una variación aproximadamente equivalente en la producción.
- La orientación y la inclinación: una mala orientación puede reducir la producción entre un 5% y un 30% según las condiciones.
- Las sombras: el impacto puede situarse entre un 2% y un 20% dependiendo del entorno y de la duración del sombreado.
- La temperatura y la degradación: pueden producir efectos acumulados durante la vida útil del sistema.
La turbidez de Linke se relaciona principalmente con el primer grupo, porque interviene en la caracterización de la radiación solar que alcanza la superficie. Sin embargo, no es correcto analizarla de forma aislada del resto de parámetros.
Cómo validar una simulación de PVGIS
Una forma de validar los resultados consiste en compararlos con los datos reales de una instalación existente, utilizando contadores de energía o registros SCADA.
También es posible calibrar las pérdidas ajustando el porcentaje introducido en PVGIS para que la producción simulada se aproxime a los datos observados. Este procedimiento debe realizarse con cuidado para no utilizar las pérdidas como corrección indiscriminada de errores de ubicación, orientación o sombreado.
La comparación con estaciones meteorológicas locales puede ser útil para calibrar modelos en emplazamientos concretos. Los datos de estaciones locales son variables, pero pueden ayudar a contrastar el recurso solar estimado por las bases de datos satelitales o de reanálisis.
Limitaciones de PVGIS
PVGIS es una herramienta muy útil para una primera estimación y para el predimensionado, pero tiene limitaciones. No sustituye necesariamente a un estudio detallado de ingeniería cuando el proyecto incluye sombras complejas, seguidores, almacenamiento, restricciones eléctricas o modelos económicos avanzados.
| Necesidad | Capacidad de PVGIS |
|---|---|
| Estimación de producción de un sistema nuevo | Adecuada para la planificación inicial |
| Sombras cercanas de árboles y edificios | No las modela automáticamente |
| Previsión diaria basada en meteorología futura | No es su función principal |
| Perfiles horarios para simulaciones propias | Disponibles mediante exportación |
| Análisis completo de autoconsumo y almacenamiento | Requiere cálculos adicionales |
| Estimación económica detallada | Debe complementarse con un análisis financiero específico |
PVGIS puede calcular una estimación del coste de la electricidad generada, pero no modela por sí solo todos los aspectos económicos del autoconsumo, como la proporción de energía autoconsumida, los excedentes, las tarifas horarias, las baterías o las condiciones contractuales.
Preguntas frecuentes
¿Qué es PVGIS?
PVGIS es un sistema gratuito de la Comisión Europea que ofrece mapas de radiación solar y simulaciones de producción para sistemas fotovoltaicos en casi todo el mundo.
¿La turbidez de Linke se introduce manualmente en PVGIS?
En el cálculo fotovoltaico básico, la turbidez de Linke no suele introducirse como un campo independiente. El efecto atmosférico se incorpora mediante los datos de irradiación y los modelos asociados a la base de datos seleccionada.
¿Qué datos necesito para calcular la producción?
Necesitas la ubicación, la potencia pico en kWp, la tecnología de los módulos, la inclinación, el azimut y una estimación de las pérdidas del sistema.
¿Qué base de datos debo utilizar en España?
En PVGIS 5.2, PVGIS-SARAH2 es la base de referencia habitual para España. En PVGIS 5.3, la base predeterminada para Europa es PVGIS-SARAH3, por lo que conviene comprobar la versión de la herramienta antes de comparar resultados.
¿Cuánto produce 1 kWp en Madrid?
En Madrid, 1 kWp suele producir alrededor de 1.200-1.350 kWh/año según la inclinación y las sombras; en el ejemplo práctico se utiliza un valor aproximado de 1.250 kWh/kWp/año.
¿Cómo influye la inclinación y el azimut?
La inclinación y el azimut determinan la irradiación recibida en el plano del módulo. Una orientación sur y una inclinación cercana a la latitud suelen maximizar la producción anual, mientras que unos ángulos desfavorables pueden reducirla entre un 5% y un 30%.
¿PVGIS tiene en cuenta la temperatura?
Para las tecnologías compatibles, PVGIS calcula las pérdidas provocadas por la temperatura y la irradiancia. Si se selecciona la opción de tecnología desconocida, el cálculo asume una pérdida genérica del 8% por efectos de temperatura.
¿Puedo automatizar cálculos con la API?
Sí. La API permite realizar consultas programáticas en CSV o JSON utilizando parámetros como latitud, longitud, potencia pico, pérdidas, tecnología, inclinación y azimut.
¿Los resultados de PVGIS son exactos?
Los resultados de PVGIS son estimaciones obtenidas mediante bases de datos meteorológicas y de irradiancia, modelos matemáticos y parámetros de configuración del sistema. Son adecuados para estudiar el potencial solar y realizar un predimensionado, pero no constituyen una garantía de producción para un año concreto.
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