Proyectos solares · dimensionamiento completo
Ubicación, hasta cuatro aguas con su azimut e inclinación reales, la factura de energía separando activa de reactiva, y al final la potencia, los circuitos y las cantidades de obra. La irradiación no se estima: se consulta a PVGIS para cada plano.
De dónde sale cada número y qué significa cada término.
Una HSP es la cantidad de energía solar que llega a un metro cuadrado durante una hora bajo una irradiancia de 1000 W/m², que es la condición en la que se mide la potencia de los paneles. Decir «4,6 HSP/día» es decir «al día llegan 4,6 kWh por cada m² de plano».
No son horas de luz. En Colombia hay unas 12 horas de luz todos los días del año, pero sólo unas 4 o 5 HSP: el resto del tiempo el sol pega con menos fuerza. Por eso HSP y «horas de sol» nunca coinciden.
La radiación global horizontal es la que recibe una superficie plana mirando al cielo. Es el dato con el que se hacen los atlas solares, incluido el de la UPME, porque es lo que miden los piranómetros de las estaciones.
La irradiación sobre el plano inclinado (POA, plane of array) es la que recibe realmente un panel montado con una inclinación y una orientación concretas. Es la que importa para dimensionar, y es la que devuelve PVGIS como H(i).
Cerca del ecuador las dos se parecen mucho, porque el sol pasa casi por encima. Por eso en Colombia inclinar el techo cambia poco el resultado, al revés de lo que ocurre en Europa.
Es hacia dónde mira la superficie del techo, medido en el plano horizontal. Aquí se usa la convención de brújula de campo: Norte 0°, Este 90°, Sur 180°, Oeste 270°.
PVGIS usa otra convención (Sur 0°, Este −90°, Oeste +90°, Norte ±180°). La aplicación traduce internamente con aspect = azimut − 180, normalizado al intervalo [−180, +180). Nunca hay que pensar en la convención de PVGIS.
Es el ángulo entre el plano del panel y la horizontal. 0° es completamente plano; 90°, vertical. Un techo de teja colombiano típico está entre 10° y 25°.
Con tilt 0° el azimut deja de importar: un plano horizontal mira igual en todas las direcciones. Es la prueba de humo que valida que la conversión de azimut es correcta.
PVGIS es la herramienta del Joint Research Centre de la Comisión Europea. A partir de series horarias de radiación calcula la irradiación que llega al plano que se le indique, descomponiendo en directa, difusa y reflejada, y aplicando la geometría sol-plano hora a hora.
Esta aplicación usa el endpoint PVcalc de la API v5.3. Para Colombia la única base disponible en esa versión es PVGIS-ERA5 (reanálisis, ~30 km de resolución, promedios 2005–2023); PVGIS-SARAH3 no cubre el país. No se fuerza ninguna base: se deja que PVGIS escoja la suya y se reporta cuál usó. Las sombras del horizonte lejano van incluidas, calculadas desde el modelo de elevación.
De la respuesta se toma H(i)_m (irradiación mensual sobre el plano) y H(i)_y (anual), y se convierten a HSP dividiendo por los días del mes y por 365 respectivamente.
La capa Radiación global horizontal media diaria anual (kWh/m²/día) – 2024 del Geoportal de la UPME (capa 3 del FeatureServer Capas_FuenteEnergia_Solar). Se consulta espacialmente: se le pregunta qué polígono contiene el punto marcado en el mapa.
La capa publica rangos, no valores puntuales. Para Medellín devuelve «4,0 – 4,5 kWh/m²/día». La cifra única que muestra la aplicación es el punto medio de ese rango y así se etiqueta siempre. Del mismo polígono salen también el municipio y el departamento. El periodo de los datos es 01/07/1974 – 31/10/2022, interpolado a partir de estaciones en tierra.
Porque miden cosas distintas con métodos distintos. UPME interpola casi 50 años de estaciones terrestres colombianas y publica rangos anuales; PVGIS usa reanálisis atmosférico global de 2005–2023 sobre una malla de ~30 km. En terreno andino, con nubosidad de valle y relieve fuerte, una celda de 30 km promedia situaciones muy distintas.
En la práctica PVGIS suele salir por encima del rango de UPME en el interior del país. La comparación que muestra la aplicación es informativa: sirve para ver si los dos órdenes de magnitud son compatibles, no para calibrar uno con el otro. No se promedian ni se mezclan.
HSP mes = H(i)_m [kWh/m²/mes] ÷ días del mesHSP anual = H(i)_y [kWh/m²/año] ÷ 365 — no el promedio aritmético de los doce meses, que pesaría igual a febrero que a enero.aspect PVGIS = normalizar(azimut brújula − 180) al intervalo [−180, +180).Producción rápida = kWp × HSP × PR — estimación de bolsillo, contrastable con la simulación de PVcalc.E total = E faldón A + E faldón B — se suma energía. Las HSP de faldones distintos no se suman.Pérdida vs óptimo = (HSP óptima − HSP real) ÷ HSP óptima