¿Cuánta electricidad producirá realmente mi instalación fotovoltaica? Esta pregunta está en el centro de todo cálculo de rentabilidad. La respuesta es más compleja que un simple vistazo a la ficha técnica del módulo – porque la potencia indicada en vatios pico (Wp) solo es válida en condiciones de laboratorio ideales a 1.000 W/m² de irradiación y 25 °C de temperatura de celda.

En funcionamiento real, numerosos factores influyen en el rendimiento: la ubicación con su irradiación solar específica, la orientación e inclinación de los módulos, posibles sombreados, efectos de temperatura y la eficiencia de los componentes instalados. Este artículo explica estas relaciones, presenta las fórmulas de cálculo y muestra qué factores tienen el mayor impacto en la producción de electricidad.

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La fórmula básica del cálculo de rendimiento

El rendimiento anual de una instalación FV resulta de la energía solar incidente multiplicada por una cadena de factores de eficiencia y coeficientes de corrección:

E = G × A × η_Módulo × η_Inv × η_Cable × k_Temp × k_Orient × k_Sombra

Variable	Significado	Rango típico
E	Rendimiento anual	1.200–1.700 kWh/kWp
G	Irradiación global	1.400–2.000 kWh/(m²·a)
A	Área activa de módulos	m²
ηMódulo	Eficiencia del módulo	18–23%
ηInv	Eficiencia del inversor	95–98%
ηCable	Eficiencia del cableado	98–99%
kTemp	Factor de temperatura	0,84–0,92
kOrient	Factor de orientación	0,70–1,00
kSombra	Factor de sombreado	0,80–1,00

La fórmula ilustra: cada factor se multiplica con los demás. Una pérdida del 5% en un punto y del 10% en otro no da un 15% de pérdida total, sino 0,95 × 0,90 = 0,855, es decir, 14,5%. Con muchas pequeñas pérdidas, este efecto se acumula considerablemente.

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Principios físicos

La irradiación global G se compone de tres componentes:

G = G_directa + G_difusa + G_reflejada

La radiación directa viaja en línea recta desde el sol hasta la superficie terrestre. Domina con cielos despejados y proporciona la mayor intensidad. La radiación difusa resulta de la dispersión por moléculas de aire, aerosoles y nubes. En España representa solo el 30–40% del total anual gracias a los cielos predominantemente despejados. La radiación reflejada (albedo) se refleja desde el entorno y contribuye al rendimiento particularmente con superficies claras o en zonas áridas.

Diferencias regionales

En España, la irradiación global anual varía entre 1.100 kWh/m² en el norte (País Vasco, Galicia) y 2.000 kWh/m² en Andalucía y Extremadura. España cuenta con la irradiación solar más alta de Europa occidental – casi el doble que en el norte de Europa.

Región	Irradiación global	Rendimiento específico*
Norte de España (País Vasco, Galicia)	1.100–1.350 kWh/m²	950–1.150 kWh/kWp
Cataluña (Barcelona)	1.450–1.550 kWh/m²	1.220–1.320 kWh/kWp
Madrid, Castilla	1.600–1.750 kWh/m²	1.350–1.480 kWh/kWp
Valencia, Murcia	1.700–1.850 kWh/m²	1.430–1.560 kWh/kWp
Andalucía, Extremadura	1.850–2.000 kWh/m²	1.550–1.700 kWh/kWp

*Con orientación sur óptima e inclinación de 30°

Fuentes de datos para el cálculo

Nuestra calculadora solar utiliza datos de irradiación de la base de datos PVGis de la Comisión Europea. Estos se basan en mediciones por satélite y modelos meteorológicos que abarcan más de 10 años. Para cada ubicación en Europa, PVGis proporciona la irradiación global media – diferenciada por componentes directa y difusa así como por mes.

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El ángulo de incidencia

La radiación que alcanza un módulo depende del ángulo entre los rayos solares y la superficie del módulo. Cuando el sol es perpendicular a la superficie del módulo, se recibe la máxima energía. A ángulos rasantes, la misma potencia radiante se distribuye sobre un área mayor – la intensidad por metro cuadrado disminuye proporcionalmente al coseno del ángulo de incidencia.

I_Módulo = I_Sol × cos(θ)

donde θ es el ángulo entre los rayos solares y la normal al módulo.

Orientación óptima en España

Para el máximo rendimiento anual en España, una orientación sur con inclinación de 25–35° es óptima. El ángulo óptimo exacto depende de la latitud: 30–35° en el norte, 25–30° en el sur. Esta geometría representa un compromiso entre el sol de verano (posición alta, días largos) y el sol de invierno (posición baja, días cortos).

La desviación del óptimo puede cuantificarse con el factor de orientación k_Orient:

Orientación	Incl. 10°	Incl. 30°	Incl. 45°	Incl. 60°
Sur (0°)	0,94	1,00	0,96	0,87
SE/SO (±45°)	0,94	0,95	0,90	0,81
Este/Oeste (±90°)	0,91	0,86	0,77	0,66
Norte (180°)	0,86	0,65	0,54	0,43

Orientación Este-Oeste: un caso especial

Los sistemas este-oeste en cubiertas planas generan un 10–15% menos de rendimiento anual que los sistemas orientados al sur, pero ofrecen ventajas:

La producción de electricidad se distribuye más uniformemente a lo largo del día. Mientras un sistema orientado al sur produce un pico elevado alrededor del mediodía, los sistemas este-oeste proporcionan más por la mañana y por la tarde. Esto aumenta el autoconsumo con los perfiles de carga típicos y reduce el estrés de la red y los picos de inyección.

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Por qué el sombreado es crítico

El sombreado es el asesino de rendimiento más frecuentemente subestimado. A diferencia de muchas otras pérdidas, el sombreado parcial no afecta al rendimiento de forma proporcional – puede reducir drásticamente el rendimiento de toda una cadena de módulos.

La razón reside en la conexión en serie: los módulos solares se conectan en cadenas (strings) a través de las cuales fluye la misma corriente. Un módulo parcialmente sombreado limita la corriente de toda la cadena. Un sombreado del 10% de la superficie del módulo puede provocar pérdidas de rendimiento del 30–50% si no se toman contramedidas.

Tipos de sombreado

El sombreado del horizonte por terreno, colinas o edificios distantes afecta a todos los módulos por igual y es predecible. Reduce principalmente el rendimiento durante las horas de la mañana y la tarde cuando el sol está bajo.

El sombreado cercano por chimeneas, buhardillas, antenas o árboles crea sombras nítidas que afectan solo a partes del sistema. Estas sombras locales se mueven con la posición del sol y pueden afectar a diferentes módulos en diferentes momentos.

El auto-sombreado ocurre con sistemas sobre estructura en cubiertas planas cuando el espaciado entre filas se elige demasiado pequeño. Especialmente en invierno con ángulos solares bajos, las filas de módulos delanteras sombrean las traseras.

Diodos de bypass y sus limitaciones

Los módulos modernos contienen diodos de bypass que puentean eléctricamente las áreas de celdas sombreadas. Un módulo típico de 60 celdas tiene tres diodos de bypass, cada uno capaz de puentear 20 celdas. Cuando una celda está sombreada, un tercio del módulo se puentea – la corriente fluye alrededor del área sombreada, pero se pierde la producción de ese tercio del módulo.

El diodo de bypass previene los puntos calientes y los daños al módulo pero solo puede limitar, no prevenir, la pérdida de rendimiento.

Análisis de sombreado

Un análisis preciso del sombreado es esencial para el cálculo del rendimiento. Nuestra calculadora solar permite la introducción de obstáculos de sombreado y calcula su impacto en el rendimiento anual – resuelto en el tiempo para cada mes y hora del día.

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Contexto físico

Las células solares se basan en semiconductores cuyas propiedades eléctricas dependen de la temperatura. Al aumentar la temperatura, el movimiento térmico de los portadores de carga en la red cristalina aumenta. Esto lleva a una mayor recombinación de electrones y huecos antes de que puedan fluir como corriente.

El efecto se manifiesta principalmente en la reducida tensión de circuito abierto U_OC. El coeficiente de temperatura para la tensión en células de silicio cristalino es típicamente –0,3%/K. La corriente de cortocircuito I_SC aumenta ligeramente con la temperatura (+0,05%/K), pero el efecto de la tensión domina.

Coeficientes de temperatura

El coeficiente de temperatura de potencia γ (gamma) indica cuánto disminuye la potencia del módulo por Kelvin de aumento de temperatura por encima de 25 °C:

Tecnología del módulo	Coeficiente de temperatura γ
Monocristalino PERC	–0,35 a –0,40%/K
Policristalino	–0,40 a –0,45%/K
TOPCon	–0,30 a –0,35%/K
Heterounión (HJT)	–0,25 a –0,30%/K
Capa fina CdTe	–0,20 a –0,25%/K

Los módulos de heterounión y capa fina tienen menores pérdidas por temperatura y son por tanto particularmente adecuados para ubicaciones calurosas – en España, esto es especialmente relevante y puede marcar una diferencia significativa en el rendimiento anual.

Temperatura del módulo en funcionamiento

La temperatura de las células durante el funcionamiento es significativamente superior a la temperatura ambiente. Un módulo oscuro absorbe aproximadamente el 80% de la radiación incidente y convierte solo el 20% en electricidad – el resto se convierte en calor.

La temperatura del módulo puede calcularse aproximadamente:

T_Módulo = T_Ambiente + k × G

donde k es un factor que depende de la situación de montaje:

• Autoportante, bien ventilado: k ≈ 0,025 K·m²/W
• Sobre cubierta con ventilación: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Integrado en cubierta sin cámara de aire: k ≈ 0,050 K·m²/W

A 1.000 W/m² de irradiación y 35 °C de temperatura ambiente (típico verano español), un módulo sobre cubierta bien ventilado alcanza unos 65 °C, un módulo integrado hasta 85 °C. En las regiones más calurosas de España, las temperaturas pueden ser aún más altas.

Pérdidas por temperatura a lo largo del año

El factor de temperatura k_Temp describe la reducción media del rendimiento a lo largo del año:

k_Temp = 1 + γ × (T_{Módulo,media} – 25 °C)

En España, la temperatura media ponderada del módulo (ponderada por irradiación) varía significativamente:

• Norte de España: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (45 – 25) = 0,924 (pérdidas ~7,5%)
• Centro (Madrid): k_Temp = 1 + (–0,0038) × (52 – 25) = 0,897 (pérdidas ~10%)
• Sur (Andalucía): k_Temp = 1 + (–0,0038) × (58 – 25) = 0,875 (pérdidas ~12,5%)

Nota importante: A pesar de las mayores pérdidas por temperatura, el sur de España produce significativamente más energía gracias a la irradiación mucho más alta. Además, el polvo del Sahara (calima) puede depositar una capa en los módulos que cause un 2–5% adicional de pérdidas si no se limpia.

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Factor 5: Inversor y electrónica de potencia

Funciones del inversor

El inversor es el enlace central entre el generador FV y la red eléctrica. Sus tareas principales:

1. Conversión DC/AC: Conversión de la corriente continua de los módulos en corriente alterna conforme a la red (230 V, 50 Hz)
2. Seguimiento MPP: Búsqueda continua del punto de funcionamiento óptimo de los módulos
3. Monitorización de red: Mantenimiento de los límites de tensión y frecuencia, desconexión en caso de fallos de red
4. Monitorización: Registro y transmisión de datos de rendimiento

Eficiencia del inversor

La eficiencia del inversor η_Inv no es constante sino que depende de la carga. En el rango de carga parcial (por debajo del 20% de la potencia nominal), la eficiencia disminuye porque el autoconsumo de la electrónica permanece constante mientras la potencia procesada disminuye.

Punto de carga	Eficiencia típica
5% carga	88–92%
10% carga	93–95%
20% carga	95–97%
50% carga	96–98%
100% carga	95–97%

La eficiencia europea η_EU es una media ponderada que considera el perfil de carga típico de una instalación FV.

Los inversores de alta calidad alcanzan eficiencias europeas del 97–98%, los dispositivos económicos del 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Los módulos solares tienen una característica corriente-tensión no lineal. El Maximum Power Point (MPP) es el punto de funcionamiento de máxima potencia – y este se desplaza constantemente con la irradiación y la temperatura. El algoritmo MPPT del inversor busca continuamente este punto de funcionamiento óptimo.

La calidad del seguimiento MPPT varía entre fabricantes y afecta directamente al rendimiento. Los inversores de alta calidad alcanzan eficiencias MPPT superiores al 99,5%. Las diferencias se hacen particularmente evidentes con sombreado parcial: los algoritmos simples pueden quedar atrapados en máximos de potencia locales, mientras que los dispositivos modernos escanean todo el rango de tensión para encontrar el máximo global.

Para instalaciones con múltiples superficies de cubierta o sombreado parcial, se recomiendan inversores con múltiples entradas MPPT independientes.

Otras pérdidas del sistema

Fuente de pérdida	Valor típico	Causa
Cableado lado DC	0,5–2%	Pérdidas óhmicas, conexiones
Cableado lado AC	0,2–0,5%	Pérdidas de línea hasta el contador
Mismatch	0,5–2%	Diferentes potencias de módulos en la cadena
Suciedad	2–5%	Polvo, polen, excrementos de pájaros, calima
Reflexión	1–2%	Pérdidas a ángulos de incidencia rasantes
Cobertura de nieve	0–1%	Solo en zonas montañosas
Tiempos de inactividad	0,5–1%	Mantenimiento, averías, cortes de red

El rendimiento del sistema o Performance Ratio (PR) resume todas las pérdidas entre la salida del módulo y la inyección en red. Instalaciones bien diseñadas alcanzan valores de PR del 76–84%.

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Cálculo simplificado del rendimiento

Para una estimación rápida, la fórmula usando el rendimiento específico es suficiente:

E = P × Y_f

Variable	Significado	Unidad
E	Rendimiento anual	kWh/a
P	Potencia del sistema	kWp
Yf	Rendimiento específico (Final Yield)	kWh/kWp

El rendimiento específico Y_f combina todos los factores de influencia en un solo valor. Corresponde a las horas de plena carga – el tiempo que el sistema necesitaría hipotéticamente funcionar a potencia nominal para generar el rendimiento anual.

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Ejemplo de cálculo: Instalación de 5 kWp en el Centro de España

Datos de entrada:

• Ubicación: Madrid (40,4° N, 3,7° O)
• Potencia del sistema: 5 kWp (12 módulos de 415 Wp)
• Área de módulos: 20,6 m² (12 × 1,72 m²)
• Eficiencia del módulo: 24,1%
• Orientación: Sur (azimut 180°), inclinación 30°
• Sombreado: Mínimo, 1% de pérdida anual
• Tipo de módulo: Monocristalino TOPCon (γ = –0,32%/K)
• Inversor: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Paso 1: Irradiación global sobre superficie inclinada Irradiación global horizontal en el sitio: 1.680 kWh/m²·a Factor de orientación para Sur/30°: 1,00 Irradiación sobre superficie del módulo: 1.680 × 1,00 = 1.680 kWh/m²·a

Paso 2: Pérdidas por temperatura Temperatura media ponderada del módulo: 52 °C Pérdida por temperatura: –0,32%/K × (52 – 25) K = –8,6% Factor de temperatura: k_Temp = 0,914

Paso 3: Pérdidas del sistema

• Inversor: η_Inv = 0,975
• Cableado DC: η_Cable = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Sombreado: k_Sombra = 0,99
• Suciedad: 0,96 (considerando calima)
• Reflexión: 0,98

Factor de sistema: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,99 × 0,96 × 0,98 = 0,882

Paso 4: Rendimiento anual Rendimiento teórico: 1.680 kWh/m² × 20,6 m² × 0,241 = 8.340 kWh Rendimiento real: 8.340 × 0,914 × 0,882 = 6.730 kWh/a Rendimiento específico: 6.730 ÷ 5 = 1.346 kWh/kWp

Performance Ratio: 6.730 ÷ (1.680 × 20,6 × 0,241) = 80,7%

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Rendimiento a lo largo del año

La producción de electricidad de una instalación FV sigue la posición del sol y se distribuye de forma desigual a lo largo del año:

Mes	Cuota del rendimiento anual	Rendimiento típico (5 kWp)
Enero	5–6%	340–400 kWh
Febrero	6–7%	400–470 kWh
Marzo	9–10%	600–670 kWh
Abril	10–11%	670–740 kWh
Mayo	11–12%	740–810 kWh
Junio	11–12%	740–810 kWh
Julio	12–13%	810–880 kWh
Agosto	11–12%	740–810 kWh
Septiembre	9–10%	600–670 kWh
Octubre	7–8%	470–540 kWh
Noviembre	5–6%	340–400 kWh
Diciembre	4–5%	270–340 kWh

Aproximadamente el 65% del rendimiento anual ocurre entre abril y septiembre. Julio es a menudo el mes con mayor rendimiento gracias a los días muy largos, a pesar de las mayores pérdidas por temperatura.

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Monitorizar y validar el rendimiento

Después de la puesta en marcha, el rendimiento real debe compararse regularmente con las previsiones. Desviaciones inferiores al 10% son normales y se deben a variaciones meteorológicas. Desviaciones mayores indican problemas:

• Bajo rendimiento sistemático: Suciedad, diseño defectuoso del sistema, mal funcionamiento del inversor
• Caída repentina del rendimiento: Módulo defectuoso, rotura de cable, fallo del inversor
• Desviación estacional: Nueva fuente de sombreado (árbol crecido, nuevo edificio)

Los inversores modernos ofrecen monitorización a través de app o portal web. El registro de corrientes de cadena permite la localización de problemas hasta el nivel del módulo.

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Por qué Excel no puede reemplazar una calculadora solar real

Muchos planificadores de instalaciones intentan calcular el rendimiento FV con hojas Excel construidas por ellos mismos. Para una primera orientación puede ser suficiente – pero para una previsión fiable es insuficiente.

El problema fundamental: Un cálculo realista del rendimiento requiere simulaciones hora por hora durante un año entero. Solo este enfoque captura correctamente las interacciones entre la posición del sol, la temperatura, la nubosidad y el sombreado. Son 8.760 horas, cada una con diferentes valores de irradiación, posiciones solares y temperaturas de módulo.

El análisis del sombreado ilustra la complejidad: La sombra de una chimenea se desplaza sobre la superficie de los módulos a lo largo del día – y se comporta de manera completamente diferente en julio que en diciembre. Una hoja Excel con valores forfatarios mensuales no puede capturar esta dinámica temporal. Las herramientas profesionales calculan para cada hora del año qué módulos están sombreados y en qué medida, y cómo esto afecta al rendimiento de la cadena a través de la conexión en serie.

A esto se añaden los efectos no lineales de la física de los módulos: La conmutación de los diodos bypass durante el sombreado parcial, la búsqueda por parte del inversor del MPP global cuando existen múltiples máximos locales, el desplazamiento del punto de trabajo dependiente de la temperatura. Estas relaciones requieren una simulación resuelta en el tiempo, no cadenas de multiplicación estáticas.

Los datos de irradiación también son críticos. Las herramientas profesionales como nuestra calculadora solar acceden a bases de datos validadas como PVGis, que proporcionan la irradiación directa y difusa por separado para cada ubicación – incluyendo los valores mensuales típicos y la variabilidad. Una hoja Excel trabaja como mucho con promedios regionales que ignoran las particularidades locales (zonas con niebla, altitudes elevadas, albedo de superficies de agua).

El punto crucial: Los errores no se suman – se multiplican. Un error del 5% en el sombreado, del 3% en la temperatura y del 2% en la eficiencia no da un 10% de error total, sino que puede conducir a desviaciones del 15% o más según el signo. Para una instalación de 8 kWp, esto significa un error de previsión de más de 1.000 kWh al año – o varios cientos de euros de diferencia en el cálculo económico.

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Conclusión

Una previsión de rendimiento fiable es la base de cualquier planificación FV económica. Determina el período de amortización, el tamaño óptimo del almacenamiento y los ahorros esperados en costes de electricidad. Planifique de forma conservadora con pérdidas de sistema realistas – una sorpresa positiva es mejor que una decepción.

Información adicional sobre la planificación del sistema se encuentra en el artículo Planificar una instalación solar: paso a paso. Los principios físicos de la generación de electricidad se explican en el artículo Del fotón al voltio: cómo funcionan las células solares.

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Calcule ahora su rendimiento FV

Con nuestra Calculadora solar, puede calcular el rendimiento eléctrico esperado para su ubicación – incluyendo análisis de sombreado, optimización del autoconsumo y cálculo de rentabilidad económica.

→ A la calculadora solar

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Fuentes

• IEC 61724-1: Monitorización del rendimiento de sistemas fotovoltaicos
• IEC 61853: Ensayos de rendimiento de módulos fotovoltaicos
• PVGis – Sistema de información geográfica fotovoltaica (Comisión Europea)
• IDAE: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía
• Fraunhofer ISE: Informe Fotovoltaico 2025